Cena praw do emisji dwutlenku węgla wzrosła w kwietniu tego roku do poziomu najwyższego od 11 lat. Rekord notowań wyniósł 27,46 euro za tonę. To ogromny kłopot dla polskiej energetyki, która w trzech czwartych produkuje energię z węgla. Co więcej, skutki wzrostu notowań odczuwają też inne branże, a pomysłów na emisje brakuje. ArcelorMittal Poland zapowiedział, że tymczasowo wstrzyma pracę wielkiego pieca i stalowni w swoim krakowskim oddziale. Jako powód podał, obok globalnej nadwyżki stali, wysokie koszty produkcji, kładąc w swoim komunikacie nacisk na skok cen praw do emisji dwutlenku węgla. Nie omieszkał też wspomnieć o wysokiej cenie energii i braku rekompensat dla przemysłu energochłonnego.

Czy rzeczywiście tak źle sobie radzimy z emisjami?

Dekarbonizacja Europy

Jak wstępnie oszacował Eurostat, osiem państw unijnych w ubiegłym roku zwiększyło emisje CO2 – wśród nich jest też Polska, gdzie wzrost ten został oszacowany na 3,5 proc. To dużo, zważywszy że nasz kraj odpowiada za ponad dziesiątą część unijnych emisji dwutlenku węgla z paliw kopalnych. Według Eurostatu, daje to trzecie miejsce za Niemcami i Wielką Brytanią. Cała UE zanotowała w ubiegłym roku spadek emisji CO2 o 2,5 proc. Eurostat publikuje dane na podstawie ilości spalanych paliw – ropy, gazu i paliw stałych.

Co ciekawe, sektory objęte unijnym systemem handlu prawami do emisji CO2 (EU ETS) radzą sobie tu znacznie lepiej. System ten obejmuje przemysł, energetykę i transport lotniczy – w sumie około połowy emisji CO2 w Unii Europejskiej. Tu spadek emisji CO2 wyniósł  3,5 proc., a w samej Polsce – 1 proc.

Elektroenergetyka z Unii Europejskiej zredukowała w 2018 r. emisje aż o 6,4 proc. W Polsce – jak wynika z najnowszych danych Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami – sektor energetyczny i ciepłowniczy (elektrownie i elektrociepłownie zawodowe, ciepłownie zawodowe i elektrociepłownie przemysłowe) wyemitował w 2018 roku o ok. 3 mln ton CO2 mniej, czyli ok. 2 proc. Wynika to poniekąd z tego, że w ubiegłym roku mieliśmy duży import energii. Ale nie wszystkie sektory poradziły sobie jednakowo, bo np. cementownie i rafinerie emisje znacząco zwiększyły – podało KOBIZE.

Nie da się ukryć, że sektorem, który Polsce coraz bardziej ciąży w emisjach jest transport – tu jednak dokładnych danych za 2018 rok jeszcze nie mamy, ponieważ transport nie jest teraz – poza lotniczym – objęty EU ETS.

Energetyka: nie jest źle

Jak się okazuje, motorem redukcji emisji dwutlenku są odnawialne źródła energii, które w miksie energetycznym wchodzą w miejsce paliw kopalnych. To także jeden z wniosków raportu ICIS – międzynarodowej organizacji petrochemicznej, zajmującej się analizami. Analiza “Wpływ wyższych cen emisji CO2 na przedsiębiorstwa energetyczne i przemysł” obejmuje sektory EU ETS na sześciu największych rynkach: Francji, Hiszpanii, Niemczech, Polsce, Wielkiej Brytanii i Włoszech.

W przypadku węgla brunatnego zaobserwowano wspólne trendy dla Niemiec i Polski – produkcja energii w ostatnich sześciu latach stopniowo zmniejsza się.  W ubiegłym roku w analizowanych rynkach energetycznych spadła produkcja energii z węgla kamiennego, z wyjątkiem Polski.  Co ciekawe, choć wcześniej produkcja z gazu rosła, to w ubiegłym roku w Niemczech, Wielkiej Brytanii, we Francji i w Hiszpanii zatrzymała się.

„Z powyższych danych wynika, że trend pokazujący zmniejszenie produkcji energii elektrycznej z paliw kopalnych, a dokładnie 6-procentowy spadek takiego wytwarzania na sześciu największych rynkach energetycznych w Europie, nie jest wywołany lub nasilony przez wyższe ceny uprawnień do emisji CO2, lecz jest raczej kontynuacją zmian bardziej długoterminowych. Ponadto, gdyby wyższe ceny CO2 doprowadziły do ograniczenia produkcji energii z węgla brunatnego lub kamiennego, korespondowałoby to z szybkim wzrostem produkcji gazu na tych rynkach” – wskazują analitycy ICIS.

Przemysł: czas na nowe pomysły

W sektorach przemysłowych sytuacja wygląda inaczej. W przeciwieństwie do elektroenergetyki branże produkcyjne nie były dotąd w stanie zredukować emisji CO2 w równie szybkim tempie. Analizując długoterminową dynamikę na poziomie sektorowym, największe spadki odnotowano w przemyśle chemicznym, papierniczym i przemyśle miazgi drzewnej, średnio 0,8 proc. rocznie, a następnie odpowiednio w przemyśle naftowym i gazowym oraz przemyśle metalowym.

„Oczekujemy pewnego opóźnienia w adoptowaniu nowych technologii w sektorze przemysłowym, ponieważ nadal otrzymuje on większą część uprawnień emisji CO2 za darmo. Jednak bardziej rygorystyczne kryteria i wyższe ceny CO2 powinny stanowić katalizator długoterminowych inwestycji w czystsze technologie produkcyjne i efektywność energetyczną – ocenił Phillip Ruf i Matteo Mazzoni, współautorzy analizy ICIS.

To zaboli

Ceny uprawnień do emisji wzrosły około trzykrotnie w ubiegłym roku, ale może być jeszcze drożej. W  latach 2019–2025 Rezerwa Stabilności Rynkowej (MSR), kluczowa reforma EU ETS, zmniejszy wolumen praw do emisji CO2 o około 1,7 mld. Oznacza to, że rocznie MSR obniża średnio 29 proc. aukcje uprawnień. To będzie miało ogromny wpływ na energetykę i przemysł.

„W zależności od tego, w jakim stopniu dojdzie do zamiany paliw, sektor energetyczny prawdopodobnie ucierpi z powodu pogarszających się marż w przypadku wytwarzania energii z węgla brunatnego i kamiennego. Wytwarzanie energii z gazu natomiast w najbliższych latach najprawdopodobniej zyska przewagę konkurencyjną w stosunku do wytwarzania energii z węgla. Dzieje się tak, ponieważ wytwarzanie z wykorzystaniem gazu emituje mniej CO2 na MWh niż wytwarzanie z wykorzystaniem węgla kamiennego i brunatnego” – prognozuje ICIS.

Prognoza dla Polski

Ze względu na bardzo dużą flotę elektrowni węglowych, polska cena energii elektrycznej jest bardzo wrażliwa na zmiany cen emisji CO2 – zauważają analitycy.

„Z naszej analizy wynika, że w latach 2019–2025 ceny energii elektrycznej w Polsce wzrosną z poziomu nieco powyżej 50 euro/MWh do około 70 euro/MWh. Biorąc pod uwagę rozwój cen emisji dwutlenku węgla, Polska jest najlepszym przykładem przejścia z węgla na paliwa gazowe, przy czym produkcja energii z gazu zwiększyłaby się o ponad 120 proc.  (15 TWh) w latach 2019–2025 przy jednoczesnym zmniejszeniu produkcji energii z węgla kamiennego o 10 proc. (6,5 TWh) i węgla brunatnego o 2 proc. (1,4 TWh). W tych samych latach produkcja energii ze źródeł odnawialnych wzrosłaby o ponad 120 proc. (22,6 TWh)” – ocenia raport.

Nie należy zapominać, że wraz ze wzrostem cen emisji dwutlenku węgla, wzrosną przychody polskiego budżetu z aukcji tych uprawnień. Tym samym da to rządowi możliwość dotowania inwestycji w OZE i niskoemisyjne technologie, o ile będzie taki plan.

Sprawdził się scenariusz, o którym kilkanaście dni temu pisał Obserwator Legislacji Energetycznej portalu WysokieNapiecie.pl. – Komisja Europejska oczekuje pewnych korekt w ustawie o cenach energii – oświadczył wiceminister energii Grzegorz Tobiszowski w Radiu Wnet. – Czas nas goni, powinniśmy dopinać rozstrzygnięcia na przełomie kwietnia i maja. Wiceminister dodał, że niewykluczone jest zwołanie dodatkowego posiedzenia Sejmu. Wiceminister Skobel prowadzi już rozmowy z samorządami, tak aby przygotować je na „odmrożenie cen”.  Ceny prądu dla gospodarstw domowych w tym roku pozostaną zamrożone.

Przypomnijmy, że 28 grudnia w ciągu jednego dnia uchwalono ustawę, która obniżyła akcyzę na prąd oraz zamroziła detaliczne ceny prądu na poziomie z 30 VI 2018. Ponieważ ceny hurtowe znacznie wzrosły od tamtego czasu, m.in. z powodu zwyżki cen uprawnień do emisji CO2, to firmy energetyczne miały otrzymać rekompensaty.

Wdrożenie ustawy wywołało kompletny chaos na rynku energii i w praktyce okazało się niemożliwe.

Komisja Europejska od stycznia tłumaczyła, że ręczne sterowanie cenami przy pomocy ustawy jest sprzeczne z unijnymi przepisami i sugerowała, żeby skorzystać z furtki tzw. usługi publicznej. Umożliwia ona dotowanie jakiegoś elementu rynku i utrzymanie niskich regulowanych cen. Warunek – musi to być fragment rynku (np. dostarczanie przesyłek pocztowych do słabo zaludnionych miejsc) i powinno być dobrze uzasadnione. Takim fragmentem rynku w tym przypadku mogłyby być gospodarstwa domowe. Przyjęcie tej argumentacji zajęło stronie polskiej cztery miesiące, ustępstwa nastąpiły dopiero gdy KE skierowała oficjalną listę pytań zapowiadającą wszczęcie postępowania.

Wydaje się dość oczywiste, że już w styczniu było wiadomo co trzeba zrobić. Dojście do tej konkluzji zajęło aż cztery miesiące. Niestety w tym przypadku, trudno o pozytywną konkluzję – lepiej późno niż wcale. Testowanie oporności systemu przez urzędników kosztowało przedsiębiorców ogromne pieniądze.

Po świętach planowane jest kolejne spotkanie urzędników resortu energii z Komisją Europejską.

Jako pierwszy ostrzegł Tauron, którego sytuacja i tak nie jest łatwa. Katowicka spółka zawiązała rezerwę 214 mln zł, przede wszystkim na umowy dla gospodarstw domowych. Spółka poinformowała też o możliwości przekroczenia kluczowego dla wierzycieli wskaźnika  dług/EBITDA. Dług może się okazać trzykrotnie większy od zysku powiększonego o amortyzację (EBITDA). To może utrudnić Tauronowi pozyskanie finansowania w przyszłości – wierzyciele mogą zacząć się bać, czy spółka będzie w stanie spłacić swe zobowiązania.

Poznańska Enea zawiązała mniejszą rezerwę – „tylko” 79 mln. PGE i Energa czekają z decyzjami, aż rozporządzenie stanie się aktem prawnym.

Przypomnijmy, że rozporządzenie zawiera wzór wg którego spółki obrotu sprzedające prąd bezpośrednio klientom mają odzyskać straty poniesione na sprzedaży wskutek zamrożenia cen prądu w grudniu 2018 r. Ustawa o subsydiowaniu cen miała chronić odbiorców przed podwyżkami o kilkadziesiąt proc. spowodowanymi wzrostem cen uprawnień do emisji CO2 oraz węgla, ale w praktyce stała się źródłem trudnego do opisania chaosu na rynku. O ile to jeszcze jest rynek…

Wzór teoretycznie ma pozwolić spółkom wyliczyć straty spowodowane koniecznością sprzedaży prądu klientom poniżej cen hurtowych. Państwo ma im zrekompensować te straty przy pomocy przychodów ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. W praktyce okazuje się to bardzo trudne, o ile w ogóle możliwe. A wielopiętrowy i skomplikowany wzór jest mało przydatny.

Wszyscy pod jeden sznurek

Towarzystwo Obrotu Energią zrzeszające niemal wszystkie spółki handlujące prądem wysłało listę kilkudziesięciu uwag do projektu rozporządzenia. Najważniejsze zastrzeżenie, które powtarzają niemal wszyscy nasi rozmówcy to „brak zastosowania indywidualnego sposobu rozliczania rekompensat na na podstawie faktycznie utraconych przychodów przez każdą ze spółek obrotu. Przyjęte rozwiązania nie uwzględniają zróżnicowanej sytuacji kontraktowej każdej ze spółek i mogą negatywnie wpływać na kontynuację działalności większości sprzedawców na rynku” – czytamy w stanowisku TOE.

Energetycy wytknęli Ministerstwu Energii „oczywisty błąd kalkulacyjny” we wzorze, który zmusza ich do podwójnego odliczenia obniżonej w grudniu 2018 r. akcyzy. Ale to stosunkowo łatwe do poprawienia. Dużo większe wątpliwości wzbudza tzw. współczynnik C.

Współczynnik ów to dowód kompletnego braku zaufania Ministerstwa Energii do podległych mu spółek. Resort uważa bowiem, że obliczając wysokość rekompensat należy uwzględniać także transakcje hurtowe zawierane pomiędzy elektrowniami a spółkami obrotu należącymi do tej samej grupy, które zawierane są poza giełdą energii. W ten sposób sugeruje, choć nie wprost, że możliwe są tam rozmaite „sztuczki”, które mają wpływ na cenę.

Notabene kiedy pół roku temu Urząd Regulacji Energetyki proponował aby przy okazji ustawy wprowadzającej obowiązek sprzedaży  100 proc. „hurtowego” prądu poprzez giełdę obowiązkowo rozwiązać takie umowy, to resort energii był przeciw. Teraz ministerstwo z niejakim zdziwieniem skonstatowało, że kontrakty wewnątrzgrupowe objęły w ub. r. aż 60 proc rynku.

Towarzystwo Obrotu Energią zwraca uwagę, że przepisy podatkowe zabraniają zawierania umów rażąco odbiegających od rynkowych, a spółki obrotu są osobnymi podmiotami podlegającymi kodeksowi spółek handlowych. Jeśliby współczynnik C wszedł w życie w niezmienionej formie, to najbardziej stratne będą PGE i Enea, które mają „długą” pozycję na rynku hurtowym, czyli sprzedają więcej niż kupują i dokonują najwięcej transakcji wewnątrzgrupowych.

Podejrzenia psują atmosferę

Do braku zaufania resortu przyczynia się też smrodek podejrzeń o manipulację na giełdzie energii w zeszłym roku. Urząd Regulacji Energetyki złożył do prokuratury zawiadomienie w sprawie transakcji wiosną, a szykuje kolejne, dotycząc jesieni. Ale prokuratura jest instytucją wyjątkowo niewydolną, nie tylko zresztą w tej sprawie. Jak poinformował „Puls Biznesu”, przez kilka miesięcy od złożenia zawiadomienia zdołano przesłuchać ludzi z URE i giełdy energii. Jak powiedział w Sejmie wiceminister energii Tadeusz Skobel, podejrzenia dotyczą dwóch spółek, choć zaznaczył, że nie wie o które spółki chodzi. Nie wiadomo jednak skąd minister Skobel posiadł tę wiedzę, bo URE nabrało wody w usta. Cała sprawa rodzi tylko niepotrzebną podejrzliwość i nerwowość, chyba lepiej byłoby, gdyby URE ujawniło po prostu o jakie transakcje chodzi. Zwłaszcza, że resort energii szermuje argumentem o manipulacjach w rozmowach z Komisją Europejską, ale nie podaje żadnych szczegółów, co niespecjalnie przekonuje naszych partnerów w Brukseli.

Kup pan prąd, ale skąd?

Rozporządzenie będzie też miało skutki dla odbiorców prądu.  Zrzeszający prywatne firmy Lewiatan ostrzega, że projekt pogłębi „sytuację niemal całkowitego zaprzestania składania ofert odbiorcom przez sprzedawców prądu”. TOE wyraziło te same obawy, tyle, że bardziej okrągłymi słowy: rozporządzenie spowoduje „brak konkurencyjności na rynku energii elektrycznej – każda ze spółek będzie posiadała tą samą cenę dla nowych Klientów, a także  „brak łatwości w znalezieniu sprzedawcy energii (…), klienci biznesowi mogą mieć problem ze znalezieniem sprzedawców.

-Jeśli mielibyśmy zawierać z biznesem kontrakty po cenach z czerwca 2018 r. to byłby to prawdziwy kataklizm. Duża część biznesu była kontraktowana pod koniec roku.  Pod dużego klienta kupuje się prąd na rynku hurtowym dokładnie w tym momencie, w którym podpisuje się z nim kontrakt – tłumaczy nam przedstawiciel jednej z firm.

W samym rządzie narasta spór wokół przyszłości energetyki,  a dyskusja wokół rozporządzenia jest jego częścią. Minister przemysłu Jadwiga Emilewicz, która wg nieoficjalnych informacji ma chrapkę na tekę po ewentualnym odejściu ministra Tchórzewskiego stwierdziła w Krakowie, że „wydaje się mało prawdopodobne, żeby to rozporządzenie weszło w życie w zaprezentowanej formie. Wiele elementów wymaga jeszcze dopracowania”.

Przemysł dostanie rykoszetem

Premier Mateusz Morawiecki wstrzymał prace nad forsowaną przez minister przemysłu i technologii Jadwigę Emilewicz ustawą o rekompensatach dla przedsiębiorstw energochłonnych, które również miały być finansowane z wpływów ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, choć raczej już tych przyszłorocznych. – Premier uznał, że będą albo
rekompensaty Krzyśka albo rekompensaty Jadwigi. To wynika z sytuacji budżetu i ogólnego zamieszania wywołanego Krzyśkowymi rekompensatami – tłumaczy nam osoba z otoczenia premiera. To oznacza, że w 2020 rok huty, zakład chemiczne i inne wielkie fabryki wejdą z podwyżkami cen prądu, skończy się bowiem ustawa o zamrażaniu cen, ale także bez rekompensat za CO2. A w 2021 czekają ich kolejne podwyżki wynikające z wprowadzenia rynku mocy. Dla przedsiębiorstw zużywających ok. 1 Twh to już łączny koszt rzędu 100 mln zł rocznie.

Według informacji portalu WysokieNapiecie.pl powiększa się irytacja urzędników Komisji Europejskiej, którzy wiedzą, że ustawa o cenach narusza kilka unijnych aktów prawnych, m.in. rozporządzenie o rynku energii. W zeszłym tygodniu minister Tchórzewski prezentował w Brukseli projekt rozporządzenia, ale urzędnicy KE nie chcą słyszeć o subsydiowaniu całego rynku prądu w Polsce. Możliwe jest dotowanie w tym roku cen prądu dla sektora samorządów i gospodarstw domowych, ale to też wymaga rozsądnej argumentacji, której strona polska nie przedstawiła. Według naszych informacji już nie tylko „techniczni” urzędnicy, ale także szczebel polityczny coraz bardziej utwierdza się w przekonaniu, że wszczęcie procedury przeciwko Polsce jest nieuchronne. Ale jest mało prawdopodobne, że KE zrobi to przed majowymi wyborami do Parlamentu Europejskiego.

Tymczasem ceny prądu na giełdzie od kilku tygodni spadają i całe to zamieszanie wydaje się coraz bardziej absurdalne.

Rozmawialiśmy z kilkoma menedżerami z firm energetycznych oraz przedstawicielami dużych przedsiębiorstw-odbiorców energii. Ich relacje układają się w spójny obraz, który niestety trudno nazwać optymistycznym.

Po uchwaleniu ustawy o subsydiowaniu cen energii 28 grudnia, firmy czekały na projekty rozporządzeń. Przypomnijmy, że uchwalona w ciągu jednego dnia ustawa miała zamrozić ceny prądu na poziomie z 30 czerwca 2018 r.  Rząd chciał zapobiec podwyżkom spowodowanym drożejącymi uprawnieniami do emisji CO2. Firmy energetyczne miały dostać rekompensaty z budżetu za prąd sprzedawany poniżej kosztów. Ale wszystko poszło nie tak, jak chciał rząd. Jak było do przewidzenia, w sprawę wdała się Komisja Europejska, która zwróciła uwagę, że takie zamrażanie cen i subsydiowanie ich jest sprzeczne z unijnymi zasadami rynku energii. Zaczęły się negocjacje rządu z Brukselą, a resort energii wstrzymał prace nad kluczowymi rozporządzeniami do ustawy. Bez nich ustawa jest praktycznie martwa.

Sytuacja wygląda więc tak: firmy energetyczne wystawiły już pierwsze faktury za styczeń.  W większości przypadków ceny są takie, jak zapisane w umowach bądź cennikach z 2018 r. , nie ma na razie mowy o dokładnym powrocie do stawek z 30 czerwca 2018 r. Firmy (m.in. Enea i Energa) tłumaczą na swych stronach internetowych, że na wdrożenie ustawy mają czas do końca marca, a klienci dostaną wyrównanie po pierwszym kwartale. Nawet jeśli jakaś firma rzeczywiście stosuje cenniki z  30 czerwca 2018, to i tak nie oznacza, że klient nie widzi podwyżki, bo od cen z cenników wszyscy negocjowali rabaty.

Jednak najgorsze jest coś innego – ustawa wprowadziła taką niepewność, że część firm po prostu przestała zabiegać o nowych klientów. – To chyba normalne. Po co mamy powiększać ewentualne straty – mówi nam menedżer z dużej państwowej firmy. – Kupujemy prąd na giełdzie po cenie x, a mamy go sprzedawać po cenie x minus 50 proc. i zastanawiać się, czy kiedyś w przyszłości wypłacą nam rekompensatę?

Również większość firm prywatnych przestała aktywnie szukać klientów, oczekując na wyjaśnienie sytuacji.

Przynajmniej cztery firmy, z których przedstawicielami rozmawialiśmy – dwie prywatne i dwie państwowe – nadal jednak składają oferty, biorą udział w przetargach i zawierają umowy. Ale unikają dużych odbiorców – hut, kopalń, wielkich fabryk. To łatwo wyjaśnić – taki wielki konsument, który zżera kilkaset gigawatogodzin prądu może przynieść dużo większą stratę dla dostawcy niż np. piekarnia czy warsztat samochodowy.

To tzw. odbiorcy instytucjonalni, głównie przedsiębiorstwa i samorządy zużywają niemal 75 proc. prądu w Polsce  Wielki przemysł był największym beneficjentem wolnego rynku energii. Firmy bardzo aktywnie poczynały sobie na rynku, często zmieniały dostawców, zawierały innowacyjne kontrakty. Podobnie postępowały samorządy, łącząc się w duże grupy zakupowe, aby wynegocjować niższe ceny. Teraz mają problem ze znalezieniem kogoś, kto zechce im w ogóle sprzedać prąd. Część przedsiębiorstw zawierała kontrakty raz na kwartał, więc już szuka dostawców na kolejny. – Wysyłamy maile z zaproszeniami do składania ofert i nic  się nie dzieje, maile wpadają w czarną dziurę – opowiada menedżer z dużej prywatnej grupy przemysłowej zużywającej 500 GWh rocznie. Ofert nie ma także wielki potentat hutniczy z południa Polski. – Czekamy, może energetyka się odezwie. A jeśli nie, to zobaczymy kto się pierwszy obudzi z ręką w nocniku – podsumowuje sytuację jeden z dyrektorów huty.

Zobacz także: Czym jest i na czym polega sprzedaż rezerwowa energii?

Fabrykom, którym nie uda się zawrzeć nowych kontraktów, nie grozi oczywiście wyłączenie prądu, ale wpadnięcie w ramiona tzw. sprzedawcy rezerwowego. Wówczas cena jest zwykle co najmniej trzy razy wyższa niż rynkowa.

A energetyka kombinuje jak koń pod górę, próbując skonstruować umowy, które jednocześnie byłyby zgodne z pełną luk i niejasności ustawą i dawałyby zarobić. Pomysłów jest dużo – klauzule umożliwiające łatwe wypowiedzenie umowy w każdej chwili (na wypadek gdyby rząd nie wprowadził żadnych rekompensat, ale domagał się sprzedaży prądu po cenie z 2018 r.) albo sprzedaż po normalnej rynkowej cenie, z tym że część sumy byłaby traktowana jako kaucja, która zostałaby zwrócona, jeśli rekompensaty zaczęłyby działać.

Można się spodziewać, że jeśli negocjacje rządu z Brukselą będą się przedłużać, to wszystkie te prawnicze patenty zaczną być stosowane, bo biznes musi się kręcić. – Najdalej w kwietniu wszyscy wrócą na rynek – mówi zgodnie większość menedżerów, z którymi rozmawialiśmy. – Do tego czasu coś powinno się już wyklarować.

Zobacz także: Polski przemysł energochłonny czeka na tańszy prąd

Na razie Bruksela, jak już informował  nasz Obserwator Legislacji Energetycznej, oczekuje od polskiego rządu przedstawienia katalogu usług publicznych, które mogą być dotowane. Mogą się tam znaleźć np. ceny dla samorządów i gospodarstw domowych, być może polski rząd będzie też próbował jakoś dorzucić tam małe firmy. Komisja jasno jednak przekazała rządowi, że nie zgodzi się na subsydiowanie całego rynku energii, nawet jeśli miałoby to dotyczyć tylko 2019 r. Rząd musi także przywrócić Urzędowi Regulacji Energetyki kompetencje określania taryfy przesyłowej i dystrybucyjnej.

Kolejne spotkanie przedstawicieli resortu energii z unijnymi urzędnikami  odbędzie się prawdopodobnie 20 lutego.