Bez kategorii
Rekompensaty za prąd zablokowane. Przedsiębiorcy pod ścianą.
Przedsiębiorcom grożą olbrzymie rachunki, małym dostawcom energii – bankructwo, a Skarbowi Państwa – kosztowne pozwy. To skutek opieszałości resortu energii w sprawie zamrożenia cen prądu. Zastrzeżenia do projektowanych rozwiązań ma resort przedsiębiorczości, a Komisja Europejska może ich w ogóle nie zaakceptować
Premier Mateusz Morawiecki 12 grudnia 2018 zapewnił z sejmowej mównicy: „Nie będzie podwyżek cen energii”. Dyskusja o strategii wobec rosnących kosztów prądu odbywała się w atmosferze kompletnego rozgardiaszu.
Ostatecznie szef rządu ogłosił, że przeznaczy 5 mld zł na to, żeby Polacy nie dostali wyższych rachunków. Od uchwalenia ustawy, która miała uchronić Polaków przed podwyżką cen prądu, minęło niemal pięć miesięcy. Stawki miały być zamrożone na poziomie z czerwca 2018 roku.
Na razie ulgę odczuli tylko odbiorcy indywidualni, bo im rachunki rzeczywiście nie wzrosły. Poważny problem mają za to samorządy i przedsiębiorcy.
Ceny z grudnia rządzą
Brak rozporządzeń do znowelizowanej w grudniu 2018 (dwa miesiące po uchwaleniu) tzw. ustawy o cenach prądu spowodował, że firmy nadal w 2019 roku płacą tyle, na ile opiewają umowy zawarte pod koniec 2018 roku z dużo wyższymi cenami niż w czerwcu 2018.
Ci przedsiębiorcy, którym umowy się skończyły, mają problem z zawarciem nowych umów – dostawcy się wstrzymują niepewni ile mogą zażądać za energię. Przedsiębiorcy muszą przechodzić na nieraz horrendalnie drogie tzw. taryfy rezerwowe. To samo tyczy się klientów, których dostawcy zbankrutowali sprzedając prąd poniżej kosztów i nie otrzymują obiecanych przez rząd rekompensat.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski, podczas konferencji w Mońkach 15 kwietnia 2019 zapewniał dziennikarzy, że cały proces – związany z wydaniem rozporządzeń do ustawy oraz kolejnej nowelizacji, która uwzględni duże przedsiębiorstwa energochłonne – zakończy się w maju.
Wygląda na to, że tak się nie stanie. Dziennikarze z „Dziennika Gazety Prawnej” ustalili w Brukseli, że Komisja Europejska, która analizuje ustawę i projekt rozporządzeń pod kątem niedozwolonej pomocy publicznej, nie zamierza wydać swojej oceny przed wyborami do Parlamentu Europejskiego. Portal INNPoland podaje, że „prawdopodobną przyczyną opóźnienia może być zbyt wolny przepływ informacji między Warszawą a Brukselą”.
Ekspert Pracodawców RP: Chaos groźny dla biznesu
„Trwa stan chaosu” – mówi OKO.press dr Leszek Juchniewicz, główny ekonomista Pracodawców RP, organizacji zrzeszającej ok. 19 tys. przedsiębiorstw. „Spółki obrotu energią zapewniają odbiorców biznesowych, że nie mogą zastosować cen innych niż te [wyższe – red.] z końca roku. Obiecują tylko, że się rozliczą [zwrócą różnicę w cenie po opublikowaniu rozporządzenia ministra o rekompensatach]” – informuje.
Wpływa to na płynność finansową przedsiębiorców – a niepewność w biznesie nie sprzyja inwestycjom, co może negatywnie przełożyć się na wzrost gospodarczy i innowacje.
Fala bankructw raczej nie grozi. Jak mówi dr Juchniewicz, wiele przedsiębiorców ma otwarte linie kredytowe, z których mogą finansować bieżące wydatki. Tyle tylko, że na tym najbardziej skorzystają banki, które zarobią na odsetkach.
W gorszej sytuacji są spółki, które zajmują się obrotem energią, dostarczając ją także odbiorcom indywidualnym. „Część z nich, w obliczu zapewnień rządu, nie kupowała energii pod cały kontrakt i teraz musi płacić na giełdzie ceny wyższe niż te, po których sprzedaje” – mówi OKO.press Łukasz Ancyparowicz z zarządu firmy Doradcy Energetyczni, która pracuje z przedsiębiorcami.
Nadal nie wiadomo, w jaki sposób rekompensaty miałyby trafiać do spółek sprzedających energię odbiorcom.
Gdzie ministerstwa się biją, tam nikt nie korzysta
Nawet gdyby rozporządzenie weszło w życie już w maju, problem nie byłby rozwiązany. Projekt Ministerstwa Energii w toku konsultacji skrytykowało Ministerstwo Przedsiębiorczości. „Ministerstwo podkreślało, że rozporządzenie wprowadza sztuczną referencyjną cenę energii za rok 2019 na podstawie uśrednionych składników. Jeśli ktoś zapłacił więcej niż średnia, poniesie dużą stratę” – komentuje dla OKO.press Kamil Rybikowski, ekspert ds. energetyki Związku Pracodawców Polskich.
„Wiele firm zapewne zdecyduje się na proces ze Skarbem Państwa i sądy raczej powinny im przyznawać racje – a to powodować może olbrzymie kary, jakie zapłacić będzie musiał Skarb Państwa”.
Procesowanie się ze Skarbem Państwa nie należy jednak do szybkich procesów. Dla wielkich dostawców, którzy dysponują wielomilionowymi rezerwami, to umiarkowany problem. W niebezpieczeństwie są mali gracze. Rosnące koszty mogą ich doprowadzić do bankructwa. „Grozi nam seria upadłości spółek” – ostrzega Ancyparowicz.
Problem bankructw nie dotyczy jednak tylko sektora obrotu energią. Ancyparowicz zaznacza, że w sytuacji niepewności, część spółek nie chce podpisywać z przedsiębiorcami kontraktów na obecny 2019 r.
Ci, którym kontrakt wygasa, lub ich dostawca splajtował z ww. powodów, nie tracą co prawda bieżących dostaw prądu, jednak muszą płacić według taryf rezerwowych, które bywają wielokrotnie droższe, niż oferowane w ramach umowy.
„Ostatecznie cała sytuacja będzie musiała odbić się na odbiorcach – zarówno indywidualnych, jak i przedsiębiorstwach” – komentuje Rybikowski.
Będzie to przebiegać wielotorowo, np.
- Przedsiębiorcy, płacąc więcej za energię, będą musieli zwiększyć cenę swoich produktów, co uderzy w nabywców indywidualnych i biznesowych;
- firmy przeznaczą kapitał na rachunki, a nie płace czy inwestycje zwiększające wydajność;
- upadek małych spółek obrotu energią doprowadzą do monopolizacji rynku przez dużych graczy, co niekorzystnie wpłynie na konkurencję, która kształtuje ceny;
- niepewność co do polskiego rynku zniechęci zagranicznych inwestorów, dających pracę i budujących sieć biznesową z polskimi przedsiębiorcami.
„Przede wszystkim sama ustawa została napisana w bardzo krótkim czasie i jest wyraźnie niedopracowana. Gdyby pracę nad ustawą ruszyły wcześniej, być może udałoby się tego zamieszania uniknąć” – dodaje Rybikowski.
Giełda bezlitosna dla węgla
Samo zamrożenie cen prądu na 2019 rok nie rozwiązuje problemu. Mało prawdopodobne, aby ceny miały w przyszłości znacząco spaść. Jeśli jesienią wygra PiS, to nadal będzie obciążał budżet sztucznym podtrzymywaniem przestarzałego systemu energetycznego. Jeśli wygra opozycja, to – już w pierwszym roku rządów stanie przed wyborem, czy drastycznie podnieść Polakom koszty życia, czy pozostawić kosztowny program.
„Przyczyny wzrostu cen energii mają charakter strukturalny i wynikają z dominującej w polskiej energetyce roli węgla” – mówi dr Juchniewicz. A ceny praw do emisji CO2, które muszą kupować elektrownie węglowe, rosną od początku 2018 roku.
Przedstawiciele biznesu, z którymi OKO.press się konsultuje, są zgodni, że obecne problemy to nie tylko wina dezorganizacji w rządzie Mateusza Morawieckiego.
„Wszystkie polskie rządy zaniedbały rozwój odnawialnych źródeł energii”
– przypomina ekonomista Pracodawców RP. „Wydawało się im, że nasza specyfika zostanie uwzględniona w procesie dekarbonizacji Unii Europejskiej”.
Tak się jednak nie stało, a UE – która stawia ambitne cele klimatyczne – wszystkie kraje traktuje na równi. Zgodnie z planem coraz większą liczbę uprawnień do emisji CO2 wypuszczając przez giełdę, co powoduje znaczny wzrost cen tych pozwoleń. Zresztą Polska optowała za rynkowym systemem zakupu pozwoleń, a nie limitów przyznawanych odgórnie przez unijne organy.
Co zatem w tym chaosie mogą zrobić przedsiębiorcy? „Jestem fanem fotowoltaiki” – mówi Ancyparowicz. „Ceny paneli i ich jakość są coraz lepsze, są dziś możliwości finansowania, np. przez leasing” – radzi.
Być może więc przejście na zieloną energię (które pozwoliłaby nam uniknąć najgorszych konsekwencji klimatycznej katastrofy) w końcu odbędzie się też rękami przedsiębiorców, którzy chłodno kalkulują zyski i straty.
Polskie kłopoty z CO2. Ceny prądu znowu w górę?
Polskie emisje dwutlenku węgla w ubiegłym roku wzrosły, ale energetyka i przemysł wyemitowały o jeden procent mniej. Prawdziwe kłopoty dopiero przed nami, bo wysokie notowania uprawnień do emisji CO2 sprawią, że ceny energii pójdą w górę – przewiduje najnowsza analiza.
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.
Resort energii wycofa się z ustawy o zamrożeniach cen prądu
W maju ustawa zostanie znowu znowelizowana. Zamrożone pozostaną ceny prądu dla gospodarstw domowych na obecny rok, reszta naprawdopodobniej zostanie uwolniona.
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.
Chaos związany z ustawą o cenach prądu trwa.
Energetycy wysłali kilkadziesiąt uwag do projektu kluczowego rozporządzenia Ministerstwa Energii. – Nie da się podciągnąć sytuacji wszystkich firm pod jeden uniwersalny wzór – ostrzegają. Jednocześnie giełdowe spółki zawiązują rezerwy, które pogarszają ich wskaźniki finansowe.
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.
Ustawa o cenach zabija rynek energii
Większość firm energetycznych nie chce sprzedawać prądu nowym klientom. Sytuacja jest poważna, bo problem ze znalezieniem dostawcy ma największy przemysł.
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.
Ceny prądu w 2019 roku – będą podwyżki?
Czym spowodowane są tak wysokie podwyżki cen prądu w 2019?
Już od połowy zeszłego roku docierały do nas mało optymistyczne informacje, dotyczące nagłych i nieuniknionych podwyżek cen za energię elektryczną w 2019 roku. Czym są one spowodowane?
Monopolizacja rynku energii
Już od dawna mówiło się, że tak nagły wzrost cen za prąd, może być efektem spekulacji na Towarowej Giełdzie Energii. Sam Prezes URE, Maciej Bando, zapowiedział wówczas surowe kary dla ewentualnych spekulantów. Jak uważa wielu ekspertów, jedną z możliwych przyczyn podwyżek, jest wzrost siły monopolistycznej państwowych podmiotów. Już w 2017 roku, udział w rynku trzech największych wytwórców energii, kontrolowanych przez państwo, wzrósł z 55 aż do 69 procent. Oczywiście, ciężko jest powiedzieć, w jakim stopniu wpłynęło to na obecną sytuację, gdyż podwyżki cen prądu miały także miejsce w innych krajach Unii Europejskiej.
Pewne jest jednak, że zdominowanie sektora energetycznego przez państwo jest dla konsumentów szkodliwe, dlaczego? Ponieważ stwarza to konflikt interesów, stawiając państwo zarówno w roli tworzącego reguły funkcjonowania rynku, jak i właściciela działających na nim firm. Niestety tego konfliktu nie eliminuje niezależność URE, a parlamentarne nowelizacje chronią jedynie państwowe spółki przed konsekwencjami podpisywanych przez nie kontraktów. W związku z czym, sami konsumenci płacą później za posady partyjnych działaczy, brak strategii działania (rozwoju, restrukturyzacji i prywatyzacji), a także subsydiowanie węgla pod naciskiem górników.
Czynniki fundamentalne
Za wzrost cen za energię elektryczną odpowiadają także czynniki fundamentalne. Polska ma najbardziej emisyjny rynek energetyczny w całej Unii Europejskiej. To sprawia, że jest on szczególnie narażony na podwyżki. Ich przyczyną jest ciągle rosnąca cena uprawnień do emisji dwutlenku węgla (obecnie to ponad 25 euro za tonę, gdzie na początku 2018 roku, stawka ta oscylowała w granicach 5 euro). Również prognozy na przyszłe lata nie napawają optymizmem, ponieważ cena uprawnień ma wynieść średnio od 35 do 40 euro za tonę! Sam prezes URE oczekuje, że ceny ustabilizują się jednak na poziomie 25-28 euro.
Następnym “winowajcą” wzrostu cen prądu w 2019 roku jest drożejący węgiel, stanowiący podstawę polskiej energetyki (aż 80 procent energii jest wytwarzana właśnie z tego naturalnego surowca). Wpływ na wysokość jego cen ma to, że znacznie mniej produkują go obecnie kraje skandynawskie, co spowodowane jest upałami i suszą, które nawiedziły ten obszar.
Drożejący prąd jest tendencją nie tylko na polskim rynku, ale również w całej Europie. Przykładowo, ubiegłoroczny wzrost jego cen na Towarowej Giełdzie Energii, wyniósł ponad 40, natomiast w innych krajach europejskich było to nawet 50 – 60 procent (w Austrii nawet 117 procent!).
Ile miały wynieść podwyżki za prąd?
Według wstępnych prognoz na 2019 rok podwyżki za prąd miały wynieść od 15 do 40 procent (eksperci Gazety Wyborczej przewidywali ten wzrost na poziomie 15 procent, natomiast inni analitycy szacowali go nawet na 30-40 procent!). Już wtedy zaczęto szukać skutecznych rozwiązań, które uchroniłyby zarówno gospodarstwa domowe jak i przedsiębiorstwa przed wzrostem cen za prąd w 2019 roku. Pomysłów było oczywiście wiele, jednak w końcu prezydent Andrzej Duda podpisał ustawę, która przewiduje ustalenie cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych na poziomie taryf i cenników sprzedawców obowiązujących 30 czerwca 2018 (czyli ma ona spowodować zamrożenie ich cen). Weszła ona w życie 1 stycznia 2019 roku.
Zgodnie z nową ustawą powstać ma Fundusz Wypłat Cen, który pokryje różnicę w cenach energii dla spółek, jak i zostanie przeznaczony na wynagrodzenie dla Banku Gospodarstwa Krajowego. Zdaniem ekspertów samo powstrzymanie cen prądu w 2019 roku ma kosztować budżet państwa, nie przewidziane na początku 9, ale aż 16 miliardów złotych! Jednak na razie sprawdźmy w jaki sposób rachunki za prąd mają zostać utrzymane na tym samym poziomie, co w czerwcu 2018 roku. Otóż, po pierwsze, obniżeniu ulec ma stawka akcyzy na energię elektryczną (z 20 zł na 5 zł). Po drugie, zmniejszona zostanie tzw. opłata przejściowa (o 95 procent!). A po trzecie, ma nastąpić bezpośredni zwrot utraconego przychodu spółek obrotu i zasilenie miliardem złotych krajowego systemu zielonych inwestycji.
Komu przysługuje obniżenie cen za prąd 2019?
Ustawa z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, obliguje sprzedawców energii elektrycznej do obniżenia w bieżącym roku cen prądu do tych obowiązujących, u danego sprzedawcy w dniu 30 czerwca 2018 roku. Zapisy te obejmują nie tylko klientów z gospodarstw domowych, ale i firmy. Dotyczy to umów, które zawarte zostały po 30.06.2018 roku pod warunkiem, że: zawierają one cenę wyższą niż w poprzednio obowiązującej umowie lub cenę wyższą niż w cenniku, obowiązującym u sprzedawcy na dzień 30 czerwca 2018 roku (w przypadku umów zawieranych przez klienta z danym sprzedawcą po raz pierwszy).
Jakie zmiany przewidują nowe przepisy dla klientów indywidualnych i firm?
Zarówno w przypadku klientów indywidualnych jak i firm, w 2019 roku zmianie uległy opłaty dystrybucyjne (nie mogą być wyższe niż te, które obowiązywały w dniu 31.12.2018 roku). Natomiast druga zmiana dotyczyła stawki opłaty przejściowej. Od dnia 1 stycznia 2019 roku dla gospodarstw domowych, w zależności od wysokości poboru energii elektrycznej, uległa ona zmniejszeniu z:
- 0,45 zł do 0,02 zł (dla odbiorców pobierających energię elektryczną poniżej 500 kWh);
- 1,90 zł do 0,10 zł (dla odbiorców pobierających energię elektryczną od 500 do 1200 kWh);
- 6,50 zł do 0,33 zł (dla odbiorców pobierających energię elektryczną powyżej 1200 kWh).
Natomiast w przypadku firm, nowa stawka opłaty przejściowej zmniejszyła się z:
- 1,65 zł do 0,08 zł (dla odbiorców przyłączonych do sieci niskiego napięcia);
- 4,10 zł do 0,19 zł (dla odbiorców przyłączonych do sieci średniego napięcia).
Dodatkowe zmiany dotyczą stawki akcyzy na energię elektryczną (zmniejszenie jej z 20 zł do 5 zł za MWh), a także cen energii czynnej. Stawki za kWh w tym roku, jak i opłaty handlowe, które zawarte są w aktualnych cennikach nie mogą być wyższe niż te obowiązujące w oficjalnym cenniku firmy 30.06.2018 roku. Natomiast dla umów zawartych po tym terminie, sprzedawca ma obowiązek zmian ceny energii elektrycznej, na cenę nie wyższą niż wskazana w cenniku stosowanym w dniu 30.06.2018 roku. Wszystkie zmiany powinny nastąpić nie później niż do 01.04.2019 roku, jednak ze skutkiem dla rozliczeń od 01.01.2019 roku.
Jakie ceny prądu w 2019 roku?
W zmianach do ustawy zostały zapisane mechanizmy mające obniżyć rachunki za energię elektryczną, jednak jak to w życiu bywa, teoria często mija się z praktyką. Głównym problemem jest to, że wciąż nie ma rozporządzeń wykonawczych do ustawy z 28 grudnia 2018 roku. Powołany do ich ustalenia specjalny Zespół, pomimo upływu prawie miesiąca od wejścia ustawy w życie, nie zdążył wypracować jednolitego stanowiska. Pokazuje to, że bardzo trudno jest znaleźć techniczne i prawne rozwiązania, niegenerujące ponad standardowych ryzyk po stronie spółek energetycznych, budżetu państwa i odbiorców końcowych.
Również pojawiają się głosy, że ustawa przeciwdziałająca wzrostowi cen prądu w 2019 roku może być sprzeczna z unijnym prawem. Nie chodzi tu nawet o rekompensaty dla spółek energetycznych (co stanowi nieuprawnioną pomoc publiczną) i źródło ich finansowania (pochodzić ma z uprawnień do emisji CO²), ale o jej zgodność z konstytucją. Sam Prezes URE zwrócił się do Ministerstwa Energii z wnioskiem, o pilną nowelizację ustawy o cenach energii, która jego zdaniem budzi mnóstwo wątpliwości jej stosowania “brzmienie ustawy jest daleko sprzeczne z innymi aktami prawnymi, daleko niejasne, tworzące pola dla sporów wokół intencji i interpretacji”.
Wszystko to powoduje chaos!
Szczególnie, że wielu klientów indywidualnych, firm, a także samorządów otrzymało już rachunki z wyższą stawką za prąd. Branża nadal czeka na odpowiednie rozporządzenia i analizuje to, co obecnie dzieje się na rynku energetycznym. Niektóre firmy, takie jak chociażby innogy wysyłają swoim klientom listy z wyższym cennikiem za prąd (dostało je 2 milionów klientów tego sprzedawcy energii elektrycznej). Natomiast inne takie jak np. EWE wstrzymują się z podpisywaniem nowych umów lub też powołują specjalne zespoły ds. cen Tauron. Firmy energetyczne nadal nie wiedzą, na jakich zasadach renegocjować umowy i liczyć upusty za energię elektryczną, ponieważ nie ma żadnych wytycznych jak to zrobić. Ustawa bowiem określa tylko terminy, a nie sposób działania (spółki do 30 stycznia mają podjąć działania dotyczące cenników, a do 1 kwietnia renegocjować umowy z samorządami i firmami).
Również w art. 19 zapisane jest, że dotychczasowe przepisy wykonawcze, zachowują moc “nie dłużej niż przez 6 miesięcy od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy”. Problem w tym, że stare przepisy wykonawcze w ogóle nie określają tematu renegocjacji umów i naliczania upustów, gdyż wprowadziła je dopiero grudniowa nowelizacja. Spore problemy w tej kwestii napotykają samorządy, które często mają kontrakty ze znacznie wyższymi stawkami, zawarte sporo przed 1 stycznia 2019 roku (a te renegocjowane obowiązują od początku roku). Wyższe rachunki płacą już za to szpitale, ponieważ nie udało im się wyłonić nowych sprzedawców prądu. Przez co mają umowy ze sprzedawcami rezerwowymi, co jest naturalnie znacznie droższe. Za przykład może posłużyć warszawski Szpital Bródnowski, któremu w październiku 2018 roku skończyła się umowa z dotychczasowym sprzedawcą i pomimo wielu prób nie udało wyłonić się nowego. Korzystając z usług sprzedawcy rezerwowego, zmuszony jest do płacenia za energię elektryczną ponad 230 tysięcy złotych więcej niż wcześniej!
Jakie decyzje w sprawie ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym podejmie Komisja Europejska?
Zgodnie z unijnym prawem, wszystkie państwa członkowskie zobowiązane są do notyfikowania wszelkich działań pomocy publicznej przed ich wdrożeniem. Z niewiadomych przyczyn jednak Ministerstwo Energii uznało, że nie jest ona potrzebna. Jak powiedział senator PiS Wojciech Piechota:
Ministerstwo Energii uznało, że ta notyfikacja nie jest potrzebna. Jeśli jednak KE zwróciłaby się z taką prośbą, to na pewno będziemy musieli na nią odpowiedzieć. Myślę jednak, że Bruksela uzna tutaj nasze racje i znowelizowana ustawa jest bezpieczna.
Innego zdania w tej sprawie jest jednak dr Marcin Stoczkiewicz, szef ClientEarth Prawnicy dla Ziemi:
rząd popełnił błąd, nie notyfikując ustawy. Gdyby wcześniej rozpoczął rozmowy z Komisją i notyfikował, czyli zgłosił ustawę jako nową pomoc, mógł liczyć na przychylność. Teraz musi wziąć pod uwagę, że według zasad UE nowa pomoc określana jest jako pomoc niezgodna z prawem.
Co to oznacza dla Polski? Przede wszystkim, to że Komisja Europejska może rozpocząć tzw. formalną procedurę dochodzenia. Do tego w przypadku gdy uzna, że wymagane jest pilne działanie może również wydać “nakaz zawieszenia pomocy”, czy nawet “nakaz windykacji”.
Rekordowe zużycie energii elektrycznej
Pierwszy raz w historii zapotrzebowanie polskich odbiorców na energię elektryczną przekroczyło 170 TWh. W 2018 roku odnotowaliśmy także najwyższy w historii Import prądu do naszego kraju –wynika ze wstępnych danych PSE, przeanalizowanych przez portal WysokieNapiecie.pl. W tym roku wzrost zużycia najprawdopodobniej będzie już jednak mniejszy.
Zużycie energii elektrycznej w Polsce wzrosło w 2018 roku o blisko 1,7% i osiągnęło najwyższy poziom w historii – niemal 171 TWh – wynika ze wstępnych danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych, przeanalizowanych przez portal WysokieNapiecie.pl.
Krajowa produkcja energii elektrycznej skurczyła się natomiast w 2018 roku o blisko 0,3% i wyniosła 165,3 TWh.
W efekcie import netto energii elektrycznej do Polski osiągnął najwyższy poziom w historii – 5,7 TWh. Pobity został tym samym rekord sprzed ponad trzydziestu lat. W 1984 roku sprowadziliśmy do Polski blisko 4,6 TWh prądu.
Wzrost zapotrzebowania odbiorców to efekt bardzo dobrej sytuacji gospodarczej Polski, wspieranej do niedawna szybkim wzrostem produkcji u naszych głównych partnerów gospodarczych z Unii Europejskiej. Wzrost PKB naszego kraju powinien w całym 2018 roku wynieść blisko 5%. Bliżej mu więc było do tempa rozwoju gospodarczego Chin (ok. 6,5%) niż choćby Niemiec (ok. 2%).
Rekordowy import energii
Natomiast rosnący import energii elektrycznej to splot kilku czynników. Po pierwsze Polska kolejny rok z rzędu była średniorocznie najdroższym rynkiem energii elektrycznej w tej części Europy. Po drugie mniejsza produkcja farm wiatrowych w mijającym roku sprawiła, że rzadziej ceny energii na Towarowej Giełdzie Energii spadały do takiego poziomu, abyśmy byli w stanie wyeksportować część prądu do któregokolwiek z sąsiadów.
W minionym roku dużo dłużej funkcjonowało też połączenie z Ukrainą (niedostępne przez wiele miesięcy 2017 roku), co pozwoliło na import z tego kierunku o ponad połowę więcej prądu (1,4 TWh). Nieznacznie mniej energii sprowadziliśmy natomiast ze Szwecji (2,7 TWh) i Litwy (0,9 TWh). O saldzie przesądziła natomiast zmiana naszej ubiegłorocznej pozycji eksportera na rynki Niemiec, Czech i Słowacji. Podczas gdy w 2017 roku z naszych elektrowni popłynęło tam 2,6 TWh energii, to w minionym roku to my sprowadziliśmy per saldo niemal 0,7 TWh.
To efekt odblokowania handlu z Niemcami. Po pierwsze nasi zachodni sąsiedzi przywrócili do pracy wyremontowane i rozbudowane ze znacznym opóźnieniem połączenie Krajnik-Vierraden, wyposażone już w tzw. przesuwniki fazowe, umożliwiające lepszą regulację przepływu energii. Po drugie Polska doprowadziła w końcu do rozdzielenia rynków Niemiec i Austrii, traktowanych przez lata jako jedna strefa cenowa. W następstwie tego przez polskie sieci przepływa mniej tranzytowej energii z Niemiec do Austrii, co zagrażało naszemu bezpieczeństwu energetycznemu, a jednocześnie dużo częściej możliwy jest normalny handel energią na naszej zachodniej granicy.
Import obniżał ceny
Wzmożony handel energią elektryczną w minionym roku z jednej strony obniżał ceny energii elektrycznej na polskiej giełdzie w ciągu dnia, a z drugiej strony pozwalał na eksport energii z Polski nocami, pozwalając krajowym elektrowniom węglowym pracować więcej godzin.
Handel prądem z sąsiadami wciąż jest jednak niezwykle drażliwym tematem politycznym. W grudniu minister przedsiębiorczości i technologii Jadwiga Emilewicz zwróciła uwagę, że w związku z bardzo wysokimi cenami na polskim rynku hurtowym powinniśmy otworzyć się na większy import tańszego prądu, aby wspierać krajowy przemysł. Przeciwnego zdania jest jednak minister energii Krzysztof Tchórzewski. Na większym imporcie straciłyby bowiem, nadzorowane przez niego, koncerny energetyczne i górnictwo.
Spowolnienie gospodarcze na horyzoncie
Tymczasem sytuacja całego polskiego przemysłu najprawdopodobniej znacznie się w tym roku pogorszy. Ostatni odczyt indeksu PMI, wskazującego wyprzedzająco koniunkturę w przemyśle, spadł do najniższego poziomu od lat. Dotychczasowy wzrost gospodarczy w znacznej mierze napędzała konsumpcja, a nie inwestycje, co część ekonomistów ochrzciła już „efektem 500+”. W rezultacie rosnącego popytu i drożejących paliw spodziewany jest w tym roku dużo wyższy poziom inflacji.
Sytuację przemysłu pogarsza ogromna liczba wakatów, na które firmy nie mogą znaleźć chętnych (mamy najniższe od 1990 roku bezrobocie) oraz perspektywa odpływu pracowników z Ukrainy. Przy w wciąż relatywnie niskiej aktywności zawodowej (pogorszonej m.in. powrotem niższego wieku emerytalnego) będzie to negatywnie oddziaływać na zdolności produkcyjne i podnosić koszty pracy. Na krajowej produkcji najprawdopodobniej odbije się także, widoczne już, spowolnienie gospodarcze w Niemczech, które są największym importerem towarów z Polski.
Źródło: wysokienapiecie.pl
Wzrost cen prądu to efekt manipulacji na giełdzie?
Czy ktoś rzeczywiście manipulował cenami prądu na giełdzie energii, jak podejrzewa to regulator rynku, który skierował w tej sprawie zawiadomienie do prokuratury? Dziennikarze portalu WysokieNapiecie.pl zapytali kilku traderów o podejrzane transakcje na rynku i o to czy mogły się przyczynić do wzrostu cen energii elektrycznej.
Jak to się właściwie stało, że ceny prądu na giełdzie wzrosły o kilkadziesiąt procent? Ostre wzrosty odnotowały co prawda wszystkie europejskie giełdy energii, znacznie wzrósł popyt odbiorców, w górę poszły koszty zakupu węgla, gazu i praw do emisji CO2 z ich spalania, ale pytanie o to, czy to jedyne powody wciąż wisi w powietrzu. Ministerstwo Energii i Urząd Regulacji Energetyki podejrzewają, że za wzrostami stoi coś jeszcze.
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Maciej Bando uznał, że „obiektywne przyczyny” nie wyjaśniają wszystkiego. Pozostaje „subiektywny czynnik ludzki”, który mógł dopuścić się manipulacji ceną. Prezes URE skierował już do prokuratury pierwsze zawiadomienie o podejrzeniu manipulacji cenami na TGE w połowie roku. Kolejne transakcje – na dostawy energii na 2019 rok – są w tej chwili przez URE badane.
Z krótkiej analizy, którą przedstawiło URE wynika, że wzrost cen był wyższy niż wynikałoby to tylko z „czynników obiektywnych”. Ale czy doszło do przestępczej manipulacji transakcjami w celu podbicia ceny?
Rozmawialiśmy z kilkoma traderami ze spółek energetycznych spoza grona „podejrzanych”, którzy z zastrzeżeniem anonimowości zgodzili się podzielić swoimi opiniami o sytuacji na rynku. Żaden z nich nie jest przekonany, że do jakichkolwiek manipulacji na rynku dochodziło. Mają też poważne wątpliwości czy – jeżeli nawet miały one miejsce – to da się je w ogóle udowodnić.
Zacznijmy jednak od podstawowego pytania każdego śledztwa – kto na tym skorzystał?
Na pierwszy rzut oka odpowiedź wydaje się oczywista. Największe zyski osiągnęły firmy, które mają dużo elektrowni i sprzedają na rynku hurtowym więcej prądu niż potrzebują dla swoich klientów. Innymi słowy mają tzw. „długą pozycję”. W polskich warunkach jest trzech takich dużych graczy – PGE, Enea oraz Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin. Dwie pierwsze są państwowe, ZE PAK jest kontrolowany przez Zygmunta Solorza.
Najbardziej poszkodowane powinny być, co do zasady, firmy, które kupują duże ilości prądu na rynku hurtowym, czyli mają tzw. pozycję krótką. To przede wszystkim Energa, Tauron, Innogy, ale także dziesiątki mniejszych sprzedawców oraz wielki przemysł, kupujący prąd po cenach giełdowych.
Ale dla indagowanych przez nas traderów sprawa nie jest wcale taka prosta.
– Nie widziałem na polskim rynku spekulacji. Wzrosty w Polsce były bardzo podobne jak na Zachodzie. Już kilka razy sytuacje, które mogły wzbudzić zainteresowanie, były badane przez KNF i nic nie wykazały. Moim zdaniem to, co mogło być brane za podbijanie cen, to był klasyczny short squeeze. Wiele firm było na krótkiej pozycji, bo przez ostatnie lata głównie na niej dało się zarobić. Natomiast rynek był na long. Wzrost cen sprawił, że wielu graczy miało problem z pokryciem gwarancji wymaganych przez TGE i zamykali swoje pozycje po każdej cenie. Gdy departament ryzyka mówi „zamykaj pozycję”, to traderzy nie mają nic do powiedzenia – realizują transakcje nawet kosztem dużych strat – tłumaczy nam trader z wieloletnim doświadczeniem na polskim i zachodnioeuropejskich rynkach energii.
Na rosnące koszty zabezpieczeń, które mogły przyczynić się do nagłych zmian kursów w wyniku zamykania transakcji po każdej cenie, zwraca też uwagę drugi z naszych rozmówców. – Najbardziej zainteresowana wzrostami była oczywiście PGE, a na drugim miejscu Enea, ale to też nie jest takie proste. IRGiT pokazywał, że jednego dnia wezwali do uzupełnienia zabezpieczeń na ok. 400 mln zł z powodu wzrostu cen energii na giełdzie w stosunku do tego, po ile dane podmioty kontraktowały sprzedaż kilka miesięcy wcześniej. To ich też musiało boleć. Moim zdaniem zabezpieczenia PGE musiały iść w miliardy przy tak dynamicznych wzrostach cen – tłumaczy.
Kolejny trader także tłumaczy, że jego kolegów po fachu, na ręce których mógł patrzeć Urząd Regulacji Energetyki, wiążą tzw. mandaty transakcyjne.– Na pewno na rynku było w tym roku kilka podejrzanych transakcji. Po części może to wynikać z wadliwego mechanizmu wyznaczania kursu rozliczeniowego (na podstawie 10 ostatnich transakcji, co ułatwia manipulowanie tym kursem), ale można to tłumaczyć także mandatami transakcyjnymi, które każą traderom kupowanie po jakiejkolwiek cenie w określonych sytuacjach. Wystarczy aby trader się zagapił, by wyglądało to dziwnie.
– Ceny w okolicach 300 zł/MWh za bazę [dostawy energii w takiej samej ilości w każdej godzinie doby – red] i 400 zł za pasek [dostawy energii w godzinach szczytu zapotrzebowania – red’] nie są natomiast przesadzone. – Patrząc na wrzesień czy październik, takie kontrakty kwartalne miały uzasadnienie, biorąc pod uwagę notowania CO2 – tłumaczy.
Nasz rozmówca dodaje, że na polskim rynku coraz mniej jest już także czysto rynkowej spekulacji. – Na giełdzie nie ma już wielu spekulantów. Prawie wszyscy zagraniczni traderzy uciekli na Bałkany i inne rynki, które są mniej ryzykowne regulacyjnie. Tylko Kulczyk został. Państwowi uciekli z kolei z na giełdę i nie kontraktują poza nią, bo mówią, że nie mają na to zgody.
A jeżeli już dochodziło do prób manipulacji, to po co?
Nasi rozmówcy mieli kilka różnych teorii. Jedna wskazuje na firmy zajmujące długą pozycję, a więc z nadmiarem produkcji względem sprzedaży. – Jeżeli takie firmy sprzedawały energię prywatnym spółkom obrotu w kontraktach terminowych na 2019 rok np. po 100-150 zł/MWh taniej, niż aktualne kontrakty spot lub kwartalne, a do takich transakcji dochodziło, to mogli powiedzieć sobie tak: „podkręcimy jeszcze cenę o 10-20 zł i przyśpieszymy upadek tych gości”. Dzięki temu kontrakty wracały do nich i mogli je ponownie sprzedaż o te 100-150 zł drożej – mówi nam jeden z naszych rozmówców.
Drugi spekuluje, że ewentualne podbijanie cen mogło służyć uzasadnieniu opłacalności budowy „ostatniego dużego bloku węglowego”, czyli bloku Ostrołęka C, którego rentowność rośnie wraz ze wzrostem cen na rynku hurtowym. Trzeci z traderów zwraca uwagę, że za manipulacje mogły być brane czysto spekulacyjne zachowania, a czasami nawet ruchy nie wynikające ze strategii rynkowej, a szeroko pojętej strategii handlowej. – PGE zmniejszyła sprzedaż na giełdzie i uznała, że będzie więcej kontraktować na OTC [transakcjach dwustronnych – red.], pewnie ze względu na koszty transakcyjne. Efekt był jednak taki, że ponieważ brakowało podaży, to ceny rosły – tłumaczy.
Jeden z naszych rozmówców zwraca też uwagę, że przy aktualnych modelach wyznaczania indeksów cenowych, nawet krótkie skoki cenowe mogą mieć istotne znaczenie, a to może zachęcać do prób manipulacji. – Kiedyś liczyłem też, że gdyby tylko jedna godzina wyskoczyła do 50 tys. zł/MWh [górnego limitu cenowego wchodzącego w życie 1 stycznia 2019 roku – red.], to indeks cały roczny byłby o 8 zł wyższy, a 22 listopada 1500 zł [aktualny limit cenowy – red.] mieliśmy niemal przez cały dzień. Drogo było też 18 grudnia, bo Kozienice [największy w Polsce blok w Kozienicach o mocy 1075 MW – red.] się wyłączyły, a trudno znaleźć zastępstwo dla takiego bloku – dodaje.
Źródło: wysokienapiecie.pl
Kilkanaście firm zagrożonych utratą koncesji na obrót energią elektryczną
Prezes URE po analizie posiadanych dokumentów finansowych wszczął z urzędu postępowania administracyjne w sprawie cofnięcia koncesji na obrót energią elektryczną kilkunastu podmiotom.
Według Urzędu z dokumentów i informacji będących w posiadaniu Prezesa URE wynika, że zachodzi uzasadnione podejrzenie, iż firmy wobec, których wszczęto postępowanie nie dysponują środkami finansowymi w wielkości gwarantującej prawidłowe wykonywanie działalności koncesjonowanej w zakresie obrotu energią elektryczną.
Na opublikowanej przez URE liście firm zagrożonych utratą koncesji znalazły się: Audax Energia, Barton Energia, Caldoris Polska, CRE Energia, Energetyczne Centrum, Energia Dla Firm, Energy Match, Energy Polska, Enrex Energy, Horizon Telecommunication, Proton Polska Energia, Przedsiębiorstwo Handlowo-Usługowo -Produkcyjne Ger-Pol oraz Pulsar Energia.