Rząd zamraża rynek energii – przynajmniej na rok

Kluczowe rozporządzenie dla rynku energii weszło w życie. Eksperci i przedstawiciele branży mówią wprost: „To koniec handlu energią w Polsce, wolnego rynku energii elektrycznej w 2023 roku już nie będzie.”.

W Dzienniku Ustaw 9 listopada br. zostało opublikowane kluczowe rozporządzenie cenowe do ustawy o mrożeniu cen energii na 2023 r.

Najważniejsze zasady

Wskazuje ono ile spółki produkujące energię elektryczną będą mogły maksymalnie zarobić na hurtowej sprzedaży energii oraz ile wyniosą zyski spółek obrotu, które bezpośrednio sprzedają energię. Spółki wytwórcze, produkujące energię elektryczną będą mogły sprzedawać energię elektryczną z danego źródła energii po wcześniej oszacowanej cenie. Dla każdego źródła energii: węgla kamiennego, brunatnego, gazu, słońca, wiatru, biomasy, hydroelektrowni, został opracowany osobny wzór, który posłuży do przygotowania ceny maksymalnej.

Jak mogą wyglądać regulowane ceny hurtowe energii elektrycznej w Polsce? Wstępne wyliczenia podał Instytut Jagielloński (IJ). Na bazie treści opublikowanego rozporządzenia ws. limitów cen, analitycy IJ obliczyli ceny maksymalne dla wytwórców energii z węgla brunatnego, węgla kamiennego oraz gaz ziemnego. Przy założeniu 3 proc. marży w przypadku kosztów produkcji energii elektrycznej z węgla brunatnego cena maksymalna będzie wynosić 458 zł/MWh, dla węgla kamiennego 634 zł/MWh, zaś dla gazu ziemnego 736 zł/MWh. Jeszcze niższe kwoty będą w przypadku odnawialnych źródeł energii (OZE), ale tam wartość ta warunkowana będzie uzyskaniem wsparcia w ramach systemu aukcyjne OZE bądź też nie. W ramach ceny maksymalnej będzie ujęty także dodatek inwestycyjny na pokrycie kosztów stałych w wysokości 50 zł/MWh. Każdą kwotę powyżej tej we wzorze, spółka przekaże na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.” Regulowana marża dopuszczona przez rozporządzenie to 3 proc. ceny hurtowej energii elektrycznej z rynku dnia następnego (RDN). Za miesiąc październik 2022, marża wyniosłaby niecałe 20 zł/MWh, co w przybliżeniu odpowiada kwocie tzw. pozapaliwowych kosztów zmiennych dla wytwarzania z węgla” – wyliczają analitycy. To pierwsza część tego rozporządzenia dotycząca wytworów energii.

Druga część rozporządzenia wskazuje na sposób działalności spółek obrotu energią. W przypadku spółek obrotu, od których bezpośrednio kupujemy energię, zarobek nie będzie mógłby być wyższy niż 3,5 proc. Oznaczać to będzie dla spółek jedynie kilkanaście – kilkadziesiąt złotych zysku na MWh, co przy wysokich kosztach transakcji na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) będzie oznaczało symboliczną kwotę. W przypadku handlu energią elektryczną na giełdzie, handlujący, którzy chcieli zarobić na odprzedaży kontraktu, czekając na wyższe ceny lub sprzedać energię partnerom z zagranicy, będą mogli zarobić jedynie 1,5 proc. wartości całego kontraktu.

Rynek energii będzie wymierał

Jak będzie wyglądał teraz handel energią elektryczną na giełdzie? Ważnym elementem rozporządzenia, który przełoży się na spadek płynności i wielkości obrotu energią na giełdzie, będzie miał zapis o ograniczeniu marży dla wtórnego obrotu energią do wspominanego 1,5 proc. „W takiej sytuacji nie jestem pewien czy komukolwiek będzie opłacało się prowadzić w tym zakresie działalność gospodarczą. Cała działalność polegająca na zakupie taniej, a sprzedaży drożej przestaje mieć sens biznesowy, skoro marża limitowana jest do 1,5 proc. To koniec handlu energią w Polsce, wolnego rynku energii elektrycznej w 2023 roku już nie będzie. Szereg przyjętych ostatnio ustaw, zwieńczonych tym rozporządzeniem oznacza wprost: W Polsce przestaje obowiązywać wolny rynek energii. Powstaje system dostaw usług systemowych, w pełni sterowany administracyjnie od wytwórcy do odbiorcy” – mówi Łukasz Batory, adwokat, szef działu energetyki w Kancelarii Modrzejewski i Wspólnicy sp. j.

W przypadku spółek obrotu, które kupują energię na giełdzie i sprzedają ją do dużego odbiorcy, to zrobią to po cenie pozyskania plus 3,5 proc. marży od ceny na rynku spot w momencie sprzedaży klientowi końcowemu. „Te kilkanaście – kilkadziesiąt złotych mają wystarczyć na pokrycie wszystkich kosztów stałych, amortyzacji, kredytów, systemów IT czy wreszcie koszty pracownicze. Spółki obrotu będą mieć duży problem z utrzymaniem się na rynku. Do określonego drogą ustawy o mrożeniu cen limitu cen liczona jest mała 3-3,5 proc. marża, w której spółce będą miały pokryć wszystkie koszty” – tłumaczy Łukasz Batory.

Produkcja energii będzie mniej opłacalna

Poważny problem jawi się w przypadku produkcji energii elektrycznej. Jeśli mowa o energetyce konwencyjnej, starszej energetyce, gdzie kredyty na ich działalność zostały już dawno pokryte to zdaniem naszego rozmówcy, spółki wyjdą faktycznie na minimalną marże „0+”. „Problem pojawi się w przypadku nowych jednostek wytwórczych, z mniejszą mocą, kredytowanych. Chodzi o jednostki o mocy kilka- kilkanaście MW. Oszacowana na 3 proc. marża oraz dodatek 50 zł do MWh nie pokryje bieżących kosztów. W wielu przypadkach taki poziom marży pokryje ledwie 30 proc. kosztów stałych prowadzenia działalności” – wyjaśnia Batory. Co to oznacza w praktyce? Każda wyprodukowana MWh będzie przynosiła wytwórcy stratę. Może skończyć się to tym, że od początku roku taki producent może przestać produkować energię elektryczną.

OZE nie opłacalne?

W przypadku OZE, opłacalność będzie zależała od tego czy dana instalacja OZE korzysta a mechanizmu wsparcia OZE (aukcje) bądź też nie. Dzięki systemowi aukcyjnemu, te instalacje będą na takiej samej pozycji jak teraz i będą mogły sprzedawać po takiej samej cenie jaką wyznaczyła dla nich aukcja OZE. Gorzej będą miały instalacje OZE, które nie korzystały z aukcji, a funkcjonują w oparciu o długoterminowe umowy ze stałą ceną sprzedaży, a więc tam gdzie cena sprzedaży jest wyższa niż limit. „Tu te instalacje będą tracić. Cena w takiej umowie zazwyczaj ustalana jest na poziomie umożlwiającym spłatę kredytów i pokrycie kosztów działalności – ten poziom jest jednak wyższy niż ustalone w rozporządzeniu limity. Sprzedaż energii z OZE nie będzie się opłacać, bo producent energii z OZE nie mając żadnego zabezpieczającego instrumentu finansowego nie będzie miał jak spłacić kredytów” – mówi nasz rozmówca, Łukasz Batory, adwokat, szef działu energetyki w Kancelarii Modrzejewski i Wspólnicy sp. j.

Zdecydowanie bardziej krytycznie wypowiada się Bussines Centre Club. „Projekt rozporządzenia doprowadzi do całkowitego zatrzymania inwestycji w Odnawialne Źródła Energii, gdyż proponowane limity cen maksymalnych dla OZE są poniżej kosztów działalności (licząc obsługę kredytów) praktycznie wszystkich projektów” – czytamy w stanowisku BCC. Zdaniem tej organizacji, ci producenci energii, którzy mają podpisane wiążące umowy sprzedaży energii na poziomie znacznie wyższym niż przewiduje rozporządzenie, będą musieli oddać całą nadwyżkę ponad ustalony limit (między 270 a 340 zł/MW) i pokryć stratę gotówkową. „W tej sytuacji inwestycje w OZE okażą się nieopłacalne. A bez OZE, ogłoszone niedawno projekty jądrowe mające w długim okresie zastąpić węgiel jako stabilne źródło energii, nie mają racji ekonomicznej.” – podkreśla wprost BCC. Organizacja podkreśla, że firmy, które wydały setki miliardów złotych na odejście od węgla (nawet przechodząc na mniej emisyjny gaz), instalując PV, wiatraki, pompy ciepła, poprawiając efektywność energetyczną, wpadną w olbrzymie kłopoty finansowe.

Nie zgodność z prawem UE? Resort zaprzecza

Inni nasi rozmówcy, pragnący jednak zachować anonimowość zwracają uwagę, że ta ustawa o mrożeniu cen energii na 2023 r. oraz realizujące je rozporządzenie jest sprzeczne z niedawno przyjętym rozporządzeniem UE (2022/1854) w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu rozwiązania problemu wysokich cen energii. Chodzi o punkt 30 preambuły rozporządzenia UE – który zdaniem naszych rozmówców – nie jest realizowany w nowym, krajowym ustawodawstwie. Chodzi o łamanie – jak mówią nasi rozmówcy – praw firm, które realizują umowy PPA (Umowa PPA - Power Purchase Agreement - jest długoterminową umową dostawy energii elektrycznej między dwiema stronami, zazwyczaj między producentem energii elektrycznej a klientem (konsumentem energii elektrycznej lub sprzedawcą). Ministerstwo klimatu i środowiska (MKiŚ) w odpowiedzi na nasze pytania, podkreśla, że ustawa i rozporządzenie wprost realizuje zapisy tegoż unijnego rozporządzenia. „Wskazany punkt 30 preambuły rozporządzenia UE również jest wprost realizowany w ustawie poprzez nałożenie obowiązku odpisu na Fundusz (Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny – red.) na wszystkich wytwórców w ramach wszystkich form zawierania umów dot. sprzedaży energii elektrycznej, w tym umów PPA. Zgodnie z art. 2 punkt 5 rozporządzenia Rady UE „dochód rynkowy” oznacza osiągnięty dochód, który producent uzyskuje w zamian za sprzedaż i dostawę energii elektrycznej w Unii, niezależnie od formy umownej, w jakiej taka wymiana ma miejsce, w tym umów zakupu energii elektrycznej i innych operacji zabezpieczających przed wahaniami na hurtowym rynku energii elektrycznej, z wyłączeniem wszelkiego wsparcia udzielanego przez państwa członkowskie” – tłumaczy w odpowiedzi na pytania redakcji biuro prasowe MKiŚ. Resort reasumuje, że jeśli wytwórcy energii sprzedają energię elektryczną w ramach umów PPA i uzyskują nadmierne dochody, to zostaną objęci obowiązkiem odpisu na Fundusz. „Specyfika umów będących jednocześnie instrumentem finansowym została wzięta pod uwagę w trakcie prac nad rozporządzeniem Rady Ministrów w sprawie limitu ceny, który 8 listopada został przyjęty przez Radę Ministrów” – zapewnia resort.

Firmy obrotu upadną?

Zdaniem Michała Sznycera, radcy prawnego w kancelarii MGS LAW, sytuacja sprzedawców energii (Spółek obrotu) wygląda, w kontekście tego rozporządzenia, dramatycznie. Poza sześcioma dużymi sprzedawcami energii należącymi do dużych tzw. grup zintegrowanych pionowo (pięciu to grupy należące do Skarbu Państwa – przyp. aut), mamy kilkaset spółek obrotu energią elektryczną w tym kilkadziesiąt to sprzedawcy tzw. alternatywni, którzy od lat budowali swoje zasoby i kompetencje na polskim rynku energii elektrycznej. „Na tę chwilę regulacja ta dotyczy wszystkich i niemal każdy poniesie konsekwencje, oczywiście proporcjonalnie. Na przykład sposób obliczania „marży” na poziomie od 1 do 3,5 proc. nie oznacza tak naprawdę jej realnego pokrycia, a jedynie pokrycie fragmentu kosztów, których w regulacji w ogóle się nie uwzględnia – takich jak koszty bilansowania handlowego, koszty giełdowe a także koszty pośrednie zawierania umów (bardzo wysokie, co jest specyfiką polskiego rynku)” – uważa Sznycer.

Czy rekompensaty pomogą?

Zdaniem prawników mechanizm, który będzie generował straty jest dwuelementowy – po pierwsze sprzedawca ma obowiązek obniżyć cenę do tzw. maksymalnej, a po drugie dołożyć się do wspólnego Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny (WRC). „Ten pierwszy element teoretycznie ma pokryć rekompensata, ale model jej wyliczania jest zupełnie oderwany od realiów rynkowych a na tzw. koniec dnia sprzedawcy nie mają całkowitej gwarancji, że coś z Funduszu otrzymają bowiem ustawa wyraźnie wskazuje, że w przypadku braku środków na wypłatę rekompensaty Zarządca Rozliczeń wstrzyma im wypłatę” – alarmuje Sznycer. Druga rzecz to kwestia umów, w przypadku których sprzedawcy w ogóle nie otrzymają rekompensat z tytułu zastosowania cen maksymalnych. Zdaniem Sznycera, mechanizm wyliczania odpisu na Fundusz WRC nie zawiera wszystkich elementów i będzie bardzo kłopotliwy z punktu widzenia rentowności.

Firmy mogą wypowiadać umowy na dostawę energii

Na razie branża oraz komentatorzy skupiają się na sprzedawcach detalicznych. Zdaniem naszych rozmówców może dojść do bardzo szybkiego redukowania ilości podpisanych umów, co niedawno miało miejsce na rynku gazu ziemnego. „Ofertowanie na 2023 r. w zasadzie już w tej chwili zamarło, branża żartuje, że umowę na sprzedaż energii elektrycznej będzie można dostać jedynie „spod lady”. Rok 2023 będzie rekordowy pod względem ilości odbiorców obsługiwanych przez sprzedawców rezerwowych” – podkreśla Sznycer. Wskazuje on również, że i ten rodzaj sprzedaży jest objęty limitem cen więc sami odbiorcy nie mają się czego obawiać, natomiast sprzedawcom rezerwowym z pewnością wzrosną koszty operacyjne, których nie będą w stanie przenieść na „rynek”. „To o czym na razie jest względnie cicho to bardzo trudna sytuacja będzie przed spółkami funkcjonującymi wyłącznie na rynku hurtowym, tu można w zasadzie spodziewać się całkowitego zamrożenia na rynku terminowym, bo nikt nie będzie dokonywał transakcji w celu uniknięcia odpisu na Fundusz WRC. To było wielokrotnie podnoszone przez niemal wszystkie środowiska zajmujące się branżą energetyczną w ekspresowym procesie legislacyjnym - nie taki był cel i zamiar rozporządzenia unijnego, które legło u podstaw tej regulacji” wskazuje Sznycer. Czytamy tam, że kraje członkowskie mają podjąć działania, które nie zakłócą funkcjonowania hurtowych rynków energii elektrycznej i w szczególności nie wpływają̨ na ranking cenowy i kształtowanie się̨ cen na rynku hurtowym a także zapewniają̨ pokrycie kosztów inwestycji czy kosztów operacyjnych co najprawdopodobniej w Polsce nie będzie miało miejsca. „Jeśli nawet rynek nie ulegnie trwałej destrukcji, to przynajmniej w przyszłym roku zostanie zamrożony”, mówi Michał Sznycer radca prawny i Partner w Kancelarii MGS LAW.

Mniejsza płynność, wyższe ryzyko manipulacji

Analitycy wiążą to rozporządzenie także z inną ustawą, nowelizacją ustawy Prawo energetyczne z października br. Zakłada ona likwidację obowiązku sprzedaży energii poprzez Towarową Giełdę Energii. W połączeniu ze spadkiem opłacalności obrotu wtórnego na giełdzie, oznaczać to może jeszcze większy spadek płynności. Już teraz obrót energią elektryczną na TGE wyniósł w październiku 2022 r. 8 038 795 MWh, co oznacza spadek o 66,7 proc. w stosunku do października 2021 r. Będą więc tam pojawiać się niewielkie ilości energii. Jeśli jednak ktoś zdecyduje się – do czego będzie miał prawo – przecucić większy wolumen energii na TGE, będzie przekładało się na gwałtowne zmiany na kursie. Będzie to tylko rodzić pole do pytań o giełdowe spekulacje.

Tempo zwrotu mikroinstalacji spadnie

Rozporządzenie – jak przedstawiliśmy wyżej – wpływa na dekompozycje działalności wielkich producentów energii, sprzedawców, ale jak się okazuje także i prosumentów, a więc najmniejszych uczestników rynku energii. Prosumenci, którzy zamontowali instalację fotowoltaiczną na swoich dachach po 1 kwietnia 2022 r. są objęci nowym systemem rozliczeń - net-billingiem. Oznacza to wprowadzenie rynkowej, miesięcznej cena energii. Będzie to cena, po której ustalana będzie wartość energii wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej przez prosumenta w okresie od 1 lipca 2022 roku do 30 czerwca 2024 r. Ustalana jest oddzielnie dla każdego miesiąca kalendarzowego (jedna stawka) na podstawie giełdowych cen energii (z Towarowej Giełdy Energii) ważonych wolumenem energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów oraz prosumentów zbiorowych. W sytuacji, w której ceny na TGE rosły, automatycznie wzrastała także atrakcyjność tego systemu względem poprzedniego mechanizmu rozliczeń - net meteringu, bazującego na rozliczaniu się za energię w systemie kWh za kWh. Kiedy jednak na bazie tego rozporządzenia oraz ustawy znoszącej obligo giełdowe handel na giełdzie będzie niewielki i cena także będzie niska, nie odzwierciedlającą rzeczywistej wartości energii. W efekcie niskiej ceny na TGE, po której rozliczna będzie fotowotlaika w ramach nowego systemu, szybkość wzrostu poniesionych nakładów na taką inwestycje wydłuży się, co uczyni w 2023 r. domową fotowolatiakę mniej atrakcyjną niż jest to obecnie.