List otwarty
Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu do Premiera dotyczący aktualnej sytuacji na rynku energii
Szanowny Pan Donald Tusk Prezes Rady Ministrów
W imieniu Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu (FOEEiG), federacji której członkami są izby gospodarcze, związki pracodawców, stowarzyszenia i fundacje zrzeszające największych przemysłowych odbiorców paliw i energii w Polsce, pragniemy zwrócić uwagę Pana Premiera na zagrożenia, jakimi dla polskiego przemysłu w 2024 r. będą wyższe niż w innych krajach europejskich, koszty paliw i energii.
1) Obecnie w Polsce mamy najwyższe ceny energii elektrycznej w Europie, obserwujemy również duże ich zróżnicowanie.
2) Notowania cen energii na europejskich giełdach, nie odzwierciedlają tych realnie płaconych przez zakłady przemysłowe, ostatecznie zależą one bowiem od wprowadzanych przez rządy krajów europejskich programów ochrony odbiorców przemysłowych, które oferują zróżnicowane poziomy dotacji i mechanizmy ich redukcji.
3) Rynek Energii Elektrycznej w Polsce nigdy nie był, i nie jest nadal w pełni uwolniony.
4) Z ochrony Prezesa URE korzystają odbiorcy końcowi w grupie taryfowej „G”, a w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych, instytucjami samorządowymi, podmiotami użyteczności publicznej oraz małymi i średnimi przedsiębiorstwami, nadal obowiązują ceny maksymalne.
5) Brak konkurencji na polskim rynku energii w połączeniu ze strukturą właścicielską polskiego sektora energetycznego powodują, iż przedsiębiorstwa energetyczne mogą wykorzystywać nadmierną siłę rynkową, a odbiorcy przemysłowi nie dysponują mechanizmami jej równoważenia.
6) W sytuacji, gdy po kilku latach trwania kryzysu energetycznego, na rynkach energii pojawiły się pierwsze oznaki stabilizacji, wprowadzono fundamentalne zmiany zasad funkcjonowania Rynku Bilansującego – urynkowienie mechanizmu pozyskiwania mocy bilansujących.
7) Urynkowienie to już dzisiaj skutkuje drastycznym wzrostem kosztów pozyskiwania mocy bilansujących, co powoduje wzrost rynkowych cen energii elektrycznej, a równolegle wzrost opłat przesyłowych (opłaty jakościowej).
Dlatego apelujemy do polskiego rządu o podjęcie starań o zapewnienie warunków do kontynuowania w Polsce przemysłowej działalności produkcyjnej w 2024 r. i w latach kolejnych poprzez:
1) Bieżące monitorowanie programów administracyjnej ochrony przemysłowych odbiorców energii elektrycznej i paliw wprowadzanych w innych krajach UE, oraz niezwłoczne wprowadzanie podobnych rozwiązań w Polsce.
2) Wprowadzenie korekty sposobu rozliczania oferowanych na aukcjach i zaakceptowanych przez OSP mocy bilansujących, w oparciu o ceny proponowane w ofertach – obecnie w Polsce wszystkie płatności rozliczane są po cenie najdroższej wykorzystanej oferty.
Dla przykładu w Niemczech po cenie krańcowej rozliczana jest jedynie rezerwa pierwotna (FCR).
3) Akceptację dla wprowadzenia przygotowanego w MRiT programu pt. „Pomoc dla sektorów energochłonnych związana z nagłymi wzrostami cen gazu i energii elektrycznej w 2024 r.”. Możliwość taką stwarza Komunikat KE pt. Zmiany w tymczasowych kryzysowych i przejściowych ramach środków pomocy państwa w celu wsparcia gospodarki po agresji Rosji wobec Ukrainy (C/2023/1188) z 21.11.2023 r.
4) Wprowadzenia mechanizmu istotnie obniżającego stawki opłaty jakościowej dla grupy przemysłowych odbiorców energii elektrycznej kalkulowanej w taryfach przesyłowych i dystrybucyjnych operatorów sieci, poprzez zmianę zapisów Rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną.
5) Ponowne wprowadzenie obliga giełdowego, na poziomie 70%.
UZASADNIENIE
1. Notowania cen energii elektrycznej w wybranych krajach UE. Sposób kontraktowania.
Aktualnie energia elektryczna w Polsce jest najdroższa w Europie. Dotyczy to zarówno rynków terminowych, jak i kontraktów SPOT.
Notowania cen energii elektrycznej w kontraktach rocznych na 2025 r w wybranych krajach UE.
Na koniec czerwca 2024 r notowania cen energii elektrycznej w kontraktach rocznych na 2025 r. na TGE w Polsce były wyższe od notowań na giełdach:
– w Niemczech o prawie 20 €/MWh,
– we Francji o ponad 41 €/MWh,
– w Hiszpanii o ponad 44 €/MWh.
Z kolei w kontraktach rocznych na lata 2026 i 2027 r. różnice te wynosiły odpowiednio:
– w Niemczech 31 €/MWh na rok 2026 i 42 €/MWh na rok 2027,
– we Francji 52 €/MWh, na rok 2026 i 56 €/MWh na rok 2027,
– w Hiszpanii 57 €/MWh na rok 2026 i 62 €/MWh na rok 2027.
Notowania cen energii elektrycznej na RDN w wybranych krajach UE w 2024 r. Wartości średnie miesięczne.
Podobnie jak w kontraktach rocznych na 2025 r., na RDN TGE w Polsce ceny energii elektrycznej były wyższe od notowań na giełdach:
– w Niemczech o prawie 32 €/MWh,
– we Francji o ponad 72 €/MWh,
– w Hiszpanii o ponad 52 €/MWh.
Nadal giełdowa wycena energii elektrycznej na rynkach krótkoterminowych jest niższa niż w kontraktach rocznych.
Porównanie notowań cen energii elektrycznej na TGE na RDN oraz w kontraktach rocznych na 2025 r.
Zależność ta obowiązuje zarówno na rynku polskim jak i niemieckim, francuskim i hiszpańskim.
Cały czas korzystanie przez odbiorców przemysłowych z niższych (również ujemnych) cen energii elektrycznej które pojawiają się okresowo na rynkach krótkoterminowych, uniemożliwia skala ich godzinowej zmienności, do której nie da się dostosować przemysłowych procesów technologicznych.
2. Proces uwolnienia cen energii elektrycznej na rynkach hurtowym i detalicznym w Polsce.
Rynek Energii Elektrycznej w Polsce nigdy nie był, i nie jest nadal w pełni uwolniony. Z ochrony Prezesa URE korzystają odbiorcy końcowi w grupie taryfowej „G”, a w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych, instytucjami samorządowymi, podmiotami użyteczności publicznej oraz małymi i średnimi przedsiębiorstwami, nadal obowiązują ceny maksymalne.
1) Ceny sprzedaży energii elektrycznej dla gospodarstw domowych, będą zamrożone w II półroczu 2024 r. na poziomie 500 zł/MWh (obecnie 412 zł/MWh). Bez interwencji rządu, stawka taryfowa (bez zamrożenia) wynosiłaby 739 zł MWh.
2) Jak poinformował Prezes URE Rafał Gawin, dopiero w 2025 r. gospodarstwa domowe zaczną kupować energię elektryczną po cenach zatwierdzonych w nowych taryfach.
3) W drugiej połowie 2024 roku utrzymana zostanie dotychczasowa cena maksymalna na poziomie 693 zł/MWh dla:
– instytucji samorządowych,
– podmiotów użyteczności publicznej, np. szkół, żłobków, szpitali,
– małych i średnich przedsiębiorstw,
przy czym za stosowanie ceny maksymalnej, przedsiębiorstwa energetyczne otrzymają rekompensaty.
4) Rząd wprowadził również, w formie bonu energetycznego, jednorazowe świadczenie pieniężne przeznaczone dla ok. 3,5 mln gospodarstw domowych o niższych dochodach.
„Jedyną grupą odbiorców końcowych energii elektrycznej w Polsce, która po agresji Rosji na Ukrainę nie została objęta administracyjnymi limitami cen energii elektrycznej i gazu ziemnego byli, i pozostają nadal odbiorcy przemysłowi. Tymczasem pomimo obowiązku dokonywania wpłat na Fundusz Różnicy Ceny (FRC), oraz dużego wzrostu kosztów paliw kopalnych i uprawnień do emisji CO2, wytwórcy w 2023 r. zanotowali wyniki finansowe lepsze, niż uzyskane w roku 2022, a ich przychody z FRC znacznie przekroczyły wysokość dokonywanych wpłat.”
3. Przerzucanie ryzyk cenowych związanych z obrotem energią elektryczną na odbiorów końcowych.
W 2022 r. nastąpiła zmiana udziału zakupów dokonywanych przez odbiorców przemysłowych na rynkach SPOT TGE i Rynku Bilansującym, w stosunku do rynków terminowych.
Stosowane powszechnie przez przedsiębiorstwa energetyczne przenoszenie ryzyk dużej zmienności cen paliw i uprawnień do emisji CO2, na odbiorców przemysłowych, wywołało gwałtowny wzrost cen kontraktów terminowych, w szczególności rocznych (BASE-Y).
Większości zakładów produkcyjnych nie było stać na kupowanie energii elektrycznej po tak wysokich cenach, a jedyną dostępną dla nich alternatywą był zakup energii na rynkach krótkoterminowych TGE oraz na Rynku Bilansującym.
Notowania cen energii elektrycznej na TGE w 2022 r. – BASE na rok 2023 r.
W efekcie kryzysu na europejskich rynkach paliw i energii, ale i polityki polskiego rządu w stosunku do sektorów paliwowego i energetycznego, pozbawiono odbiorców przemysłowych możliwości kupowania energii elektrycznej na rynkach terminowych w kontraktach BASE-Y.
W opinii odbiorców przemysłowych ryzyko rynkowe jest nieodłącznym elementem działalności spółek obrotu które mają kompetencje by je właściwie identyfikować, ale przede wszystkim możliwości, by się przed nimi zabezpieczyć.
4. Obligo giełdowe a struktura polskiego rynku energii.
Wprowadzane w przeszłości Obligo Giełdowe, zawsze znacząco zwiększało płynność rynku terminowego, zachęcając spółki obrotu do składania długoterminowych ofert sprzedaży energii elektrycznej, których obecnie tak brakuje odbiorcom przemysłowym. Jednym z zasadniczych celów obliga, było zapobieganie procederowi zawyżania cen (energii elektrycznej) poprzez dokonywanie transakcji wewnątrz grup energetycznych. W 2022 r., kiedy obligo zniesiono, transakcje te były zawierane w znacznie większym niż wcześniej wymiarze. Według danych opublikowanych przez URE, ich wolumen stanowi połowę giełdowego obrotu energią elektryczną, a uzyskiwane ceny są wyższe niż w pozostałych transakcjach.
Obecnie znacząca część wolumenu energii wytwarzanej przez największych krajowych producentów omija rynek giełdowy.
W konsekwencji znacząco spadła ilość transakcji zawieranych na rynku terminowym TGE, a ciężar obrotu przeniósł się na rynki SPOT. Dotyka to przede wszystkim przemysłowych odbiorów energii elektrycznej, którzy musieli dostosować się do narzuconych im zmian, jak również wziąć na siebie ryzyka wynikające z ciągle niestabilnej sytuacji na rynkach paliw kopalnych i uprawnień do emisji CO2. Niewielka ilość i wolumen kontraktów zawieranych na TGE przez podmioty spoza grona skonsolidowanych pionowo koncernów energetycznych, pozwala kwestionować transparentność wyznaczanych na TGE indeksów cenowych istotnych również dla wyceny kontraktów dwustronnych.
W interesie rozwoju konkurencji na rynku energii elektrycznej istotnym jest, by proces deregulacji rynków detalicznych jak najszybciej zakończyć, oraz by hurtowy rynek energii elektrycznej
w Polsce mogły cechować:
– wysoka płynność,
– dostępność oferty hurtowej,
– transparentność kształtowania cen,
– bezpieczeństwo finansowe i operacyjne.
Biorąc powyższe pod uwagę proponujemy ponowne wprowadzenie obliga giełdowego, na poziomie 70%. Jest to wielkość właściwa dla utrzymania bezpieczeństwa obszaru wytwarzania energetyki konwencjonalnej, uwzględniająca praktykę kontraktowania minimów technicznych bloków energetycznych.
5. Zmiana zasad funkcjonowania Rynku Bilansującego (RB), i ich wpływ na wycenę energii elektrycznej.
Z dniem 14.06.2024 r., na podstawie Rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 marca 2023 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, przy akceptacji Prezesa URE, wdrożono w Polsce II etap reformy Rynku Bilansującego, wprowadzając szereg fundamentalnych zmian w jego funkcjonowaniu. Z kosztowego punktu widzenia najważniejsze z nich to:
– zmiany w procesie planowania pracy KSE,
– wprowadzenie rynkowych zasad pozyskiwania mocy bilansujących,
– zmiany mechanizmów wyceny energii bilansującej, energii niezbilansowania, oraz sposobu rozliczeń tych energii,
– zmiana sposobu wyceny i rozliczania rezerwy operacyjnej
– wprowadzenie 15 minutowych okresów rozliczania energii bilansującej i energii niezbilansowania,
– wprowadzenie obowiązku zgłaszania programów pracy.
Tym samym Rynek Bilansujący powrócił do stanu pełnej liberalizacji, zawieszonej zmianą Rozporządzenia Systemowego z października 2022 r. Co do zasady, w opinii autorów wprowadzonych 14 czerwca zmian, obecnie to uczestnicy rynku (solidarnie wytwórcy i odbiorcy) powinni zapewniać, by w każdej minucie doby popyt i podaż na moc w KSE były na tym samym poziomie. Dla odbiorców przemysłowych oznacza to, iż zgłoszone do OSP pozycje kontraktowe winny być bezwzględnie realizowane i tożsame z fizycznym zużyciem energii elektrycznej w każdym okresie rozliczeniowym (15-min.).
Te fundamentalne zmiany, w szczególności wprowadzenie rynkowych zasad pozyskiwania mocy bilansujących, nastąpiły w momencie, gdy po kilku latach trwania kryzysu energetycznego, na rynkach energii pojawiły się pierwsze oznaki stabilizacji. Trzeba przypomnieć, iż w Polsce rynki te nigdy nie były, i nie są do dzisiaj w pełni uwolnione. Z ochrony Prezesa URE korzystają odbiorcy końcowi z grupy taryfowej „G”, w tym odbiorcy w gospodarstwach domowych (zużywający rocznie 35 TWh/rok energii elektrycznej), 23 maja 2024 r. Sejm RP przyjął Ustawę obniżającą do 500 zł/MWh (wobec 412 zł/MWh w I półroczu 2024 r.), maksymalną cenę energii stosowaną w drugiej połowie 2024 r. w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych (zużycie ponad 32 TWh/rok), a obowiązującą obecnie cenę maksymalną (693 zł/MWh), dedykowaną instytucjom samorządowym, podmiotom użyteczności publicznej oraz małym i średnim przedsiębiorstwom, przedłużył do końca 2024 r.
Biorąc pod uwagę strukturę właścicielską polskiego sektora energetycznego, siłę rynkową przedsiębiorstw energetycznych, brak dostępnych dla odbiorców przemysłowych mechanizmów jej równoważenia, oraz poziom administracyjnych interwencji, trudno nie zadać pytania o rolę, jaką energetyka winna pełnić w gospodarce, oraz konsekwencje jakie ostatecznie przyniesie urynkowienie jedynie jednego segmentu rynku energii.
Urynkowienie to już dzisiaj skutkuje drastycznym wzrostem kosztów pozyskiwania mocy bilansujących, jak również wzrostem cen energii elektrycznej na rynku SPOT (efekt zniesienia limitów cen ofertowych wytwórców), co przełoży się również na kontrakty zawierane na rynkach terminowych i wycenę energii w kontraktach bilateralnych.
Dobowe koszty mocy bilansujących nabywanych przez OSP od 14 czerwca 2024 r.
Koszt mocy bilansujących zakupionych przez OSP w dniach od 14.06.2024 do 09.07.2024 r. w trybach: podstawowym i uzupełniającym, wyniósł odpowiednio 350 i 252 mln PLN – razem ponad 580 mln. PLN. Jeżeli ceny tych mocy oferowanych przez wytwórców energii utrzymają się na podobnych poziomach, to OSP będzie zmuszony płacić polskim wytwórcom energii elektrycznej ponad 22 mln PLN każdego dnia, a w ciągu roku, tylko na ten cel trzeba będzie wydać około 8 mld PLN. Spowoduje to wzrost kosztu Opłaty Jakościowej z 31,41 PLN/MWh do ponad 56 PLN/MWh, czyli prawie dwukrotnie. Gdyby polski rynek energii elektrycznej był uwolniony, koszt ten solidarnie ponieśli by wszyscy odbiorcy końcowi. Tak jednak nie jest, dlatego na pewno w pełnej wysokości zostanie on przeniesiony na przemysłowych odbiorców energochłonnych, chociaż to nie przemysł te rosnące koszty generuje. Ich powodem jest rozchwianie KSE wywołane zmiennym zapotrzebowaniem i pogodozależną generacją. Tymczasem duzi odbiorcy przemysłowi są przyłączeni do sieci KSE na napięciach 110 i 220 kV, i zużywają energię elektryczną na tym samym poziomie przez cały rok.
Nowa, spowodowana zmianami na Rynku Bilansującym sytuacja rodzi ryzyko dużej zmienności cen, a pośrednio również dyskontowania wysokich marż przez wytwórców na Rynku Bilansującym kosztem płynności i stabilności rynku giełdowego, dlatego niezbędne staje się wprowadzenie korekt do Warunków Dotyczących Bilansowania na podstawie Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania.
6. Obniżenie stawki opłaty jakościowej dla grupy odbiorców przemysłowych charakteryzujących się stabilnym zużyciem energii elektrycznej.
Opłata jakościowa jest elementem opłat przesyłowych i dystrybucyjnych. Pokrywa koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, które obejmują:
– koszty zakupu rezerw mocy i usług systemowych;
– koszty zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w celu pokrycia zapotrzebowania w obszarze Rynku Bilansującego.
Powodem wzrostu stawek opłaty jakościowej w ostatnich latach był znaczący wzrost kosztów pozyskiwania mocy bilansujących, w efekcie „rozchwiania” Krajowego Systemu Elektroenergetycznego wywołanego niekoordynowanym rozwojem pogodozależnych źródeł wytwórczych, jak również energetyki prosumenckiej.
Z uwagi na fakt, iż duże zakłady przemysłowe, pobierając energię elektryczną w tej samej wysokości przez cały rok stabilizują prace KSE, nie powinny być obciążane kosztami generowanymi przez odbiorców z grup taryfowych „G”, „C” i częściowo „B”, oraz rozwojem energetyki odnawialnej.
Materiał Płatny
