RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU W POLSCE. Raport TOE. stan na 31 marca 2022 r. Warszawa, 27 maja 2022 r.

(1)

RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU

W POLSCE

stan na 31 marca 2022 r.

Raport TOE

(2)

RYNEK ENERGII

ELEKTRYCZNEJ I GAZU W POLSCE

stan na 31 marca 2022 r.

Raport TOE

Warszawa, 27 maja 2022 r.

Towarzystwo Obrotu Energią

ul. Krucza 16/22 00-526 Warszawa

tel. 22 827 57 93 fax 22 826 61 55 e-mail: toe@toe.pl

www.toe.pl

(3)

Rozpowszechnianie Raportu, jak również przytaczanie jego fragmentów, dozwolone ze wskazaniem źródła.

(4)

SPIS TREŚCI

I. Wprowadzenie ...4

II. Kluczowe działania (zrealizowane oraz planowane) na rynku energii elektrycznej w polsce w okresie od 1 stycznia 2021 r. Do 31 marca 2022 r. ...5

1. Obowiązek zatwierdzania przez Prezesa URE taryf a produkty na rynku ...6

2. Rynek uprawnień do emisji CO₂ a rynek energii elektrycznej ...7

3. Rynek mocy – kolejne doświadczenia wdrożenia, w tym rynek wtórny ...8

4. Wpływ zmian regulacji finansowych na rynek energii ...12

5. Wpływ Informacji Prezesa URE nr 7/2021 z dnia 10 lutego 2021 roku (dotyczącej autoprodukcji energii) na rynek elektroenergetyczny ...13

6. Ustawa z dnia 20 maja 2021 roku o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw ...14

7. Nowe regulacje prawne dotyczące magazynowania energii elektrycznej ...17

8. Ustawa z dnia 29 października 2021 roku o zmia-nie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw ...18

9. Ustawa z dnia 17 grudnia 2021 roku o dodatku osłonowym ...20

10. Struktura kosztów – rozporządzenie z dnia 5 stycznia 2022 roku ...21

P1. Projektowane zmiany w ustawie – Prawo energetyczne i w ustawie o OZE (UC74) ...22

P2. Projekt zmian w ustawie o OZE (UC 99) ...24

P3. Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego ...26

P4. Bilans praw majątkowych oraz projekt tzw. rozporządzenia OZE ...27

P5. Polityka Energetyczna Polski 2040 ...28

III. Rynek gazu ... 30

1. Rynek detaliczny ...30

2. Uwarunkowania infrastrukturalne ...32

3. Uwarunkowania prawne na rynku gazu ...37

4. Inne, wybrane zagadnienia ...40

IV. Nowe trendy w energetyce ...41

1. Morska energetyka wiatrowa ...41

2. Digitalizacja w energetyce ...42

3. Technologia małych modułowych reaktorów jądrowych SMR ...48

4. Transformacja wodorowa w Polsce ...49

5. Rynek elektromobilności w Polsce ...50

V. Kształtowanie się cen energii elektrycznej, gazu i świadectw pochodzenia ... 53

1. Rynek Dnia Następnego energii elektrycznej ...53

2. Rynek terminowy energii elektrycznej ...56

3. Rynek Praw Majątkowych ...60

4. Kształtowanie się cen uprawnień do emisji CO₂ ...64

5. Rynek gazu ...65

6. Ceny nośników energii – uwarunkowania globalne rynku węgla kamiennego i ropy ...70

VI. Propozycje działań krótko- i długoterminowych ... 73

VII. Zastosowane skróty i oznaczenia ... 75

VIII. Materiały źródłowe ...76

IX. Rada zarządzająca toe xvi kadencji ... 79

X. Zespół ds. Opracowania raportu ... 80

(5)

Raport „Rynek Energii Elektrycznej i Gazu w Polsce – stan na 31 marca 2022 r.”, zwany dalej Raportem TOE 2022 lub Raportem, podsumowuje kluczowe zdarzenia, jakie miały wpływ na rynek energii elektrycznej i gazu w Polsce w okresie od 1 stycznia 2021 roku do 31 marca 2022 roku, przy czym przytoczone dane i zestawienia statystyczne obejmują pełny rok kalendarzowy 2021. Podobnie jak w przypadku poprzednich raportów, opracowywanych niezmiennie już od 2009 roku, zakres merytoryczny Raportu TOE 2022 koncentruje się głównie na obszarach charakterystycznych dla działalności Towarzystwa Obrotu Energią, zwanego dalej TOE, i jego człon- ków, do których należą zarówno spółki obrotu (jako tzw. człon- kowie wspierający TOE), jak i osoby fizyczne (tzw. członkowie zwyczajni TOE).

W rozdziale II Raportu skomentowane zostały kluczowe dzia- łania i wydarzenia, które zdaniem TOE miały istotny wpływ na rynek energii elektrycznej w omawianym okresie. W rozdziale tym zespół autorski scharakteryzował i ocenił (głównie z punktu widzenia sektora obrotu) najważniejsze z wydarzeń, dokumentów i materiałów, które miały miejsce/pojawiły się w opisywanym okresie, w tym politykę regulacji/taryfikacji, han- del emisjami CO₂, rynek mocy, regulacje finansowe, wybrane zmiany prawa uchwalone w 2021 roku i w pierwszym kwartale 2022 roku mające wpływ na rynek energii, a także planowane zmiany prawodawstwa oraz struktury sektora energetycznego.

Rozdział III, dotyczący rynku gazu, składa się z czterech pod- rozdziałów opisujących: rynek detaliczny, uwarunkowania infrastrukturalne, uwarunkowania prawne oraz wybrane zagadnienia dotyczące transparentności, płynności rynku i wskaźników rynkowych.

W rozdziale IV zamieszczono opis wybranych nowych trendów w energetyce w następujących obszarach: morska energetyka wiatrowa, digitalizacja, technologia małych modułowych reak- torów jądrowych SMR, transformacja wodorowa oraz rynek elektromobilności w Polsce.

Rozdział V z kolei opisuje kształtowanie się cen energii elektrycznej, gazu i świadectw pochodzenia oraz tzw. produktów powiązanych na rynku w 2021 roku, obejmując: Rynek Dnia Następnego energii elektrycznej, Rynek Terminowy (Towa- rowy) energii elektrycznej, Rynek Praw Majątkowych, ceny uprawnień do emisji CO₂, hurtowy rynek gazu oraz uwarunkowania globalne rynku węgla kamiennego i ropy.

W rozdziale VI zawarto propozycje działań w krótko- i długoter- minowym horyzoncie czasowym.

Zastosowane skróty i oznaczenia oraz zestawienie materiałów źródłowych zawarto odpowiednio w rozdziałach VII i VIII.

W rozdziale IX przedstawiony został skład Rady Zarządzają- cej TOE XVI kadencji, natomiast w rozdziale X skład zespołu autorskiego.

Raport TOE 2022 został opracowany na podstawie danych oraz wiedzy zespołu autorskiego na dzień 31 marca 2022 r.

Raport, począwszy od 2009 roku, ma charakter cykliczny i publikowany jest w pierwszej połowie każdego roku kalenda- rzowego.

I. WPROWADZENIE

(6)

II. KLUCZOWE DZIAŁANIA (ZREALIZOWANE ORAZ PLANOWANE) NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE W OKRESIE OD 1 STYCZNIA 2021 R. DO 31 MARCA 2022 R.

1 Sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców końcowych.

Kluczowe działania (zrealizowane oraz planowane) na rynku energii elektrycznej w Polsce w okresie od 1 stycznia 2021 r. do 31 marca 2022 r. przedstawiono poniżej w syntetycznym zesta- wieniu tabelarycznym.

Analogicznie jak w przypadku poprzednich raportów zestawienie obejmuje głównie tematykę obrotu energią elektryczną w obszarze rynku hurtowego, rynku detalicznego (sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych) oraz wymiany międzysystemowej.

W przypadku powiązań trzech ww. głównych obszarów z okre- ślonymi elementami całego łańcucha zakupu/sprzedaży energii elektrycznej starano się uwzględnić także uwarunkowania innych tzw. powiązanych obszarów rynku oraz ich wpływ na po- zostałe segmenty energetycznego łańcucha wartości: wytwarzanie, dystrybucję i odbiorców końcowych.

W dalszej części rozdziału przedstawiono charakterystykę i oce- nę poszczególnych działań.

Tabela 1. Kluczowe działania (zrealizowane i planowane) na rynku energii elektrycznej w Polsce od 1 stycznia 2021 r. do 31 marca 2022 r.

Legenda: „N” – neutralne; „-” – negatywny wpływ; „+” – pozytywny wpływ; „+/-” – wpływ pozytywny i negatywny w zależności od kryterium oceny.

Kolorem niebieskim oznaczono propozycje/plany wprowadzenia określonych rozwiązań, które ukazały/pojawiły się do 31 marca 2022 r.

Lp.

Wpływ na obszar rynku Działania [1–10]/plany [P1-P5]

Wpływ na rozwój

rynku

Wytwa- rzanie zawodowe

Wytwa- rzanie – małe OZE, prosumenci

Dystry-

bucja Obrót

hurtowy Obrót detaliczny¹

Wymiana między- systemowa

Odbiorcy końcowi

Strona:

rozszerzenie zagadnienia

1 Obowiązek zatwierdzania przez Prezesa URE

taryf a produkty i sytuacja na rynku - N ^+/- - N - N + 6

2 Rynek uprawnień do emisji CO2 a rynek energii

elektrycznej - - +/- N +/- - N - 7

3 Rynek mocy – kolejne doświadczenia wdrożenia +/-

+

N - + N N - 8

4 Wpływ zmian regulacji finansowych na rynek

energii - +/- +/- N +/- - - - 12

5 Wpływ Informacji Prezesa URE nr 7/2021 z dnia 10 lutego 2021 r. (dotyczącej autoprodukcji

energii) na rynek elektroenergetyczny - - - N N +/- N - 13

6 Ustawa z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych

innych ustaw + N + +/- N + N + 14

7 Nowe regulacje prawne dotyczące

magazynowania energii elektrycznej + + + + N + N + 17

8 Ustawa z dnia 29 października 2021 r.

o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach

energii oraz niektórych innych ustaw +/- N - N N + N +/- 18

9 Ustawa z dnia 17 grudnia 2021 r. o dodatku

osłonowym +/- N N N N - N + 20

10 Struktura kosztów – rozporządzenie Struktura kosztów – rozporządzenie z dnia 5 stycznia

2022 r. +/- +/- N N N +/- N +/- 21

P1 Projektowane zmiany w ustawie – Prawo

energetyczne i w ustawie o OZE (UC74) +/- N +/- +/- N +/- N + 22

P2 Projekt zmian w ustawie o OZE (UC99) - +/- +/- N - - N N 24

P3 Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego +/- +/- N +/- +/- +/- +/- N 26 P4 Bilans praw majątkowych oraz projekt tzw. rozporządzenia OZE + +/- - N N + N + 27

P5 Polityka Energetyczna Polski 2040 + + + + + + + + 28

(7)

W 2021 roku, pomimo obowiązujących kierunków rozwoju i zasad funkcjonowania europejskich rynków energii oraz ro- snącej konkurencyjności na rynku krajowym, nie odnotowano znaczących zmian w podejściu Prezesa URE do zatwierdzania taryf dla gospodarstw domowych. Kontynuowana była do- tychczasowa polityka Prezesa URE (tj. utrzymanie obowiąz- ku przedkładania do zatwierdzania przez Prezesa URE taryf dla gospodarstw domowych przez wybranych sprzedawców energii elektrycznej) podyktowana, jak wynika z wielu wystą- pień przedstawicieli tego organu, przede wszystkim troską o ochronę klientów (odbiorców końcowych) przed nieuzasad- nionym wzrostem cen w segmencie gospodarstw domowych.

Na mocy art. 5 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 roku [3] państwa człon- kowskie UE zobowiązane są do uwolnienia cen energii elektrycznej na rynku detalicznym, przyznając tym samym swo- bodę sprzedawcom w ustalaniu cen, po jakich sprzedają oni energię elektryczną odbiorcom końcowym. W 2021 roku trwały prace legislacyjne (niezakończone do momentu publikacji Raportu TOE 2022), których celem było transponowanie ww. dyrektywy do krajowego porządku prawnego. W ramach tych prac opublikowany został i poddany konsultacjom projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii (UC74) [52], w którym jednak ustawodawca nie zdecydował się zaproponować przepisów modyfikujących lub znoszących obowiązek zatwierdzania przez Prezesa URE taryf dla energii elektrycznej. Pomimo tego, że w przypadku rynku detalicznego gazu takie zapisy w ustawie – Prawo energetyczne się znajdują.

Konsekwencją zliberalizowanego w 2015 roku stanowiska Pre- zesa URE, dotyczącego możliwości stosowania innych niż tary- fa dla energii elektrycznej ofert sprzedaży energii elektrycznej, była kontynuacja w 2021 roku możliwości sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom z grup taryfowych G na zasadach wolnorynkowych.

W stosunku do lat poprzednich istotny wpływ na kształto- wanie przez sprzedawców produktów wolnorynkowych oraz zainteresowanie odbiorców tymi produktami miały ceny wy- nikające z taryf zatwierdzonych sprzedawcom z urzędu przez Prezesa URE. Wysokie ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym (wynikające m.in. z rosnących kosztów zakupu praw do emisji CO₂) przyczyniły się do wzrostów cen energii elektrycznej w taryfach dla energii elektrycznej zatwierdzonych przez Regulatora pod koniec 2021 roku i wprowadzo-

nych do stosowania od 1 stycznia 2022 roku. W przypadku odbiorców korzystających z grupy taryfowej G11 średni wzrost cen (netto) w taryfach sprzedawców z urzędu zatwierdzonych przez Prezesa URE na 2022 rok wyniósł około 37%² względem taryf obowiązujących w 2021 roku. Po zatwierdze- niu przez Prezesa URE w grudniu 2021 roku taryf dla energii elektrycznej weszła w życie ustawa [15], która wprowadziła od 1 stycznia do 31 maja 2022 roku zwolnienie z podatku akcyzowego sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom w gospodarstwach domowych. W wyniku tych zmian prawnych w lutym 2022 roku Prezes URE wydał decyzje aktualizujące uprzednio zatwierdzone taryfy sprzedawców z urzędu, w ramach których nastąpiła obniżka cen energii elektrycznej o 5 zł/MWh z tytułu czasowego zwolnienia z podatku akcyzowego³.

Kluczowy wpływ na zmianę (w tym przypadku obniżenie) koń- cowych (brutto) rachunków za energię elektryczną gospodarstw domowych od początku 2022 roku miało wprowadzone w ramach tzw. tarczy antyinflacyjnej obniżenie stawki podatku VAT na sprzedaż energii z 23% do 5% obowiązujące do koń- ca lipca 2022 roku oraz (o czym mowa powyżej) zwolnienie gospodarstw domowych z akcyzy. Obniżona stawka podatku VAT i akcyzy „skompensowała” jedynie część wcześniej przed- stawionych wzrostów cen energii elektrycznej, ale i usługi dystrybucji w końcowym rachunku konsumentów. Co waż- ne, z obniżonej stawki VAT, zniesienia akcyzy i wprowadzenia tzw. dodatku osłonowego skorzystali odbiorcy energii nieza- leżnie od tego, czy korzystają z taryfy regulowanej czy ofert wolnorynkowych (patrz dalej). W konsekwencji rachunki za energię elektryczną gospodarstw domowych od początku 2022 roku (w porównaniu z końcem 2021 roku) wzrosły o oko- ło 5%.

W 2021 roku nadal obserwowaliśmy działalność sprzedawców energii oferujących różne produkty dostosowane do potrzeb odbiorców końcowych, co zostało pozytywnie odebrane przez rynek energii elektrycznej. Według danych URE⁴ na rynku energii elektrycznej dostępnych było kilkadziesiąt ofert sprzedaw- ców dla gospodarstw domowych. W portfolio produktowym przedsiębiorstw obrotu można było odnaleźć bogatą, sperso- nalizowaną ofertę dla szerokiej grupy odbiorców. Często były to produkty zawierające w pakiecie pożądane przez odbior- ców usługi dodatkowe. W związku ze wzrostami cen energii szczególnego znaczenia nabrały oferty, które dają odbiorcom 1. Obowiązek zatwierdzania przez Prezesa URE

taryf a produkty na rynku

2 https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/

9963,Od-stycznia-za-prad-zaplacimy-o-21-zl-wiecej.html

3 https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/

10117,Zerowa-akcyza-na-energie-elektryczna-Prezes-URE-zatwierd- zil-zmiany-taryf-wszystk.html?search=7413913147

4 Cenowy Energetyczny Kalkulator Internetowy – CENKI, dostępny na stronie URE: https://maszwybor.ure.gov.pl/

(8)

gwarancję niezmienności cen w dłuższym okresie. Działania te przyczyniły się do dalszego rozwoju rynku konkurencyjnego.

Dynamika tego procesu, choć w 2021 roku uległa poprawie, to i tak była na niskim poziomie: według danych URE⁵ udział od- biorców na ofercie wolnorynkowej w całkowitej liczbie odbior- ców w gospodarstwach domowych osiągnął 37,86% na koniec 2021 roku wobec 36,58% na koniec 2020 roku oraz 36,05% na koniec 2019 roku. Utrzymywanie taryfowania stanowi jedną z głównych barier w tym obszarze – regulacja cen ogranicza zachęty ekonomiczne do podejmowania aktywności zarówno przez sprzedawców (np. wprowadzania atrakcyjnych ofert), jak i przez samych odbiorców (potencjalne korzyści ze zmiany oferty są niewspółmiernie niskie do „wysiłku”).

WNIOSKI

Środowisko branżowe zrzeszone w TOE konsekwentnie i pozytywnie ocenia kontynuację w 2021 roku możliwości ofertowania energii elektrycznej na zasadach innych niż taryfowe przez przedsiębiorstwa obrotu, które posiadają zatwierdzaną przez Prezesa URE taryfę dla energii elektrycznej, także na obszarze jej obowiązywania, traktując to jako rozwiązanie kompromisowe względem pełnego uwolnienia cen energii elektrycznej w segmencie gospodarstw domowych. TOE niezmiennie uważa, że należy zintensyfi- kować działania zmierzające do stanu, w którym odbiorcy mają swobodę w wyborze sprzedawcy energii elektrycznej, a sprzedawcy mają swobodę w kształtowaniu oferty pro- duktowej.

Rozważając fundamentalny wpływ rynku uprawnień do emisji CO₂ na ceny energii elektrycznej, bez wątpienia, w okresie analiz obejmującym Raport można wyróżnić kilka wydarzeń, które obecnie i w przyszłości będą miały zasadniczy wpływ na rynek energii elektrycznej (tak hurtowy, jak i detaliczny). W tym miejscu należy wspomnieć, że mimo utrzymującej się pande- mii COVID-19 regulacje rynku EU ETS nie zwalniały, przez co w ramach najważniejszych sytuacji analizowanego okresu moż- na wyróżnić takie wydarzenia/dokumenty jak:

• CBAM (ang. Carbon Border Adjustment Mechanism) – me- chanizm potocznie zwany „cłem węglowym” w odpowiedzi

na kwestię wyrównania konkurencji między krajami UE, które uczestniczą w systemie EU ETS, a gospodarkami niepo- noszącymi dodatkowych kosztów z tytułu konieczności zakupu jednostek EUA, był jednym z głównych tematów debat oraz konsultacji publicznych. W tym miejscu należy zaznaczyć, że co do zasady CBAM ma być integralną częścią systemu EU ETS, co oznacza, że ma być on „powiązany” z cenami upraw- nień do emisji CO₂. Warto również zwrócić uwagę na jeszcze jedną zasadniczą kwestię w postaci konfliktu pomiędzy za- sadami funkcjonowania darmowych uprawnień oraz listy Carbon Leakage a jednoczesnym wprowadzeniem CBAM.

Przedmiotowy konflikt pojawia się w momencie funkcjonowania obu systemów, które bezpośrednio dotyczą sektorów narażanych na tzw. ucieczkę emisji. Aktualnie wspomniana kwestia jest jeszcze przedmiotem dyskusji prowadzonych w ramach działań Komisji Europejskiej oraz zasad WTO.

• Cel redukcji na 2030 rok – Rada UE osiągnęła porozumienie z Parlamentem Europejskim w sprawie celu redukcji emisji gazów cieplarnianych netto do 2030 roku o co najmniej 55%

względem 1990 roku. Porozumienie niesie ze sobą konsekwencje w postaci przyspieszenia dekarbonizacji, co bezpo- średnio wpływa na ceny energii elektrycznej. Warto również nadmienić, że rząd koalicyjny w Niemczech podniósł swój cel redukcji gazów cieplarnianych do 2030 roku, względem 1990 roku do poziomu 65%, czego konsekwencją było póź- niejsze wprowadzenie tzw. floor price dla EUA na poziomie 60 EUR/t.

• Zwiększenie efektywności MSR – Komisja Europejska pozy- tywnie zaopiniowała proponowaną zmianę zasad funkcjonowania głównego narzędzia redukcji nadwyżki uprawnień na rynku EU ETS w postaci zwiększenia efektywności absorpcji jednostek EUA przez MSR do poziomu 24% do 2030 roku.

W tym miejscu należy zaznaczyć, że pierwotnie współczyn- nik efektywności MSR miał być zredukowany do 12% z po- czątkiem 2023 roku. Przedmiotowa zmiana została zapropo- nowana w ramach rewizji systemu EU ETS.

• Raport ESMA – w ramach podjętych działań przez Europej- ski Urząd Nadzoru Giełd i Papierów Wartościowych (ESMA), które miały na celu zbadanie sytuacji rynkowej EU ETS, a w szczególności sprawdzenie, czy na rynku dochodzi do sterowania cenami, Urząd jednoznacznie stwierdził, że nie zaobserwowano, jak również nie potwierdzono tezy mówią- cej o spekulacyjnym charakterze wzrostu cen EUA.

• Wysokie ceny EUA oraz energii elektrycznej – w całym 2021 ro- ku, jak nigdy wcześniej w ramach struktur UE, pojawia- ły się coraz częstsze głosy zgłaszane przez poszczególne państwa nawołujące do ograniczenia spekulacji cen EUA.

2. Rynek uprawnień do emisji CO₂ a rynek energii elektrycznej

5 https://www.ure.gov.pl/pl/energia-elektryczna/ceny-wskazniki/4776, Zmiana-sprzedawcy-monitoring.html

(9)

Dodatkowo w końcówce roku zbieg kilku fundamentalnych czynników doprowadził do rekordowych wzrostów cen energii elektrycznej na kontynencie, co dodatkowo wzmoc- niło już wcześniej zgłaszane postulaty, związane z wprowadzeniem regulacyjnych zmian, które umożliwiłyby szybszą reakcję Komisji Europejskiej w momencie utrzymującej się dynamiki wzrostów.

• Art. 29a dyrektywy ustanawiającej system handlu upraw- nieniami do emisji CO₂ (EU ETS) – poseł sprawozdawca Peter Liese zaproponował możliwe zmiany w art. 29a EU ETS. Główną ideą, jaka przyświecała proponowanej zmianie wspomnianego artykułu, jest umożliwienie przyspieszenia interwencji Komisji Europejskiej na rynku w momencie prze- kroczenia pewnego określonego poziomu wzrostu cen.

W związku z przedstawionymi powyżej czynnikami o charakterze fundamentalnym, które będą kierunkować ceny EUA w najbliższym czasie, można bez wątpienia utrzymać aktual- ność stwierdzenia z poprzedniego raportu, w którym zawarto tezę, że ceny energii elektrycznej nadal będą warunkowane w dużej mierze przez zmiany na rynku EUA. Tym samym nale- ży zaznaczyć, że długość i wielkość wpływu cen EUA na ceny energii elektrycznej będą uzależnione od zmian struktury wytwarzania energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym.

WNIOSKI

Rynek uprawnień do emisji CO₂ w 2021 roku pozostawał jednym z głównych czynników cenotwórczych odpowiada- jących za wysokość cen energii elektrycznej na rynku hurtowym, a w konsekwencji detalicznym w analizowanym okresie. Dodatkowo warto zwrócić uwagę na nacisk, jaki Komisja Europejska kładzie na dekarbonizację szeroko rozumianej energetyki oraz całej gospodarki, co bezpo- średnio wynika z proponowanych regulacji oraz wprowa- dzanych rozwiązań formalnoprawnych, jednocześnie uwy- puklając kierunek dla cen EUA. Stanowi to jednoznaczny, klarowny sygnał oraz impuls do zmiany struktury wytwarzania energii poprzez zwiększenie wykorzystania mniej emisyjnych źródeł energii.

W 2021 roku, czwartym roku funkcjonowania procesów rynku mocy, odbyły się, zgodnie z ustawą o rynku mocy [27]

i Regulaminem [57], certyfikacje ogólne, certyfikacje do aukcji

głównych na rok dostaw 2026 oraz do aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw 2023. W grudniu 2021 roku PSE SA zorganizowały aukcję główną na 2026 rok, zaś w marcu 2022 roku odbyły się aukcje kwartalne na 2023 rok.

W 2022 roku 3 stycznia – 11 marca OSP przeprowadził ko- lejną certyfikację ogólną. Zgodnie z ustawą o rynku mocy [27] do złożenia wniosku o wpis do rejestru rynku mocy w procesie certyfikacji ogólnej zobowiązani są właściciele wszystkich jednostek fizycznych wytwórczych istniejących o mocy osiągalnej brutto nie mniejszej niż 2 MW. Wpis do rejestru rynku mocy mogą uzyskać też właściciele jednostek o mniejszej mocy.

W ramach ww. certyfikacji zarejestrowano 1223 jednostek o łącznej mocy netto 51,9 GW, z czego 48,0 GW to jednostki fizyczne wytwórcze, a 3,9 GW to jednostki redukcji zapotrzebowania. W porównaniu z certyfikacją ogólną z 2020 roku licz- ba jednostek zwiększyła się o 35 i spadła suma osiągalnych mocy o 3,0 GW, z czego jednostki fizyczne zmniejszyły te moce o 2,7 GW, a jednostki redukcji zapotrzebowania zmniejszyły o 0,3 GW.

Spośród jednostek fizycznych istniejących 15,79 GW zadekla- rowało chęć udziału w aukcji głównej dla roku dostaw 2026.

Dla porównania w latach poprzednich było to: 31,04 GW dla roku 2021; 30,41 GW dla roku 2022; 30,16 GW dla roku 2023;

21,1 GW dla roku 2024 oraz 15,94 GW dla roku 2025. Deklara- cje chęci wzięcia udziału w aukcji głównej na rok 2026 wyraziły też jednostki fizyczne wytwórcze planowane o mocy 6,62 GW.

Na lata dostaw 2021–2025 wielkości te wyniosły: 6,78 GW dla roku 2021; 6,80 GW dla roku 2022; 8,85 GW dla roku 2023;

10,54 GW dla roku 2024 oraz 8,15 GW dla roku 2025.

Chęć udziału w aukcji głównej na rok 2026 wyraziło 3,34 GW jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych, podczas gdy na lata dostaw 2021–2025 wielkości te wyniosły analogicznie: 0,86 GW dla roku 2021; 0,95 GW dla roku 2022; 1,04 GW dla roku 2023; 2,12 GW dla roku 2024 oraz 3,68 GW dla 2025 roku. Spośród jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania 0,36 GW mocy zadeklarowało chęć udziału w aukcji głów- nej na rok 2026. Dla porównania dla lat 2021–2025 było to:

0,84 GW dla lat 2021–2023; 0,36 GW dla roku 2024 oraz 0,49 GW dla roku 2025.

Łączna moc jednostek deklarujących chęć udziału w aukcji głównej na rok 2026 (i nieobjętych umową mocową na ten rok) wyniosła 26,11 GW, a w latach 2021–2025 wyniosła odpowiednio: 39,52 GW; 39,00 GW; 40,89 GW; 34,12 GW i 28,26 GW. Czę- ściowo spadek mocy deklarujących chęć udziału w aukcji głów- nej na rok dostaw 2026 wynika z faktu uzyskania wieloletnich 3. Rynek mocy – kolejne doświadczenia wdrożenia,

w tym rynek wtórny

(10)

kontraktów mocowych w aukcjach na lata dostaw 2021–2025.

Na etapie certyfikacji ogólnej składane były również deklaracje udziału w aukcjach dodatkowych dla 2023 roku. W sumie na kwartały I, II, III i IV zadeklarowano odpowiednio 11,89; 11,72;

11,72 i 12,53 GW mocy przez jednostki nieobjęte umowami mocowymi na rok dostaw 2023 (w tym w każdym z kwartałów 2,7 GW przez jednostki redukcji zapotrzebowania).

Należy w tym miejscu podkreślić, że zgodnie z Regulaminem [57] brak deklaracji o chęci udziału w aukcji głównej lub dodatkowej uniemożliwia jednostce udział w tych aukcjach. Jedno- cześnie sama deklaracja nie jest wiążąca. Ten aspekt prawny spowodował, że w certyfikacji ogólnej deklarowano znacznie wyższe wolumeny mocy do udziału w aukcjach niż wolumeny, które rzeczywiście wzięły udział w tych aukcjach.

Certyfikacja do aukcji głównej na rok dostaw 2026 odbyła się w dniach od 9 września do 19 listopada 2021 roku. Jej celem było utworzenie Jednostek Rynku Mocy (JRM) spośród jednostek, które deklarowały w trakcie certyfikacji ogólnej uczest- nictwo w aukcji bądź rynku wtórnym oraz wskazanie podmio- tów dysponujących poszczególnymi JRM w procesach rynku mocy (tzw. Dostawców Mocy).

Certyfikacja do aukcji dodatkowych na rok dostaw 2023 rozpo- częła się 23 listopada 2021 roku, a zakończyła 18 lutego 2022 roku. Należy również wskazać, że zgodnie z informacją Prezesa URE Nr 56/2021 w sprawie stawek opłaty mocowej na rok 2022⁶ względem roku 2021 podwyższeniu uległy stawki opłaty mocowej obowiązujące dla każdej grupy odbiorców końcowych w 2022 r., co ostatecznie przekłada się na wysokość rachun- ków za pobraną energię elektryczną.

Aukcje

Wyniki aukcji głównej na rok dostaw 2026

Aukcja główna na rok dostaw 2026 odbyła się 16 grudnia 2021 roku. Poziom zapotrzebowania na moc zgłoszony przez PSE SA (PZM) wynosił 7991 MW i był znacząco niższy niż oczekiwania uczestników rynku. Cena maksymalna określona dla cenobiorcy wyniosła 186 zł/kW/rok, natomiast maksymalna cena auk- cyjna ustanowiona została na poziomie 400,40 zł/kW/rok.

Łączna podaż mocy oferowana przez uczestników aukcji wyniosła 7000 MW (w zaokrągleniu do 1000 MW). Aukcja, jak wcześniejsze, miała formę aukcji holenderskiej, z jednolitą ceną zamknięcia dla wszystkich jednostek rynku mocy, które wygrały aukcję (pay-as-clear) i (inaczej niż na lata 2021–2023) składała się z 12 rund. Aukcja zakończyła się w pierwszej

rundzie z ceną zamknięcia 400,39 zł/kW/rok. Z kolei cena obowiązków mocowych dla jednostek rynku mocy składają- cych się z jednostek fizycznych zagranicznych wyniosła 399,00 zł/kW/rok. W wyniku aukcji 128 JRM zawarło umowy mocowe, z czego 89 to JRM składające się z jednostek fizycznych pol- skich, a 39 JRM składające się z jednostek fizycznych zagranicznych. Sumaryczna wielkość zakontraktowanych obowiąz- ków mocowych wyniosła 7188,584 MW, w tym 350,000 MW dotyczy umów mocowych, którymi objęte są jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych zagranicznych.

Kontrakty mocowe zostały zawarte przez JRM należące do 26 Dostawców Mocy. Średnia wielkość zawartych kontraktów przypadających na jednego Dostawcę Mocy wyniosła 276,484 MW; przedział umów zawierał się w granicach od 2,00 MW do 695,951 MW. Z perspektywy długości umów mocowych, zawarto następujące typy kontraktów:

• kontrakty 17-letnie (2141,326 MW),

• kontrakty 7-letnie (536,236 MW) – 5-letnie z uwzględnie- niem dodatkowego 2-letniego okresu za osiągnięcie pułapu emisji,

• kontrakty roczne (4511,022 MW).

Operator Systemu Przesyłowego nie opublikował szczegó- łowych statystyk dotyczących zróżnicowania wyników aukcji pod kątem technologii czy paliwa, niemniej poziom mocy poszczególnych kontraktów wskazuje na duże zróżnicowa- nie w tym obszarze. Co warto podkreślić, poza jednostkami wytwórczymi (istniejącymi, modernizowanymi, planowanymi i zagranicznymi), kontrakty zawarły również jednostki redukcji zapotrzebowania (w sumie 1504,00 MW, wszystkie z okresem dostaw jednorocznym).

Zamknięcie aukcji w rundzie 1. wskazuje na małą aktywność ze strony jej uczestników lub niską podaż mocy przez Do- stawców Mocy w stosunku do zapotrzebowanie na moc po stronie PSE SA. Złożone w rundzie 1. oferty wyjścia spowo- dowały zamknięcie aukcji na poziomie 400,39 zł/kW/rok.

Na poniższym rysunku przedstawiono przebieg aukcji głów- nej na rok dostaw 2026.

Dzięki zakończonym aukcjom głównym PSE SA zagwarantowa- ło bezpieczeństwo funkcjonowania KSE w latach 2021–2026.

Zakontraktowane w aukcjach głównych moce dla poszczegól- nych okresów dostaw wyniosły odpowiednio:

• 2021 – 22,43 GW;

• 2022 – 23,04 GW;

6 hhttp://bip.ure.gov.pl/download/3/14004/InformacjaPURE56.pdf

(11)

• 2023 – 23,22 GW;

• 2024 – 22,11 GW;

• 2025 – 21,20 GW (21,47 GW w pierwszym półroczu);

• 2026 – 18,82 GW.

Wyniki aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw 2023

Oprócz aukcji głównych ustawa o rynku mocy [27] przewiduje aukcje dodatkowe, celem zabezpieczenia dostępności mocy w systemie elektroenergetycznym na poszczególne kwartały danego roku przy uwzględnieniu charakterystyki zapotrzebowania w poszczególnych okresach. Aukcje na dostawy mocy w poszczególnych kwartałach 2023 roku odbyły się 17 marca 2022 roku. Dla pierwszego kwartału aukcja zakończyła się po 1. rundzie, z ceną zamknięcia 333,68 zł/kW/rok. Dla drugiego kwartału po 6. rundzie z ceną zamknięcia wynoszącą 190,00 zł/kW/rok. Trzeci kwartał aukcji dodatkowej zakończył się w 5. rundzie z ceną zamknięcia 212,40 zł/kW/rok. W przypadku czwartego kwartału aukcja zakończyła się po 1. rundzie, z ceną zamknięcia 364,00 zł/kW/rok.

W aukcjach dodatkowych na poszczególne kwartały (Q) roku 2023 wolumeny zakontraktowanych mocy wynosiły odpowiednio:

• Q1 – 1254,185 MW;

• Q2 – 488,506 MW;

• Q3 – 435,256 MW;

• Q4 – 1226,563 MW.

Łączna wartość zakontraktowanych obowiązków mocowych wynosi 0,3 mld zł.

Rozstrzygnięcie aukcji dodatkowych przy takich poziomach cenowych, szczególnie dla pierwszego i czwartego kwartału, wynikających wprost z niskiej podaży, wydaje się wskazywać, że uczestnicy preferowali sprzedaż dostępnych mocy w aukcji głównej na 2023 rok, pozostawiając na aukcje dodatkowe tylko nieznaczny wolumen dyspozycyjnych mocy.

Podsumowanie

Bazując na cenach zamknięcia dotychczas przeprowadzonych aukcji i mocach, które objęte zostały obowiązkami mocowymi, podstawowy komponent kosztu rynku mocy, jakim jest płat- ność mocowa, oszacować można na 5,9 mld zł w 2021 roku;

5,7 mld zł w 2022 roku oraz 5,3 mld zł w 2023 roku (aukcja główna i aukcje dodatkowe) oraz 5,3; 4,9 i 2,7 mld zł odpowiednio w latach 2024–2026 (wyłącznie aukcje główne).

W rzeczywistości obciążenie dla poszczególnych grup od- biorców (którzy pokryją koszty funkcjonowania systemu poprzez opłatę mocową) będzie jednak istotnie niższe, ponieważ z rachunków za energię elektryczną zniknęły opłaty za dotychczas funkcjonujące substytucyjne do rynku mocy usłu- gi, takie jak DSR, IRZ, ORM i PI. Jednocześnie, w wyniku stosowania reguł odliczających pomoc publiczną dla niektórych kontraktów wieloletnich, co określa ustawa o rynku mocy [27], Rys. 1. Prezentacja graficzna przebiegu aukcji głównej na rok dostaw 2026.

Źródło: Opracowanie własne.

(12)

Rys. 2. Ceny i wolumeny umów mocowych zawartych w aukcjach głównych na lata dostaw 2021–2026.

Źródło: Opracowanie własne.

wartość płatności dla Dostawców Mocy, a tym samym koszt funkcjonowania rynku mocy, również uległy obniżeniu.

Na rysunku poniżej przedstawiono ceny i wolumeny umów

mocowych zawartych w aukcjach głównych na lata dostaw 2021–2026.

Rynek wtórny

Analizując rynek mocy w 2021 roku, nie można pominąć bardzo istotnego procesu, jakim jest wtórny rynek mocy. Urucho- mienie funkcjonalności w Portalu Użytkownika Rynku Mocy, prowadzonego przez PSE SA pozwala na rejestrację transakcji na rynku wtórnym dotyczących obowiązków mocowych świadczonych w 2022 roku (i 2023 od chwili zakończenia aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw 2023).

Dzięki wypracowaniu w ramach TOE oraz nieodpłatnemu udo- stępnieniu dla wszystkich zainteresowanych wzorca Umowy ramowej w zakresie transakcji na rynku wtórnym Dostawcy Mocy mogli zawierać porozumienia transakcyjne na poszcze- gólne okresy 2022 i 2023 roku, co pozwalało na ułatwienie wykonywanych zobowiązań z zawartych umów mocowych i zapewnienie tym samym bezpieczeństwa dostaw.

Sprawny rynek wtórny jest jednym z kluczowych warun- ków sprawnego działania procesów rynku mocy w okresach

dostaw i realizacji celu wprowadzenia rynku mocy, jakim jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw.

WNIOSKI

W roku 2021 kontynuowane były procesy rynku mocy za- początkowane w 2017 roku. Zorganizowano certyfikację ogólną i certyfikacje do aukcji, przeprowadzono aukcję główną na rok dostaw 2026 oraz aukcje dodatkowe na poszczególne kwartały roku 2022 oraz uruchomiono rynek wtórny. W marcu 2022 roku przeprowadzono aukcje dodatkowe na poszczególne kwartały roku 2023 i uruchomiono możliwość dokonywania transakcji na rynku wtór- nym dotyczących obowiązków mocowych na rok 2023.

Wszystkie procesy odbyły się bez zakłóceń. W prawidło- wym przebiegu certyfikacji i aukcji pomagało na pewno doświadczenie zdobyte w poprzednich latach. Dotychcza- sowe rozstrzygnięcia na rynku mocy potwierdzają słusz- ność podjętej decyzji i zabezpieczenia mocy w systemie na najbliższe lata.

(13)

Analiza dotychczasowych wyników aukcji wskazuje, że rynek mocy dla osiągnięcia celu bezpieczeństwa dostaw nie dyskryminuje żadnej technologii wytwarzania energii elektrycznej – beneficjentami mechanizmu są za- równo konwencjonalni wytwórcy energii, jak i podmioty oferujące redukcję zapotrzebowania. Wyzwaniem będą kolejne aukcje na rynku mocy na lata 2027 i następne, po- nieważ dostępne moce od 1 lipca 2025 roku będą skutecznie ograniczone z powodu decyzji Komisji Europejskiej co do wsparcia jednostek emitujących powyżej 550 g CO₂/kWh.

Kwestią wymagającą rozstrzygnięcia pozostaje dalsze funkcjonowanie rynku mocy w kontekście obowiązywa- nia wspomnianych ograniczeń emisyjnych dla jednostek uczestniczących w mechanizmach mocowych oraz pla- nów powstania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Ener- getycznego (NABE) opisanych w dalszej części Raportu.

Dodatkowo, ze względu na obserwowane zmiany planów podmiotów rynkowych w zakresie wykorzystania gazu ziemnego w produkcji energii elektrycznej, problematycz- na pozostaje kwestia zapewnienia wymaganego poziomu mocy kontraktowanego w ramach przyszłych aukcji głów- nych.

Ponadto, zgodnie z informacją Prezesa URE w sprawie stawek opłaty mocowej na rok 2022, względem roku 2021 podwyższeniu uległy stawki opłaty mocowej obowiązujące dla każdej grupy odbiorców końcowych w 2022 roku, co ostatecznie przekłada się na wysokość rachunków za po- braną energię elektryczną.

Podobnie jak w latach ubiegłych do końca pierwszego kwar- tału 2021 roku przedsiębiorstwa energetyczne prowadzące obrót towarowymi instrumentami pochodnymi oraz upraw- nieniami do emisji CO₂ korzystając z wyłączenia dla działal- ności dodatkowej przewidzianego w art. 70 ustawy o obrocie instrumentami finansowymi [33] przeprowadziły coroczny test skali działalności. Był to ostatni test wykonany na dotychczasowych zasadach. Począwszy od 2022 roku, test skali działalności przeprowadzany będzie na zasadach określonych w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2021/338 z dnia 16 lutego 2021 roku zmieniającą dyrektywę 2014/65/

UE w zakresie wymogów informacyjnych, zarządzania produktami i limitów pozycji oraz dyrektywy 2013/36/UE i (UE) 2019/878 w zakresie ich zastosowania do firm inwestycyjnych w celu wsparcia odbudowy w następstwie kryzysu związanego

z COVID-19 [1]. Nowe zasady przeprowadzenia testu dla działal- ności dodatkowej doprecyzowuje Rozporządzenie Delegowa- ne Komisji (UE) 2021/1833 z dnia 14 lipca 2021 roku uzupełnia- jące dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/65/UE poprzez sprecyzowanie kryteriów ustalania, kiedy działalność ma być uznawana za działalność dodatkową względem głów- nego zakresu działalności na poziomie grupy [1]. Zasadnicza zmiana polega na wskazaniu w rozporządzeniu trzech kryte- riów, a w przypadku spełnienia przez uczestnika rynku nawet jednego z nich, działalność w zakresie obrotu instrumentami finansowymi będzie mogła być uznana za dodatkową i korzy- stać z wyłączenia dla działalności dodatkowej przewidzianej w art. 70 ust. 1 pkt. 10 ustawy o obrocie instrumentami finansowymi [33]. Wspomniane kryteria to: będący nowym kryte- rium test progu de minimis oraz dwa dotychczasowe kryteria test działalności transakcyjnej oraz test zaangażowanego kapitału. Należy nadmienić, że również kryteria dla testów:

działalności transakcyjnej i zaangażowanego kapitału zostały zmienione. Co ważne, na kryteria testów nie będzie miał, jak obecnie, wpływu parametr market size (o wielkości rynku) pu- blikowany przez ESMA [68]. Należy nadmienić, iż podobnie jak w latach ubiegłych podczas oceny skali działalności w 2021 roku, a więc na dotychczasowych zasadach, parametr ten nie był znany, a uczestnicy rynku spełnili wspomniany obowią- zek przeprowadzenia badania, przyjmując na potrzeby testu działalności dodatkowej konserwatywne wielkości market size bazujące na danych ubiegłorocznych. Późniejsza publikacja danych o wielkości rynku przez ESMA potwierdziła zasadność przyjętego rozwiązania, które prawdopodobnie stanie się praktyką rynkową. Kolejną istotną zmianą wynikającą z nowe- li MIFID II [9] jest zniesienie, począwszy od 2022 roku, obo- wiązku notyfikacji organom regulacyjnym (w Polsce KNF [69]) korzystania z wyłączenia dla działalności dodatkowej.

W następnych latach podmiot korzystający z wyłączenia zo- bowiązany będzie do przeprowadzenia testu skali działalności, ale jego wyniki będzie przekazywać organowi regulacyjnemu wyłącznie na jego żądanie. Należy jednak nadmienić, iż zmiana ta nie została implementowana do polskiego porządku prawnego, a zatem do czasu wprowadzenia odpowiednich zmian do ustawy o obrocie instrumentami finansowymi [33] w mocy pozostaje obowiązek składania KNF zawiadomienia o prowadzeniu obrotu towarowymi instrumentami pochodnymi lub CO₂ w ramach wyłączenia dla działalności dodatkowej. Pod- sumowując, zmieniona MIFID II [9] utrzymała wyłączenie dla działalności dodatkowej, dotychczas wykorzystywane przez przedsiębiorstwa energetyczne uczestniczące w obrocie instrumentami finansowymi, i równocześnie zliberalizowała warunki, jakie muszą spełniać podmioty korzystające z tego wy- łączenia. Można się spodziewać, że taki ruch spowoduje dalsze zainteresowanie przedsiębiorstw energetycznych udziałem 4. Wpływ zmian regulacji finansowych na rynek

energii

(14)

w rynku towarowych instrumentów pochodnych (np. produk- tów futures opartych na gazie lub energii elektrycznej).

Podczas drugiego półrocza 2021 roku w sektorze obrotu prowadzone były dyskusje o możliwości wprowadzenia na rynki prowadzone przez TGE [78] finansowych produktów termi- nowych opartych na energii elektrycznej lub gazie ziemnym.

Dla przedsiębiorstw energetycznych wprowadzenie takich produktów na rynek regulowany lub platformę obrotu bę- dzie stanowić wyzwanie związane z koniecznością dokonywania oceny ekwiwalentności wspomnianych produktów i produktów handlowanych na rynku OTC [8], a równocześnie da nowe możliwości zabezpieczenia swoich pozycji na produk- tach stricte finansowych.

W dniu 22 lipca 2021 roku. ACER [66] opublikował szóstą edycję Wytycznych w sprawie stosowania REMIT [12]. W Wy- tycznych [12], których publikacja zbiegła się z 10. rocznicą im- plementacji rozporządzenia REMIT [10], uwzględniono oczekiwane zmiany na rynku wynikające z wdrożenia Europejskiego Zielonego Ładu, zdobyte przez ACER [66] do tej pory doświad- czenie oraz informacje zwrotne otrzymane od krajowych or- ganów regulacyjnych, jak i samych uczestników europejskiego hurtowego rynku energii. Wytyczne nie są dokumentem praw- nie wiążącym, lecz mają na celu pomoc krajowym organom regulacyjnym w zapewnieniu wymaganej koordynacji i spójności ich działań w ramach REMIT [10], a uczestnikom rynku mają dostarczyć informacji niezbędnych do zapewnienia zgodności z obowiązującymi w tym zakresie przepisami.

WNIOSKI

Przedsiębiorstwa energetyczne nadal muszą się mierzyć się z zagadnieniem ekwiwalentności w kontraktach OTC REMIT Carve – out, tym razem mając w perspektywie wprowadzenie na rynki TGE finansowych produktów ter- minowych opartych na energii elektrycznej lub gazie ziemnym. Konieczny jest aktywny udział branży w pracach TGE nad wspomnianymi produktami.

Przedsiębiorstwa energetyczne pozytywnie podsumowa- ły zmiany w zakresie dokonywania corocznej oceny skali działalności dodatkowej, które liberalizują zasady testu, począwszy od 2022 roku.

W ostatnich kilku latach widocznie wzrosła popularność umów, na podstawie których podmioty zużywające energię elektryczną w ramach prowadzonej działalności gospodarczej uzyskują tytuł prawny do instalacji odnawialnego źródła energii (w zdecydowanej większości przypadków jest to instalacja fotowoltaiczna), przykładowo ją dzierżawią, a następnie w ramach jej eksploatacji wytwarzają energię elektryczną na swoje własne potrzeby. Rynek wykształcił w tym zakresie szereg zróżnicowanych mechanizmów współpracy, opartych na wielorakich formułach finansowania, zaangażowania zaintere- sowanego podmiotu w techniczny proces wytwórczy czy też docelowego pozyskania prawa własności do instalacji.

Model tzw. autoprodukcji energii elektrycznej jest postrzega- ny jako korzystny na wielu płaszczyznach, w tym organizacyj- nej oraz kosztowej. Wytwarzanie energii elektrycznej przez autoproducenta na jego własne potrzeby jest traktowane jako aktywność o charakterze niezarobkowym, co pozbawia ją przymiotu działalności gospodarczej i tym samym faktycz- nie zwalnia wytwórcę z obowiązku funkcjonowania w reżimie działalności regulowanej lub koncesjonowanej (w zależności od mocy zainstalowanej źródła). Autoproducent w odniesieniu do energii elektrycznej wytworzonej w instalacji, do któ- rej przysługuje mu tytuł prawny, a następnie zużytej na swoje potrzeby, nie jest również obciążany kosztami pozyskania przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia i świa- dectw efektywności energetycznej – nie jest bowiem sprze- dawcą energii, ponieważ formalnoprawnie nie ma możliwości sprzedania energii elektrycznej „samemu sobie”. Tym samym poprzez eksploatację źródła rozproszonego taki podmiot ma możliwość ograniczenia kosztów zużycia energii elektrycznej w toku prowadzonej działalności.

Trend zawierania umów tego rodzaju dostrzegł również Prezes URE. W lutym 2021 roku na stronie internetowej URE opubliko- wana została Informacja nr 7/2021 w sprawie realizacji obowiąz- ku w zakresie uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia lub świadectw pochodzenia biogazu rolniczego albo uiszczenia opłaty zastępczej⁷(Informacja), która wywołała szereg komentarzy i spowodowała gwałtowną reakcję rynku, w szczególności podmiotów oferujących swoim kontrahentom sfinansowanie inwestycji w instalację, która następnie podlega udostępnieniu na cele autoprodukcji energii elektrycznej.

7 https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/komu- nikaty-prezesa-ure/9296,Informacja-nr-72021.html

5. Wpływ Informacji Prezesa URE nr 7/2021 z dnia 10 lutego 2021 roku (dotyczącej autoprodukcji energii) na rynek elektroenergetyczny

(15)

W krótkiej, wręcz powierzchownej Informacji Regulator krytycznie ocenił zauważoną praktykę zawierania umów, w któ- rych stosowane są wątpliwe w jego ocenie mechanizmy mają- ce na celu ominięcie kosztów pozyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia. Podstawowym zarzutem wobec przedmiotowych relacji kontraktowych jest brak prze- niesienia prawa własności instalacji na kontrahenta zaintere- sowanego autoprodukcją energii elektrycznej, przy jednoczesnym utrzymaniu instalacji w eksploatacji przez inwestora.

Regulator uznał, że w sytuacji, w której autoproducent nie ma możliwości samodzielnego demontażu, wyłączenia lub ograniczenia pracy instalacji, nie można zgodzić się z twierdzeniem, że instalacja rzeczywiście została mu udostępniona. W ocenie Prezesa URE w takim przypadku udostępnieniu podlega bowiem nie instalacja, a sama energia elektryczna, autoproducent zaś wskutek jej zużycia na potrzeby własne spełnia przesłanki uznania go za odbiorcę końcowego w rozumieniu ustawy – Prawo energetyczne [36]. To determinuje zaś ko- nieczność przyjęcia, że podmiot udostępniający tę energię powinien zrealizować obowiązek pozyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia lub świadectw pochodzenia biogazu rolniczego.

Argumentacja Prezesa URE zaprezentowana w Informacji zo- stała odebrana przez uczestników rynku bardzo krytycznie.

Powszechnie formułowano zarzut lakoniczności Informacji i braku precyzji, co w świetle wielości zróżnicowanych modeli współpracy pomiędzy podmiotami udostępniającymi instala- cje a klientami zainteresowanymi autoprodukcją byłoby szcze- gólnie oczekiwane. Za niezrozumiałe uznano zanegowanie przez Regulatora możliwości autoprodukcji energii elektrycznej w przypadku braku dysponowania prawem własności do instalacji odnawialnego źródła energii. Słusznie wskazywano, że żaden przepis obowiązującego prawa, w szczególności regulacje ustawy – Prawo energetyczne [36] i ustawy o odnawialnych źródłach energii [29], nie nakłada na wytwórcę energii elektrycznej obowiązku dysponowania prawem własności instalacji – przeciwnie, przez lata przyjmowano, że wytwórca ma zapewnić tytuł prawny, który uprawnia go do instalacji i wchodzących w jej skład urządzeń wytwórczych, ale nie musi być ich właścicielem. Regulator w żaden sposób nie rozwinął swojego stanowiska w tym zakresie i nie przedstawił posze- rzonej argumentacji, która uzasadniałaby przyjęcie, że powszechnie stosowany przez przedsiębiorców model korzystania z zewnętrznego finansowania i mienia, którego własność przysługuje osobie trzeciej (np. leasing, najem, dzierżawa) na gruncie regulacji elektroenergetycznych nie znajduje analo- gicznego zastosowania.

Konsekwencje niepewności regulacyjnej związanej z wyżej opisanymi modelami kontraktacji istotnie wpłynęły na branżę

elektroenergetyczną, w tym na przedsiębiorstwa obrotu, któ- re w ramach oferowanego portfela produktów umożliwiały skorzystanie z takiej formuły eksploatacji źródła rozproszonego. Skutki wątpliwości w zakresie dopuszczalności zawierania takich umów były odczuwalne w 2021 roku i wielu uczestników rynku zmaga się z nimi do dziś, szukając możliwości zmniejsze- nia ryzyka związanego z oferowaniem kontraktacji udostęp- nienia instalacji i świadczenia usługi jej eksploatacji w imieniu i na rzecz autoproducenta. Konsekwentne stosowanie stanowiska przedstawionego w Informacji docelowo spowodowa- łoby również faktyczne wykluczenie finansowania dłużnego w odniesieniu do instalacji konwencjonalnych. O ile bowiem Informacja Prezesa URE nie jest źródłem powszechnie obo- wiązującego prawa, o tyle stanowisko Regulatora jest elemen- tem uwzględnianym w toku analiz biznesowych i estymacji ryzyka związanego z oferowaniem opisanego wyżej produktu.

WNIOSKI

Branża postuluje niezwłoczne uporządkowanie otoczenia prawnego w odniesieniu do wyżej opisanych umów, wska- zując, że poprzestanie na skrótowym brzmieniu Informa- cji przynosi efekt „mrożący” i potencjalnie powstrzymujący rozwój energetyki rozproszonej w obszarze biznesowym (innym niż prosumencki). Biorąc pod uwagę komplekso- wość tematyki, w szczególności liczne wypracowane przez rynek rozwiązania w zakresie finansowania instalacji odnawialnego źródła energii, a także mając na względzie, jak daleko idące konsekwencje wywołała publikacja Informa- cji, niezbędne wydaje się wydanie przez Prezesa URE dodatkowego stanowiska w przedmiotowej kwestii.

Celowe jest, aby w ślad za Informacją Regulator zapre- zentował poszerzoną analizę modeli współpracy pomię- dzy uczestnikami rynku, w ramach której dochodzi do autoprodukcji energii elektrycznej, wskazując przesłanki swojej oceny poszczególnych rozwiązań kontraktowych w kontekście konieczności realizacji określonych obowiąz- ków publicznoprawnych (albo braku takiej konieczności).

Ustawa z dnia 20 maja 2021 roku o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw [22], zwana „ustawą licznikową”, w zasadniczej części weszła w życie 2 lipca 2021 roku i jest jedną z największych nowelizacji w polskim Prawie energetycznym [36] od początku jego przyjęcia.

6. Ustawa z dnia 20 maja 2021 roku o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw

(16)

Jednym z głównych elementów nowelizacji jest utworzenie centralnego systemu informacji rynku energii, tzw. CSIRE – systemu informacyjnego służącego do zbierania i przetwarza- nia informacji rynku energii (w tym danych pomiarowo-rozliczeniowych) na potrzeby realizacji procesów zachodzących na tym rynku oraz wymiany informacji pomiędzy jego użytkowni- kami, w tym oczywiście także sprzedawcami energii elektrycznej. Każdy użytkownik systemu elektroenergetycznego, w tym OSD, OSP i sprzedawcy, ale również przyszli użytkownicy, tacy jak np. agregatorzy czy obywatelskie wspólnoty energetyczne, będzie prowadzić rozliczenia za energię elektryczną, usługi przesyłania lub dystrybucji wyłącznie na podstawie informacji rynku energii zarejestrowanych w CSIRE.

Z wykorzystaniem systemu CSIRE będą się też odbywały liczne procesy rynku energii, w tym np. proces zmiany sprzedawcy.

Drugim z kluczowych elementów nowelizacji jest obowiązek zainstalowania do 31 grudnia 2028 roku przez OSD liczników zdalnego odczytu skomunikowanych z systemem zdalnego odczytu w punktach poboru energii (PPE) stanowiących co najmniej 80% łącznej liczby PPE u odbiorców końcowych, w tym stanowiących co najmniej 80% łącznej liczby PPE u odbiorców końcowych w gospodarstwach domowych. Obowiązek będzie realizowany zgodnie z następującym harmonogramem:

• do 31 grudnia 2023 roku − w PPE stanowiących co najmniej 15%,

• do 31 grudnia 2025 roku − w PPE stanowiących co najmniej 35%,

• do 31 grudnia 2027 roku − w PPE stanowiących co najmniej 65%

– łącznej liczby PPE u odbiorców końcowych.

W ramach zeszłorocznych zmian Prawa energetycznego [22]

wprowadzono również na rynku energii nowy podmiot – ope- ratora informacji rynku energii (OIRE). Zdefiniowano go jako podmiot odpowiedzialny za zarządzanie i administrowanie CSIRE oraz przetwarzanie zgromadzonych w nim informacji na potrzeby realizacji procesów rynku energii, a rolę tę powierzo- no Operatorowi Systemu Przesyłowego. W nowelizacji okre- ślono jego prawa i obowiązki względem wszystkich uczestni- ków rynku energii elektrycznej w Polsce. Zgodnie z katalogiem zadań określonych w art. 11y ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne (po nowelizacji) OIRE m.in.:

1) zarządza i administruje CSIRE;

2) pozyskuje informacje rynku energii oraz inne informacje od użytkowników systemu na potrzeby realizacji procesów rynku energii;

3) przetwarza zgromadzone w CSIRE informacje rynku energii oraz inne informacje, do których jest uprawniony na potrzeby realizacji procesów rynku energii;

4) wspiera realizację procesów rynku energii;

5) opracowuje standardy wymiany informacji centralnego systemu informacji rynku energii (SWI);

6) udostępnia uprawnionym użytkownikom systemu informacje rynku energii w zakresie przewidzianym w ustawie i w przepisach wydanych na podstawie art. 11zh i w spo- sób określony w instrukcji opracowanej na podstawie art. 9g ust. 5c.

Nowelizacja [22] wprowadziła także zakaz tzw. sprzedaży

„door-to-door” poprzez dodanie do obowiązujących przepisów (w art. 5 po ust. 4b nowego ust. 4c) zapisu mówiącego, że umowa sprzedaży paliw gazowych lub energii elektrycznej albo umowa kompleksowa dotycząca dostarczania tych paliw lub energii nie może być zawarta z odbiorcą w gospodarstwie domowym poza lokalem przedsiębiorstwa w rozumieniu ustawy z dnia 30 maja 2014 r. o prawach konsumenta (Dz. U. z 2020 r.

poz. 287). Umowa zawarta poza lokalem przedsiębiorstwa z mocy prawa jest nieważna.

Nowelizacja [22] objęła także magazyny energii, które m.in. są potrzebne do integracji OZE, stabilizacji zmian zachodzących w systemie elektroenergetycznym, zwiększenia jego elastycz- ności i wykorzystania potencjału aktywnych odbiorców. Sze- rzej ten element przedstawiono w kolejnym rozdziale Raportu TOE 2022.

Aby wdrożyć w praktyce nowe przepisy wprowadzone usta- wą licznikową, potrzebne są kompleksowe akty wykonawcze.

Jeszcze w 2021 roku Ministerstwo Klimatu i Środowiska prze- kazało do konsultacji publicznych i uzgodnień międzyresorto- wych pakiet rozporządzeń wprowadzonych do regulacji usta- wą licznikową.

W dniu 2 lutego 2022 roku opublikowane zostało rozporządze- nie ministra klimatu i środowiska w sprawie procesów rynku energii [38]. Rozporządzenie, będące aktem wykonawczym do ustawy licznikowej, umożliwiające wdrożenie CSIRE. Zgodnie z delegacją ustawową określa ono:

1) wykaz procesów rynku energii elektrycznej realizowanych za pośrednictwem CSIRE;

2) sposób realizacji procesów, o których mowa w pkt 1;

3) zakres poleceń wysyłanych do licznika zdalnego odczytu za pośrednictwem CSIRE oraz warunki ich wysyłania;

(17)

4) wymagania dotyczące zapewnienia poprawności i komplet- ności informacji rynku energii oraz ich weryfikacji;

5) wskaźniki jakości informacji rynku energii przekazywanych przez poszczególnych użytkowników systemu i sposób ich publikacji;

6) wzór szablonu oceny skutków w zakresie ochrony danych pomiarowych.

Mimo że system CSIRE zacznie działać od 1 lipca 2024 roku, to wcześniejsze wejście w życie ww. rozporządzenia umożliwi za- twierdzenie przez Prezesa URE Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP), zawierającej m.in. nowy dokument Standardy Wymiany Informacji (SWI), jak też zasady realizacji przez OSP wszystkich przewidzianych prawem obowiązków w tym zakresie. Uczestnikom rynku zapewni to także niezbęd- ny czas na przeanalizowanie harmonogramu prac, który wyge- neruje daleko idące zmiany w prowadzeniu przez nich działal- ności gospodarczej.

Kolejnym opublikowanym już w 2022 roku aktem wykonawczym do ustawy licznikowej jest rozporządzenie ministra klimatu i środowiska w sprawie systemu pomiarowego [37], które z kolei określa m.in.:

1) wymagania funkcjonalne, jakie spełnia system pomiarowy;

2) wymagania w zakresie bezpieczeństwa systemu pomiarowego, w tym ochrony tego systemu przed nieuprawnioną ingerencją w ten system oraz nieuprawnionym dostępem do informacji rynku energii;

3) wymagania, jakie spełniają: (a) układy pomiarowo-rozlicze- niowe w zakresie energii elektrycznej w zależności od miej- sca ich instalacji oraz ich przeznaczenia innego niż okre- ślone w pkt 9, (b) dane pomiarowe oraz inne informacje rejestrowane przez licznik zdalnego odczytu, (c) polecenia odbierane przez licznik zdalnego odczytu, a także warunki ich przesyłania, (d) dane pomiarowe oraz polecenia wysy- łane przez licznik zdalnego odczytu do urządzeń w gospodarstwie domowym, a także warunki ich przesyłania;

4) standardy komunikacji pomiędzy licznikiem zdalnego odczytu a systemem zdalnego odczytu;

5) sposób funkcjonowania liczników zdalnego odczytu w trybie przedpłatowym oraz sposób dokonywania rozliczeń w tym trybie;

6) sposób wyznaczania zastępczych danych pomiarowych

oraz skorygowanych danych pomiarowych;

7) sposób wyznaczania wskaźników skuteczności i niezawod- ności komunikacji w systemie pomiarowym;

8) szczegółowy zakres danych pomiarowych i innych informacji pozyskiwanych z licznika zdalnego odczytu;

9) wymagania, jakie spełnia licznik zdalnego odczytu, aby umożliwić skomunikowanie z urządzeniami odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym;

10) informacje przekazywane odbiorcy końcowemu, o którym mowa w art. 11t ust. 1 lub 6 ustawy – Prawo energetyczne o liczniku zdalnego odczytu oraz o przetwarzaniu jego danych osobowych.

Należy podkreślić, że przedstawiciele TOE aktywnie uczestniczyli nie tylko we wszystkich etapach procesu legislacyjnego dotyczącego przedmiotowej nowelizacji, ale także w pracach nad wszystkimi aktami wykonawczymi do niej. Liczne roz- wiązania wychodzą naprzeciw zgłaszanym przez TOE propozycjom. Na przestrzeni wielu miesięcy prac nad nowelizacją oraz rozporządzeniami przedstawiciele TOE podejmowali szereg działań ukierunkowanych na prawidłowe ukształtowa- nie przepływu danych agregowanych w CSIRE i dostosowanie projektowanych przepisów do realiów rynkowych i potrzeb poszczególnych uczestników rynku – nie tylko sprzedawców zrzeszonych w TOE, ale – co równie ważne – odbiorców koń- cowych.

WNIOSKI

Ustawa z dnia 20 maja 2021 roku o zmianie ustawy – Pra- wo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, tzw. ustawa licznikowa, wprowadziła liczne zmiany zasad działania rynku energii elektrycznej w Polsce, w szczególności doty- czące nowego modelu agregacji i udostępnienia danych pomiarowo-rozliczeniowych oraz utworzenia jednego centralnego systemu informacji rynku energii, tzw. CSIRE.

Wskazany system ma umożliwiać realizację licznych pro- cesów rynku energii. Nowelizacja wprowadziła także zakaz tzw. sprzedaży „door-to-door”.

Przedstawiciele TOE aktywnie uczestniczyli we wszystkich pracach nad nowelizacją, w pracach nad wszystkimi aktami wykonawczymi do niej oraz pozostałymi dokumentami związanymi z ustawą licznikową. Liczne rozwiązania wy- chodzą naprzeciw zgłaszanym przez TOE propozycjom.

(18)

Magazynowanie energii jest jedną z szans na zwiększenie ela- styczności oraz bezpieczeństwa energetycznego. Wspierany- mi technologiami mogą być akumulatorowe magazyny energii oraz inne rozwiązania umożliwiające magazynowanie energii – np. w postaci energii cieplnej, z wykorzystaniem gazów tech- nicznych (wodoru) lub w elektrowniach szczytowo-pompo- wych.

Z powyższych względów nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne z dnia 20 maja 2021 roku (patrz także poprzedni rozdział Raportu) wprowadziła szereg uregulowań w zakresie magazynowania energii elektrycznej oraz magazynów energii elektrycznej i ich tworzenia, koncesjonowania i przyłączania ma- gazynów do sieci zarówno jako samodzielnych jednostek, jak i jako części instalacji wytwórczych i odbiorczych.

W Polsce pracują obecnie magazyny energii elektrycznej o mocy ponad 50 MW. Pracują w technologii elektrochemicz- nej, obejmującej m.in. akumulatory litowo-jonowe, 20% z nich

„wspomaga” wytwórców OZE, 40% zlokalizowanych jest przy elektrowniach zawodowych lub wspomaga sieć, a pozostałe należą do odbiorców końcowych i służą m.in. do ich awaryj- nego zasilania. Ich moc może jeszcze w tej dekadzie wzrosnąć nawet 6–10 razy.

Magazynowanie energii jest również możliwe w zbiornikach wodoru. Wadami magazynowana wodoru są ograniczenia po- jemności zbiorników i sprawność procesów elektrolizy i spala- nia wodoru (razem 20–40%). Ważne są także duże wymagania bezpieczeństwa przy korzystaniu z magazynów i przy dystrybucji wodoru, przede wszystkim dla samochodów.

Nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne z maja 2021 roku przewiduje w zakresie magazynowania min. że:

• OSP i OSD mogą uwzględnić przedsięwzięcia w zakresie wykorzystania magazynów w swoich planach rozwoju, jeśli jest to uzasadnione technicznie z perspektywy zapewnienia dostaw oraz możliwe jest wykazanie konkretnych korzyści i braku niewspółmiernie wysokich kosztów;

• OSD i OSP mogą uwzględnić koszty związane z wybudowa- niem i funkcjonowaniem magazynu energii będącej częścią ich sieci przy określaniu poziomu kosztów uzasadnionych na potrzeby sporządzania taryf;

• nie ma obowiązku przygotowywania taryf przez podmioty

prowadzące działalność w zakresie magazynowania (z regu- ły to nowe podmioty dopiero wchodzące na rynek);

• ustalony jest próg wielkości mocy magazynu, od którego prowadzenie działalności gospodarczej w zakresie magazynowania energii będzie wymagało koncesji Prezesa URE – jest to 10 MW;

• OSD obecnie mają obowiązek prowadzenia rejestru magazy- nów przyłączonych do swojej sieci;

• właściciel magazynu ma obowiązek zgłoszenia i wpisania magazynu – energii elektrycznej do rejestru OSD, jeżeli jego wielkość mieści się w zakresie od 50 kW do 10 MW (nie jest tu wymagana koncesja URE).

Składany przez inwestora wniosek o określenie warunków przyłączenia magazynu energii elektrycznej powinien zawie- rać informacje określające parametry magazynu energii elektrycznej, w szczególności łączną moc zainstalowaną elektrycz- ną magazynu energii elektrycznej wyrażoną w kW, pojemność nominalną wyrażoną w kWh i sprawność magazynu energii elektrycznej. Przez sprawność magazynu energii elektrycznej rozumie się stosunek energii elektrycznej wyprowadzo- nej z magazynu energii elektrycznej do energii elektrycznej wprowadzonej do tego magazynu, wyrażony w procentach, w ramach jednego pełnego cyklu pracy magazynu energii elektrycznej, przy wykorzystaniu nominalnej pojemności tego magazynu oraz ładowania i rozładowywania go mocą nominal- ną. Wniosek o określenie warunków przyłączenia dla jednostki wytwórczej lub instalacji odbiorcy końcowego w przypadku, gdy magazyn energii elektrycznej będzie stanowił część tej jednostki wytwórczej lub instalacji, zawiera analogiczne jak wyżej informacje.

Zgodnie z art. 7 ust. 2. ustawy – Prawo energetyczne, umowa o przyłączenie magazynu do sieci powinna zawierać co najmniej postanowienia określające: termin realizacji przyłącze- nia, wysokość opłaty za przyłączenie, miejsce rozgraniczenia własności sieci przedsiębiorstwa energetycznego i instalacji podmiotu przyłączanego, zakres robót niezbędnych przy realizacji przyłączenia, wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego parametrów, harmono- gram przyłączenia, warunki udostępnienia przedsiębiorstwu energetycznemu nieruchomości należącej do podmiotu przy- łączanego w celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej do realizacji przyłączenia, przewidywany termin zawarcia umowy, na podstawie której nastąpi dostarczanie paliw gazowych lub energii, ilości paliw gazowych lub energii przewidzianych do od- bioru, moc przyłączeniową, odpowiedzialność stron za niedo- trzymanie warunków umowy, a w szczególności za opóźnienie 7. Nowe regulacje prawne dotyczące

magazynowania energii elektrycznej