Proponowane zmiany rozporządzenia ws. warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego są wprowadzane w czasie destabilizacji rynków energii, paliw i uprawnień do emisji CO2. Zdaniem Ministerstwa Klimatu i Środowiska w swej intencji mają doprowadzić do ograniczenia cen energii poprzez administracyjne zablokowanie stosowanych dotychczas podstawowych mechanizmów rynkowych. Spółki elektroenergetyczne jednak mówią wprost: skutki takich zmian są obarczone dużym ryzykiem i powinny być wprowadzone na określony i ograniczony czas.

Dwie kluczowe zmiany

Aktualizacji ulegnie cena węgla w procesie oszacowania kosztów produkcji energii elektrycznej w tzw. trybie wymuszenia. Dotychczas ceny były aktualizowane raz na kwartał. W obecnej sytuacji na rynku, kiedy ceny zmieniają się dynamicznie, nie odzwierciedla to rzeczywistości. Teraz – zgodnie ze zmianami – ma to być raz na miesiąc. Cena węgla jest potrzebna do oszacowania pracy elektrowni w tzw. wymuszeniu. Polskie Sieci Elektroenergetyczne jako operator, ze względu na kurczącą się liczbę dostępnych jednostek produkcyjnych, może nakazać właścicielowi elektrowni prace bloku, aby poprawić bilans produkcji prądu.

Druga zmiana to wprowadzenie ceny maksymalnej na rynku bilansującym, a więc technicznym, kiedy dany podmiot musi dokupić na bieżąco brakującą energię. Cena maksymalna ma być opracowana dla każdego bloku i ma być znana tylko PSE i właścicielowi danej elektrowni. Oznacza to, że powyżej tej ceny elektrownia nie może składać ofert na rynku bilansującym. Tu pojawiają się wątpliwości. Skoro jest to cena maksymalna dla danej jednostki, to odbiorca ma pokusę, aby dokonywać zakupów na rynku bilansującym, gdzie jest limit cen, a nie zwykłym rynku giełdowym, gdzie takiego limitu nie ma. Wytwórca prądu może pokrywać na tym rynku tylko koszty produkcji, ale już nie marże.

Handel ustanie?

Wspominane wcześniej ograniczenie administracyjne cen ofert na rynku bilansującym do wielkości zbliżonych do kosztów zmiennych produkcji może – zdaniem Towarzystwa Gospodarczego – Polskie Elektrownie, skupiającego największych producentów energii elektrycznej w Polsce – powodować, że zakup energii elektrycznej w innych częściach rynku hurtowego będzie stawał się nieatrakcyjny, a jednocześnie zbyt niska marża będzie przyśpieszać wyłączanie najdroższych bloków z eksploatacji. „Zwracamy uwagę, że skutki wprowadzanych zmian, dające oczekiwany efekt obniżenia cen, w dłuższym okresie mogą oddziaływać negatywnie” – czytamy w stanowisku TGPE.

Konfederacja Lewiatan, która także podjęła się recenzji tego projektu, podkreśla z niepokojem, że wprowadzenie mechanizmu maksymalnej ceny ofertowej tzw. MaxCO, może spowodować ograniczenie po stronie podaży.

Czytaj więcej

Będzie interwencja na hurtowym rynku energii

„Brak jest w projekcie rozporządzenia propozycji działań ukierunkowanych na ograniczenia popytu na energię elektryczną, pomimo że w takim kierunku zmierzają działania podejmowane na szczeblu europejskim. Istnieje uzasadniona obawa, że wytwórcy energii elektrycznej, wiedząc, że operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego dysponuje narzędziem w postaci korekty oferty bilansującej, ograniczą składanie ofert” – czytamy w opinii. W rezultacie wprowadzenia tej regulacji cena energii elektrycznej zostanie zmniejszona, ale nie będzie jej na rynku.

Polska Grupa Energetyczna wskazuje, że ograniczenie formułowania cen ofertowych na rynku bilansującym będzie miało negatywny wpływ na finansowanie przez spółki nowych inwestycji, a także na oferty w kontraktach terminowych i długoterminowych.

„Proponujemy, aby zmiany w zakresie maksymalnej ceny ofertowej, przewidywane w przedstawionym projekcie rozporządzenia, miały charakter tymczasowy i obowiązywały nie dłużej niż do 31 marca 2023 r.” – czytamy w stanowisku PGE.

PKN Orlen w swoim stanowisku mówi o terminie do końca 2023 r.

Naftowy koncern zwraca także uwagę na problem ceny maksymalnej dla elektrowni gazowych. Zaproponowany w projekcie rozporządzenia mechanizm zawiera dwudniową bezwładność. Dla przykładu jeśli cena gazu lub uprawnień CO2 w ciągu dwóch dni potrafiła się zmieniać w skrajnych przypadkach o odpowiednio 60 i 125 proc. „brak uwzględnienia takiego współczynnika określającego ryzyko związane z przesunięciem czasowym może powodować ograniczenie ofert bilansujących, ponieważ oferent nie będzie miał pewności, że jego oferta pozwoli na pokrycie rzeczywistych kosztów wytwarzania” – twierdzi Orlen.

Rola węgla z importu

Przepisy zakładają, że dla każdej jednostki węglowej udział węgla z importu w produkcji energii nie może przekroczyć 30 proc. PGE ma odmienne zdanie i proponuje, aby maksymalne ceny ofertowe jednostek opalanych węglem kamiennym były oparte na koszcie węgla importowanego indeksowanego do cen ARA z uwzględnieniem kosztów transportu i wszystkich kosztów transakcyjnych, stanowiących ok. 15 proc. ceny giełdowej.

MKiŚ obecnie analizuje uwagi.