Spis treści
Ceny prądu a URE
Z naszych informacji z kilku różnych źródeł wynika, że Urząd Regulacji Energetyki prowadzi rozmowy z firmami sprzedającymi prąd dla gospodarstw domowych w sprawie taryf na przyszły rok. – Potrzebny jest nowy model, bo stary zupełnie się nie sprawdzi wobec tego co się dzieje na rynku – tłumaczy nam osoba zaangażowana w rozmowy.
Dotychczasowy był dość skomplikowany, ale działał. Spółki obrotu Enei, PGE, Energi i częściowo Tauronu kupowały prąd „pod taryfę G” w kontraktach terminowych, głównie rocznych, zabezpieczając portfel pod sprzedaż na gospodarstw domowych. Czasem zostawiały sobie niewielki margines na uzupełnienie tych umów zakupami spotowymi, tak aby więcej zarobić, gdyby ceny spadły.
Następnie z tymi kontraktami spółki szły do regulatora z prośbą o zatwierdzanie taryfy G. Regulator zaś badał czy ich model jest optymalny z punktu widzenia cen dla konsumentów. Przeważnie uznawał, że mogliby zakontraktować się lepiej tzn. płacąc trochę mniej i o kilka proc. ścinał taryfy.
Nikt nie wie, co zrobi rząd
Teraz ten model jest niemożliwy do zastosowania. Wbrew obawom nie chodzi nawet o zniesienie obliga giełdowego, bo handel na giełdzie utrzymał się, a nawet osiągnął rekordowe wyniki. Ale bardzo słaba jest płynność na najważniejszym do tej pory rynku kontraktów rocznych. W porównaniu do ubiegłego roku jest ich o połowę mniej. Dla przykładu w marcu 2022 zawarto 632 transakcje i przehandlowano 5,8 TWh. W marcu 2023 zaledwie 2,4 TWh, transakcji było tylko 254. W marcu tego roku na rynku terminowym zawarto dwa razy więcej kontraktów kwartalnych i miesięcznych niż rocznych.
Przypomnijmy, że aby zapobiec energetycznej drożyźnie wprowadzono specjalny pułap na rynku bilansującym (część rynku hurtowego), ale także zmuszono spółki energetyczne do oddawania „ponadmiarowych” zysków, z różnymi wskaźnikami dla najważniejszych technologii. To właśnie w rezultacie tych regulacji zupełnie zmieniła się struktura handlu energią.
Żegnamy rynek energii. Jeszcze zatęsknimy
Niepewność co się będzie działo w przyszłym roku, związana głównie z regulacjami wprowadzanymi przez rząd i parlament, jest zbyt duża. A stara prawda ekonomiczna głosi, że ryzyko można wycenić, niepewności się nie da.
Autorzy opracowanego przez TGE i kancelarię prawną WKB raportu na temat wpływu opisywanych regulacji na rynek energii apelują o o „informowanie rynku o planowanych zmianach z odpowiednim wyprzedzeniem i zapewnienie realnej możliwości ich skonsultowania, zwłaszcza jeśli zmiany miałyby dotyczyć wydłużenia horyzontu czasowego stosowania dotychczasowych rozwiązań. Odpowiedni sposób prowadzenia procesu legislacyjnego dotyczącego kolejnych zmian w ustawach pozwoli uczestnikom rynku dokonać prawidłowych prognoz na kolejne okresy i zaplanować dalsze działania”.
Niestety, nikt w rządzie nie jest dziś w stanie zadeklarować czy kryzysowe regulacje zostaną przedłużone. Przypomnijmy, że unijne rozporządzenie, które jest także podstawą dla polskiego „domiaru” wygasa już w czerwcu. Polska ustawa ma jednak obowiązywać do końca roku.
Od jednego z urzędników usłyszeliśmy tylko, że jeśli ceny znowu dojdą do nieakceptowalnych poziomów, to „rząd wkroczy i będziemy interweniować”.
Taryfy dla gospodarstw domowych zatwierdzane są na każdy rok. Jeśli nie da się zakontraktować energii „naprzód” i cały prąd trzeba by kupować na rynku z dnia na dzień, to wyznaczenie ceny dla takiej taryfy jest kompletnie niemożliwe. Jeśli modelu nie będzie, to gospodarstwa domowe miałyby taryfę indeksowaną rynkiem spotowym – co grozi oczywiście permanentnymi korektami, olbrzymim obciążeniem administracyjnym i horrendalnymi podwyżkami z miesiąca na miesiąc, jeśli coś złego na rynku znowu zacznie się dziać. Dlatego tak ważne jest, żeby istniał jakiś model.
Spółki obrotu mają nadzieję, że jeśli uzgodnią model taryfy, to przynajmniej jeden element niepewności zniknie i handel na rynku terminowym ruszy.
Jak skleić ułamki w modelu
Jak więc mógłby wyglądać sposób określania taryfy? Prezes URE określiłby procentowy wskaźnik udziału kontraktów terminowych i spotowych w modelu taryfowania. Im więcej kontraktów terminowych, tym pewność dla wszystkich większa. – Minimalny wskaźnik na jaki jesteśmy w stanie się zgodzić to 50-50 – mówi nasze źródło z jednej ze spółek. – Ale oczywiście lepszy byłby np. 70 proc. wagi kontraktów terminowych, 30 proc. spotowych. Zobaczymy na czym stanie.
W ten sposób model taryfy G przypominałby trochę ten obowiązujący dla spółek dystrybucyjnych – (każdy dostawca ma swoje konto regulacyjne), a trochę kontrakt różnicowy. W przypadku gdyby cena spotowa rosła, to spółka występowałaby do URE o wzrost taryfy ( np. raz na kwartał lub raz na miesiąc). A jeśli cena spotowa spadnie, to firma odda trochę kasy konsumentom.
Czytaj także: Rekordowe rezerwy gazu w UE. Wpłyną na ceny prądu?
Ponieważ taryfa byłaby zabezpieczona solidną kotwicą w postaci kontraktów terminowych, to wahania cen dla konsumentów nie byłyby tak wielkie.
W tym roku obowiązują ceny ustawowe, ale spółki na podstawie taryfy URE dostają zwrot za energię sprzedaną poniżej kosztów. Jeśli parlament zdecyduje się przedłużyć obowiązywanie ustawy, to taryfa i tak będzie potrzebna.
Pewnym problemem są dwie spółki – EON (dostarcza prąd w Warszawie) i Tauron GZE (Górny Śląsk), które zgodnie z orzeczeniem Sądu Najwyższego nie muszą przedkładać taryf do URE.
Jest jeszcze kilka spraw do uregulowania. Najpierw sprawa musi być uzgodniona z Ministerstwem Klimatu i Środowiska, to powinno nastąpić po majówce. Potrzebna też będzie zmiana prawa energetycznego – mówi portalowi WysokieNapiecie.pl jeden z „modelarzy”.
Jakie ceny prądu w 2024?
Bez względu na to jaki model taryfowania zostanie przyjęty, pewne wydaje się jedno – że nie będzie powrotu do taryf na sprzedaż samej energii (bez dystrybucji) na poziomie 25-30 gr/kWh netto, jakie obowiązywały przez kilkanaście poprzednich lat. Dwa podstawowe powody to ceny węgla i CO2. Udział obu elementów w samych kosztach produkcji energii elektrycznej to dziś ponad 65 gr/kWh, a w przypadku drożejącego polskiego węgla koszty mogą jeszcze wzrosnąć w okolice 90 gr/kWh. Do tych kosztów należy doliczyć jeszcze marżę sprzedawców i koszty zielonych oraz błękitnych certyfikatów.
Z drugiej strony na rynku energii elektrycznej nie jest już tak drogo, jak było w drugiej połowie 2022 roku. Średnia cena kontraktów rocznych w podstawie z dostawą energii w 2023 roku, a więc kluczowy element dotychczasowego wyznaczania taryf, przekroczyła 1 zł/kWh. Na takim poziomie (1 zł/kWh netto) zostały zatwierdzone także tegoroczne taryfy dla odbiorców domowych. Natomiast przez pierwsze cztery miesiące 2023 roku te same kontrakty z dostawą w 2024 roku notowane były już poniżej 80 gr/kWh, natomiast ceny na rynku bieżącym (spot) nieznacznie przekraczały w tym czasie 60 gr/kWh.
Czytaj także: Energetyka może dostać nowe pieniądze z KPO
Wydaje się bardzo prawdopodobne, że taryfy na energię elektryczną będą mogły zostać zatwierdzone na poziomie przynajmniej 20% niższym niż tegoroczne. Nadal będą to jednak stawki dwukrotnie wyższe od „zamrożonych” taryf na ten rok 41 gr/kWh, z jakich można skorzystać do zużycia 2000 kWh rocznie. Powyżej 2000 KWh ustawowa cena wynosi 69 gr z VAT.
