Szanowni Państwo, Członkowie Związku Pracodawców Polska Miedź

Uprzejmie informuję, że do konsultacji publicznych skierowany został projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii (numer z wykazu UD284).

Przedmiotowy projekt aktu prawnego wraz Uzasadnieniem oraz Oceną Skutków Regulacji dostępny jest na stronach Rządowego Centrum Legislacji pod adresem:

https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12404106/katalog/13168897#13168897

Uprzejmie proszę o przekazywanie ewentualnych uwag, opinii i stanowisk do projektu w terminie do 21 listopada 2025 roku na adres: kuydowicz@pracodawcy.pl w formie tabeli uwag przesyłanej w załączeniu w wersji elektronicznej umożliwiającej edytowanie tekstu.

Obligo giełdowe: Ustawą z dnia 29 września 2022 r. (Dz. U. z 2022 r. poz. 2370, z późn. zm.) zlikwidowano obowiązek sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej poprzez Towarową Giełdę Energii oraz nominowanych operatorów rynku energii (NEMO), tzw. obligo giełdowe, uzasadniając to dojrzałością rynku energii oraz potrzebą deregulacji w tym zakresie, tak aby przedsiębiorstwa energetyczne samodzielnie kształtowały swoje oferty sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej. Z danych przedstawionych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki wynika, że zniesienie obliga giełdowego wpłynęło na spadek płynności rynku na kontraktach terminowych, które umożliwiają zabezpieczenie ryzyka na rynku detalicznym. W 2023 roku, przy braku obliga giełdowego, najwięksi wytwórcy oraz spółki obrotu ponad 70 % swojej sprzedaży i planowanego zakupu energii elektrycznej zakontraktowały pomiędzy sobą w kontraktach dwustronnych w ramach własnych grup kapitałowych, ograniczając dostęp do powyższej energii klientom zewnętrznym, co poskutkowało brakiem konkurencji na rynku hurtowym.

W następstwie zniesienia obliga giełdowego, szereg podmiotów zgłaszał trudności dotyczące możliwości zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej oraz kształtowania się cen (szczególnie sektor energochłonny, który postulat przywrócenia obliga giełdowego określił jako swój główny postulat dotyczący rynku energii). W związku z podnoszonymi przez te podmioty postulatami, Minister Klimatu i Środowiska przeprowadził nieformalne prekonsultacje z zainteresowanymi podmiotami (stowarzyszeniami reprezentującymi przedsiębiorstwa energochłonne, sprzedawców energii elektrycznej, Towarowej Giełdy Energii i Urzędu Regulacji Energetyki). Wszystkie konsultowane strony wskazywały na potrzebę przywrócenia obliga giełdowego w celu stabilizacji rynku hurtowego energii elektrycznej i zapewnienia dostępności

energii niezależnie od siły rynkowej poszczególnych podmiotów.

Całkowity wolumen transakcji zawartych w 2024 r. na wszystkich rynkach energii elektrycznej na TGE S.A. wyniósł 131,7 TWh, co oznacza spadek o 10,7 % w stosunku do 2023 r., w którym całkowity wolumen zawartych transakcji wyniósł 147,5 TWh. Dla porównania w 2022 r. całkowity wolumen transakcji zawartych w na wszystkich rynkach energii elektrycznej na TGE S.A. wyniósł 141,4 TWh, co oznacza spadek o 37,2 proc. w stosunku do 2021 r., w którym całkowity wolumen zawartych transakcji wyniósł 225,2 TWh. Wskazuje to na wyraźny trend spadkowy w zakresie wolumenu energii elektrycznej podlegającej obrotowi na TGE.

W odniesieniu do sektora gazu ziemnego czynnikiem negatywnie wpływającym na prawidłowe funkcjonowanie mechanizmów rynkowych na krajowym rynku gazu ziemnego jest relatywnie niski poziom obliga giełdowego w stosunku do krajowej struktury rynku gazu ziemnego. Efektem aktualnego brzmienia przepisów w obszarze obowiązku odsprzedaży paliw gazowych za pomocą giełdy towarowej jest konkurencyjność krajowego rynku gazu ziemnego na niewystarczającym w odniesieniu do jego wielkości poziomie, co negatywnie przekłada się na cenę gazu ziemnego na Towarowej Giełdzie Energii w stosunku do ceny gazu ziemnego na innych europejskich giełdach. Ponadto, skutkiem takiego stanu rzeczy jest przeniesienie części obrotu gazem ziemnym, podobnie jak w przypadku energii elektrycznej, poza transparentny rynek giełdowy i sprzedaż paliw gazowych w ramach grup kapitałowych lub w oparciu o umowy dwustronne, w których często jedna z stron posiada znaczące przewagi rynkowe, będące negatywnym skutkiem aktualnego otoczenia prawnego w tym obszarze.

Obecne brzmienie przepisów w obszarze kształtowania się konkurencyjnego rynku gazu ziemnego w Polsce powodują trudności w ustaleniu realnych, rynkowych cen referencyjnych na krajowym rynku gazu ziemnego, co prowadzi do asymetrii cen gazu ziemnego, jakie zmuszeni są płacić krajowi odbiorcy w stosunku do odbiorców w innych państwach członkowskich. Fundamentalne znaczenie ma to dla odbiorców przemysłowych, w szczególności odbiorców działających w przemysłach energochłonnych, w których koszt gazu ziemnego ma znaczący wpływ na konkurencyjność przedsiębiorstw. W efekcie konkurencyjność krajowych przedsiębiorstw działających w tych branżach znajduje się na niższym poziomie niż ich odpowiedników prowadzących działalność poza granicami państwa.

Zgodnie z informacjami przedstawionymi przez Prezesa URE, na koniec 2024 r. koncesję na obrót paliwami gazowymi posiadało 185 podmiotów wobec 178 podmiotów na koniec 2023 r. (85 przedsiębiorstw aktywnie uczestniczyło w obrocie gazem ziemnym, 100 przedsiębiorstw było nieaktywnych). Hurtowa sprzedaż gazu ziemnego w 2024 r. kształtowała się na poziomie 139,9 TWh. Największy udział w wolumenie obrotu gazem ziemnym w ramach obrotu hurtowego miała GK ORLEN (ponad 119,3 TWh), stanowiąc ok. 85 % całkowitego wolumenu hurtowego obrotu gazem ziemnym.

Sprzedaż i zakup paliw gazowych na polskim rynku hurtowym odbywa się przede wszystkim na rynku giełdowym prowadzonym przez TGE S.A. Uczestnikami rynku giełdowego są głównie przedsiębiorstwa obrotu paliwami gazowymi oraz najwięksi odbiorcy końcowi, którzy mogą działać samodzielnie po zawarciu stosownej umowy z TGE S.A., stając się członkami odpowiednio RTG i OTF, lub też za pośrednictwem domów maklerskich lub innych podmiotów posiadających status członka RTG oraz OTF ze swojej własnej grupy kapitałowej mogących zawierać transakcje na rzecz innych podmiotów należących do tej samej grupy kapitałowej.

W 2024 r. w wyniku realizacji kontraktów zawartych na TGE, w całym okresie notowania danego rodzaju kontraktu dostarczono 136,9 TWh gazu ziemnego, natomiast za pośrednictwem rynku OTC dostarczono 25,0 TWh, po średnich cenach odpowiednio 247,03 zł/MWh oraz 190,30 zł/MWh. Dostawa 136,9 TWh gazu ziemnego w ramach realizacji transakcji giełdowych wobec zużycia gazu ziemnego przez odbiorców końcowych w ilości 193,6 TWh oznacza, że ok. 71 % gazu ziemnego zużytego przez odbiorców końcowych zostało im dostarczone w wyniku sprzedaży gazu ziemnego za pośrednictwem TGE.

Zgodnie z art. 49b ustawy – Prawo energetyczne przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się obrotem paliwami gazowymi, które zarezerwowały nie mniej niż 10 % sumy zdolności przesyłowych na punktach wejścia do krajowego systemu przesyłowego na połączeniach z systemami przesyłowymi innych państw lub siecią gazociągów kopalnianych, lub terminalami skroplonego gazu ziemnego posiadają obowiązek sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego na giełdzie towarowej lub na rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium Polski rynek regulowany. Od 2016 r. (z wyłączeniem 2022 r. i 2023 r.) obowiązek sprzedaży wynosi 55 % wolumenu gazu ziemnego wysokometanowego wprowadzonego w danym roku do sieci przesyłowej przez zobowiązane przedsiębiorstwa za pośrednictwem wskazanych powyżej punktów.

W latach 2013−2024 jedynym przedsiębiorstwem energetycznym, które podlegało obowiązkowi publicznej sprzedaży gazu ziemnego była spółka Orlen S.A. (która z dniem 2 listopada 2022 r. wstąpiła we wszystkie prawa i obowiązki PGNiG S.A.).

Proponowane podwyższenie obowiązku sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego za pośrednictwem Towarowej Giełdy Energii z poziomu 55 % do poziomu 85 % sprzyjać będzie budowie dojrzałego, płynnego i transparentnego rynku hurtowego gazu ziemnego w Polsce. Ponadto, projektowana zmiana zwiększy płynność krajowej giełdy gazu ziemnego zwiększając znaczenie mechanizmów rynkowych w kształtowaniu się cen gazu ziemnego w ofertach skierowanych do odbiorców końcowych.

Nierynkowa redukcja OZE: Ustawą z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2023 r. poz. 1681, z późn. zm.) wprowadzono przepisy umożliwiające Operatorowi Systemu Przesyłowego (dalej „OSP”) wydawanie poleceń wyłączenia jednostki wytwórczej wykorzystującej energię wiatru lub słońca lub zmniejszenia mocy wytwarzanej przez tę jednostkę wytwórczą, lub wyłączenia magazynu energii elektrycznej lub zmiany mocy pobieranej lub wprowadzanej przez ten magazyn w celu równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię lub zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej.

Postępujący przyrost mocy z OZE w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE) powoduje, że coraz częściej dochodzi do szybkich zmian podaży energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł OZE. Jednocześnie, bezpieczna praca KSE wymaga pracy określonej liczby sterowalnych i dyspozycyjnych jednostek wytwórczych pracujących niezależnie od warunków pogodowych. W rezultacie, wytwarzanie energii elektrycznej w jednostkach OZE oraz w jednostkach konwencjonalnych coraz częściej może przewyższać zapotrzebowanie na energię elektryczną krajowych odbiorców i jej eksport do innych państw. Skutkiem tego jest niezbilansowanie KSE, które w przypadku jego niewyeliminowania zakłóciłoby bezpieczną pracę systemu elektroenergetycznego.

W okresach nadwyżki podaży energii elektrycznej ponad popyt, podstawowym środkiem równoważenia bilansu są środki rynkowe, tj. zasoby dostępne na rynku bilansującym energii elektrycznej. W przypadku, gdy środki rynkowe są niewystarczające do zbilansowania KSE, OSP stosuje środki interwencyjne bilansowania KSE, a jednym z nich jest nierynkowe redysponowanie źródeł OZE. Polega ono na zmniejszaniu generacji tych źródeł określonego przez OSP poziomu.

Zgodnie z art. 13 ust. 7 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej, w sytuacji, gdy operatorzy systemów elektroenergetycznych wydają polecenie ruchowe dotyczące zmiany (redukcji) wielkości energii elektrycznej wytwarzanej przez jednostki wytwórcze, na zasadach nierynkowych, wytwórcom energii przysługuje rekompensata odpowiadająca co najmniej wielkościom wskazanym w ww. przepisie.

Obecnie obowiązujące zasady wyznaczania rekompensat za nierynkowe redysponowanie jest dostosowane do tzw. grafikowych umów sprzedaży energii elektrycznej, w których rozliczenie pomiędzy wytwórcą a odbiorcą jest oparte o wolumen energii elektrycznej, który jest zgłoszony do OSP w dniu poprzedzającym dostawę energii elektrycznej na Rynek Dnia Następnego (RDN). W tym przypadku fakt wystąpienia nierynkowego redysponowania nie wpływa na proces rozliczenia pomiędzy wytwórcą a odbiorcą energii elektrycznej.

Powyżej opisane rozwiązanie nie funkcjonuje w przypadku, gdy wytwórca i odbiorca energii elektrycznej zawarli kontrakt w postaci umowy PPA (Power Purchase Agreement), czyli długoterminowej umowy na dostawy energii elektrycznej. W szczególności dotyczy to tzw. umów licznikowych (pay as produced), które stanowią ok. 90 % umów PPA. W tym przypadku podstawą rozliczenia między stronami jest wolumen energii elektrycznej rzeczywiście wyprodukowanej i zmierzonej przez urządzenia pomiarowe. W przypadku wystąpienia nierynkowego redysponowania wytwórca ponosi stratę w pełnym zakresie energii niewyprodukowanej, która ze względu na brak zarejestrowania w urządzeniach pomiarowych nie podlega sprzedaży, a w konsekwencji rozliczeniu.

Proponowana zmiana przepisów w zakresie nierynkowego redysponowania, w przypadku umów licznikowych ma na celu ograniczenie strat wytwórców energii elektrycznej w przypadku występowania nierynkowego redysponowania OZE.

Z wyrazami szacunku