Analiza propozycji Komisji Europejskiej mających złagodzić skutki kryzysu energetycznego

Rosyjska agresja, ale nie na Ukrainę, lecz na Europę, coraz bardziej dotyka kontynent. Wojna ekonomiczna, energetyczna, gazowa, jakkolwiek ją określić, winduje ceny energii i rujnuje europejskie przedsiębiorstwa w różnych sektorach. Rosyjska strategia, najprawdopodobniej ułożona lata temu, w gruncie rzeczy miała dosyć proste założenia – jak najbardziej uzależnić Europę od dostaw własnego gazu, zdobyć pozycję dominującego eksportera a następnie drastycznie obniżyć przepływ surowca doprowadzając do gospodarczego załamania. Decydenci, zarówno polityczni, jak i biznesowi nie mieli wiele czasu na odpowiedź na brutalny ekonomiczny atak. Częściowo agresję udało się odeprzeć poprzez zastąpienie rosyjskich dostaw gazem skroplonym (LNG), głównie ze Stanów Zjednoczonych, ale poziom uzależnienia europejskich gospodarek od Gazpromu jest na tyle wysoki, że całkowite odejście od rosyjskiego gazu będzie możliwe w perspektywie lat, nie miesięcy.

Komisja Europejska zaproponowała szereg rozwiązań w ramach odpowiedzi Unii Europejskiej na kryzys energetyczny. Niektóre z nich dotykają fundamentów systemu energetycznego UE i mają w założeniach zostać zaimplementowane na dłużej, część, jeśli zostaną zaakceptowane przez Radę Europejską, będzie obowiązywać tymczasowo, w okresie od 1. listopada 2022 do 31. marca 2022 r. Zaproponowano pięć ramowych rozwiązań:

Redukcja zużycia energii elektrycznej w państwach członkowskich Unii Europejskiej, zwłaszcza w tzw. godzinach szczytu.
Nałożenie limitu dochodów na niektórych producentów energii na poziomie 180 euro/MWh.
Nałożenie podatku od zysków nadzwyczajnych (ang. windfall tax) nazwanego przez Komisję „składką solidarnościową” na spółki z obszaru paliw kopalnych, nadzór nad obrotem giełdowym oraz alternatywny do TTF benchmark cen gazu.
Zezwolenie na państwową pomoc dla spółek energetycznych w celu zachowania płynności, regulacja rynku kontraktów terminowych na energię oraz wyznaczenie alternatywnego do TTF benchmarku rynkowych cen gazu w Europie.
Wprowadzenie ceny maksymalnej 50 euro/MWh na gaz dostarczany gazociągami z Rosji.

Należy zaznaczyć, że szczegóły każdego rozwiązania stopniowo przedostają się do opinii publicznej, i mogą przed ostatecznym głosowaniem w wyniku negocjacji ulec zmianie.

Redukcja zużycia energii elektrycznej w państwach członkowskich Unii Europejskiej, zwłaszcza w tzw. godzinach szczytu.

Pierwsza propozycja mająca na celu redukcję konsumpcji energii od strony popytowej zawiera cel ogólnej redukcji w danym państwie członkowskim oraz szczegółowy środek do osiągnięcia tego celu. Komisja proponuje obowiązkowy cel zmniejszenia zużycia energii elektrycznej brutto o co najmniej 5% w wybranych godzinach szczytu cenowego, obejmujących co najmniej 10% godzin każdego miesiąca, w których oczekuje się, że ceny będą najwyższe, najprawdopodobniej będą to 3-4 godziny w ciągu dni roboczych.

O jakich „godzinach szczytowych” w ogóle mowa? Przyjrzyjmy się na to, jakie okresy dostawcy energii w Polsce charakteryzują jako okresy szczytowego zapotrzebowania tzn. takie w których energia w taryfach dla przedsiębiorstw jest droższa. Energa Obrót, dostawca energii elektrycznej w północnej i środkowej części kraju (województwo pomorskie, część zachodniopomorskiego, część Wielkopolski, Mazowieckiego i Kujawsko-Pomorskiego) od 17.08.2022 r. w taryfach dwustrefowych rozróżnia okresy tańszego i droższego poboru energii. W należącej do tej grupy taryfie C12a szczytowej/dziennej liczy 2,8981 zł za KWh, a za w pozaszczytowej/nocnej 2,06552 zł/KWh. W okresie 01.01-31.03 spółka podaje, że tańsza taryfa obowiązuje w godzinach 00:00-08:00, 11:00-17:00, 21:00-24:00, droższa zaś w godzinach 8:00-11:00, 17:00-21:00. W okresie 01.04-30.09 taniej energię zakupimy w godzinach 00:00-8:00, 11:00-20:00, 21:00-24:00 a droższą w godzinach 8:00-11:00 oraz 20:00-21:00. W okresie 01.10 – 31.12 tańszą w godzinach 00:00-8:00, 11:00-17:00, 21:00-24:00 a droższą w godzinach 8:00-11:00 oraz 17:00-21:00[1].

Już na przykładzie jednej spółki i jednej taryfy możemy zaobserwować, że godziny szczytowego zapotrzebowania przypadają na okres dnia, w którym większość odbiorców przebywa w domu. Pozostali dostawcy stosują podobne ramy godzinowe w taryfach dwustrefowych jeśli chodzi o zakup tańszej lub droższej energii. Komisja Europejska pozostawia państwom członkowskim decyzje co do środków, jakie miałyby zostać podjęte w celu redukcji zapotrzebowania w godzinach szczytowych zaznaczając, że ograniczenia obowiązywałyby od 1 listopada 2022 r. do 31 marca 2023 r. Rzecz jasna, każde państwo ma swoją specyfikę choćby ze względu na położenie geograficzne, klimat, rodzaj miksu energetycznego czy kształt gospodarki, więc okresy godzinowe mogą się różnić.

Co będzie punktem odniesienia dla redukcji zapotrzebowania o 5% godzinach szczytowych? Te same godziny w tych samych dniach tygodnia i miesiąca w okresie od listopada do kwietnia w ostatnich pięciu latach z uwzględnieniem różnicy temperatur. Komisja dopuszcza kampanie informacyjne przekonywujące do potrzeby oszczędzania energii. Dodatkowo, Komisja Europejska wymaga, aby „środki uwzględniały konsumentów, którzy nie mają zainstalowanych inteligentnych liczników (ang. smart meters) lub urządzeń elastycznych, a zatem nie mogą reagować precyzyjnie na szczyty zapotrzebowania”. Państwa członkowskie same muszą wyznaczyć sposób na egzekucję redukcji zużycia dla tej grupy odbiorców. Wedle badania firmy consultingowej Berg Insight na koniec 2020 r. jedynie 49% odbiorców w UE posiadało inteligentne liczniki[2]. W Polsce masowa wymiana liczników na inteligentne ma ruszyć dopiero w 2023 r., kosztować 9 mld zł i potrwać 8 lat. Koszty mają pokryć spółki energetyczne, aczkolwiek oszczędności dla nich będą ogromne, bo inteligentne liczniki nie wymagają zatrudniania pracowników do odczytu. Wedle szacunków Ministerstwa Klimatu, w ciągu 15 lat odbiorcy zaoszczędzą 11,3 mld zł[3]. Tyle, że w Polsce na koniec 2020 r., wedle danych Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, w grupie gospodarstw domowych ok. 8 proc. miało zainstalowane liczniki zdalnego odczytu[4] – na 17,9 mln klientów przyłączonych do sieci elektroenergetycznej jedynie 1,5 milionów posiada inteligentne liczniki.

Wedle zdania samej Komisji Europejskiej, brak inteligentnych liczników może stanowić przeszkodę w procesie redukcji zapotrzebowania. Znacznie łatwiej z implementacją redukcji zapotrzebowania w godzinach szczytu będą miały państwa o wyższym współczynniku inteligentnych liczników w zestawieniu z ogółem podłączonych do sieci klientów. Zdecydowaną przewagę w tym zakresie mają m.in.: Portugalia (48,3% odbiorców z smart meter), Niderlandy (82,2%), Francja (80%), Włochy (98,5%), Szwecja (97,3%), Hiszpania (99,6%), Estonia (98,9%), Finlandia (97,3%) czy nawet Austria (21,1%)[5]. W ramach gospodarstwa domowego bez inteligentnego licznika można osiągnąć redukcję zużycia energii, ale z tym urządzeniem jest to znacznie łatwiejsze, bo można np. zaprogramować mniejszy pobór energii i mieć jasno wskazane, jakie urządzenia ile jej zużywają.

Kolejnym zasadniczym problemem leżącym w ogóle u podstaw potrzeby redukcji zużycia energii, jest kwestia rozłożenia konsekwencji kryzysu energetycznego po równo na wszystkie kraje Unii Europejskiej. Przyczyną kryzysu jest agresywna polityka Kremla, ale nie ulega wątpliwości, że uzależnianie od rosyjskiego gazu nie było jednostronną decyzją Moskwy. Wiele państw europejskich, na czele z Niemcami, dobrowolnie pogłębiały swoją, a także unijną, zależność od dostaw z Rosji. Berlin widział siebie w roli energetycznego centrum Europy, które miało nie tylko wypełniać własne zapotrzebowanie surowcem rosyjskim, ale również odsprzedawać gaz swoim sąsiadom i nie tylko. Tak już się zresztą działo, gdyby doszło do uruchomienia Nord Streamu 2, Niemcy mogliby kupować z Rosji gaz na własny użytek i na eksport w stosunku ok. 50:50, bazując na zapotrzebowaniu w 2021 r. Koncepcja umarła wraz z inwazją Rosji na Ukrainę, niemniej jednak odpowiedzialni za głębokie uzależnienie UE od rosyjskiego gazu a poprzez to za kryzys energetyczny, są również wewnątrz wspólnoty.

Limit przychodów dla niektórych producentów energii.

Kolejnym elementem pakietu interwencji kryzysowej byłby europejski pułap przychodów dla inframarginalnych technologii wytwarzania (tj. tańszych niż technologie obecnie ustalające ceny końcowe). Chodzi o producentów energii, którzy mają relatywnie niski koszt wytwarzania w porównaniu zwłaszcza z obecnymi rynkowymi cenami energii. Do tej grupy Komisja Europejska zalicza: elektrownie wiatrowe, słoneczne, geotermalne, wodne, elektrownie na biomasę oraz biogaz, na gaz wysypiskowy i gaz z oczyszczalni ścieków, elektrownie jądrowe,

na węgiel brunatny oraz elektrownie na ropę naftową i ropę z łupków.

W skrócie – limit będzie dotyczył wszystkich elektrowni z wyjątkiem gazowych i na węgiel kamienny. KE proponuje ustanowić limit na poziomie 180 euro/MWh. Skąd ta koncepcja? Cenę rynkową kontraktów terminowych na energię ustala najdroższa jednostka w systemie. W ostatnich kilkunastu miesiącach elektrownie gazowe produkowały energię najdrożej, gdyż ceny surowca wzrosły astronomicznie przez agresywną politykę Moskwy i zmniejszanie dostaw. Ceny węgla również powędrowały w górę, a generalnie, w normalnym okresie, te dwie technologie zwykle określały ceny rynkowe energii.

W tym punkcie należy sobie uświadomić, że produkcja energii elektrycznej z gazu jest bardzo zróżnicowana pomiędzy krajami członkowskimi. Poniższa tabela przedstawia udział gazu w produkcji energii elektrycznej przez państwa członkowskie Unii Europejskiej w 2021 r.

Lp.	Kraj	Udział % gazu w prod. ee	Lp.	Kraj	Udział % gazu w prod. ee
1.	Malta	78,86%	15.	Austria	14,68%
2.	Włochy	50,98%	16.	Słowacja	14,52%
3.	Niderlandy	46,29%	17.	Polska	8,60%
4.	Irlandia	39,47%	18.	Luksemburg	8,24%
5.	Łotwa	39,30%	19.	Czechy	7,73%
6.	Grecja	34,37%	20.	Dania	6,35%
7.	Portugalia	31,79%	21.	Francja	6,20%
8.	Węgry	26,90%	22.	Bułgaria	5,75%
9.	Litwa	25,92%	23.	Finlandia	4,96%
10.	Hiszpania	25,42%	24.	Słowenia	3,43%
11.	Belgia	21,10%	25.	Estonia	0,59%
12.	Chorwacja	20,54%	26.	Szwecja	0,17%
13.	Rumunia	17,13%	27.	Cypr	0,00%
14.	Niemcy	15,23%

Tabela 1. Udział gazu w produkcji energii elektrycznej w krajach UE w 2021 r.[6]

Dane byłyby niepełne, gdybyśmy nie uzupełnili je również o zużycie gazu do wytwarzania energii elektrycznej w liczbach bezwzględnych, gdzie kolejność w tabeli prezentuje się nieco inaczej. Całkowite zużycie gazu na cele produkcji energii elektrycznej w 2020 r. wyniosło 566,48 TWh.

Lp.	Kraj	Zużycie gazu do prod. ee	Lp.	Kraj	Zużycie gazu do prod. ee
1.	Włochy	137,6 TWh	15.	Finlandia	3,70 TWh
2.	Niemcy	99,56 TWh	16.	Słowacja	3,69 TWh
3.	Niderlandy	72,40 TWh	17.	Chorwacja	3,43 TWh
4.	Hiszpania	69,38 TWh	18.	Bułgaria	2,28 TWh
5.	Francja	35,20 TWh	19.	Łotwa	2,07 TWh
6.	Belgia	26,52 TWh	20.	Malta	1,84 TWh
7.	Grecja	18,04 TWh	21.	Litwa	1,70 TWh
8.	Portugalia	18,03 TWh	22.	Dania	1,18 TWh
9.	Polska	16,79 TWh	23.	Słowenia	0,58 TWh
10.	Irlandia	16,25 TWh	24.	Luksemburg	0,18 TWh
11.	Rumunia	10,05 TWh	25.	Szwecja	0,11 TWh
12.	Austria	9,96 TWh	26.	Estonia	0,03 TWh
13.	Węgry	9,08 TWh	27.	Cypr	0,00 TWh
14.	Czechy	6,83 TWh

Tabela 2. Zużycie gazu przez państwa UE do produkcji energii elektrycznej w 2020 r. w TWh[7].

Celem regulacji jest odciążenie elektrowni gazowych, które bez wątpienia mierzą się obecnie z ogromnym wzrostem kosztów. Należy dostrzec jednak, że to rozwiązanie będzie bardziej korzystne dla państwa z wysokim zużyciem gazu do produkcji energii elektrycznej a mniej dla krajów, których udział gazu w miksie jest na niższym poziomie. I ponownie przechodzimy do odpowiedzialności – co najmniej dwa państwa z najwyższym zużyciem w liczbach bezwzględnych, czyli Włochy i Niemcy dobrowolnie przez lata pogłębiały uzależnienie od rosyjskiego gazu. Inne – jak Polska czy Litwa budowały alternatywne źródła dostaw. My wydawaliśmy miliardy euro, aby zabezpieczyć się przed tego typu sytuacją, wykorzystaniem przez Rosję we wrogi sposób pozycji głównego dostawcy, a Niemcy przeznaczały miliardy euro na wspólne projekty z Gazpromem. Polska poniosła już koszty gazowej walki z Rosją przeprowadzając działania prewencyjne, ubezpieczające nas przed agresją ekonomiczną w postaci budowy terminala LNG w Świnoujściu i Baltic Pipe.

Z perspektywy Polski niepokój może budzić wpisanie do technologii z limitem przychodów węgla brunatnego. W 2021 r. aż 25,7% energii elektrycznej wyprodukowano przy użyciu węgla brunatnego[8]. Za niemal całą produkcję z tej puli odpowiadają dwie duże elektrownie Polskiej Grupy Energetycznej – Bełchatów i Turów oraz Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin (ZE PAK). Wszystkie trzy zlokalizowane są przy kopalniach odkrywkowych węgla brunatnego, co jest typowe dla tego rodzaju jednostek.

Węgiel brunatny to paliwo kopalne, w związku z tym emituje niemałą ilość dwutlenku węgla przy spalaniu. Dodatkowo, jest to paliwo jeszcze bardziej emisyjne niż węgiel kamienny, który odpowiada za ok. połowę produkcji energii elektrycznej w Polsce. Wedle danych Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami[9], węgiel brunatny emituje 105,95 kg CO₂na 1 GJ wyprodukowanej energii podczas gdy węgiel kamienny 93,54 kg/GJ jeśli mówimy o elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych. W przypadku ciepłowni węgiel brunatny spalany w ciepłowniach emituje jeszcze więcej – 113,14 kg/GJ a węgiel kamienny 95,05 kg/GJ. Co to oznacza? Elektrownie na węgiel brunatny są najbardziej obciążone unijnym systemem handlu emisjami (ETS – Emission Trading Scheme) z całego polskiego systemu energetycznego. Cena za jednostkę (EUA), która uprawnia do emisji 1 tony CO₂w 2021 roku wzrosła z poziomu ok. 26 euro nawet do ok. 90 euro w 2022 r. EUA ulega niemałym wahaniom, ale w przez ostatni rok, od września 2021 r. porusza się w przedziale 60-90 euro, zdecydowanie dłużej utrzymując się w górnej połowie tego przedziału, co można zaobserwować na wykresie ceny EUA z ostatnich pięciu lat.

Wykres 1. Cena jednostki uprawnienia do emisji CO₂w ramach unijnego systemu ETS w okresie 09.2017-09.2022[10].

Biorąc pod uwagę fakt, że elektrownia Bełchatów rocznie emituje ok. 30 mln ton CO_2,łatwo przemnożyć z jakimi kosztami musi się liczyć w ramach objęcia systemem ETS. Elektrownia Bełchatów otrzymuje pewną pulę darmowych uprawnień, ale w obecnej, IV fazie ETS, ogółem pula ta wynosi 43%. Wysoka cena EUA jest ogromnym obciążeniem dla elektrowni na węgiel brunatny i zajmuje coraz większą pozycję jako składnik kosztowy produkcji energii elektrycznej w tego typu jednostkach.

Przy kursie euro na poziomie 4,72 zł (kurs NBP z dnia 16.09.2022 r.[11]) 180 euro, czyli maksymalna stawka, jaką m.in. elektrownie na węgiel brunatny mogłyby oczekiwać za dostawę energii odpowiadałoby kwocie 849,55 zł. Tymczasem średnia miesięczna cena kontraktów terminowych na energię na Rynku Dnia Następnego na Towarowej Giełdzie Energii w sierpniu 2022 r. wyniosła 268,88 euro/MWh, czyli (znów wedle kursu NBP z 16.09.2022 r.) 1269,03 zł. Nie jesteśmy w stanie przewidzieć, w jaki sposób będzie się zachowywać rynek uprawnień do emisji CO₂w najbliższych miesiącach, ale w przypadku dalszego wzrostu ceny za jednostkę i przy sztywnym limicie sprzedaży dla polskich elektrowni na węgiel brunatny, może się okazać, że propozycja Komisji Europejskiej będzie skrajnie niekorzystna dla elektrowni na węgiel brunatny. Należy dodać, że pozostałe technologie wytwarzania, których ma dotyczyć limit, to energetyka odnawialna i jądrowa. Te podmioty nie muszą się martwić o zmianę kursu jednostek ETS, gdyż właściwie nie emitują CO₂.

Składka solidarnościowa.

Komisja Europejska proponuje specjalny podatek nazwany „solidarity contribution” od nadzwyczajnych zysków spółek z sektora paliw kopalnych – ropy, gazu i węgla. Państwa członkowskie mają go nałożyć za rok obrotowy 2022 jako podatek dochodowy. Uzyskane w ten sposób środki mają zostać redystrybuowane do gospodarstw domowych i przedsiębiorstw szczególnie dotkniętych kryzysem energetycznym. Regulacja ma dotyczyć jedynie tych podmiotów z branży paliw kopalnych, które osiągnęły o 20% wyższy zysk od średnich zysków w okresie od 1. stycznia 2019 do 31. grudnia 2021. Zysk powyżej tych 20% ma być podstawą opodatkowania minimalną stawką 33%. Państwa członkowskie mogą zdecydować o zwiększeniu tej stawki.

Należy zauważyć, że w okresie referencyjnym zawarty jest rok 2020, który był nadzwyczajny dla niemal każdego sektora gospodarki. W związku z pandemią koronawirusa i głębokim spadkiem zapotrzebowania na energię i paliwa, wiele spółek z obszaru paliw kopalnych albo w ogóle nie osiągnęło zysku, albo był on znacznie niższy niż w latach, w których nie miały miejsca sytuacje obniżające zapotrzebowanie. W związku z tym średnia wyliczona z tych trzech lat w przypadku wielu spółek może być znacząco niższa niż z okresu bardziej stabilnego, czyli np. z lat 2016-2019. Komisja spodziewa się, że dzięki nałożeniu tego podatku państwa członkowskie zyskają łącznie 140 miliardów euro.

Komisja nie precyzuje np. czy specjalny podatek ma dotyczyć absolutnie wszystkich firm z branży paliw kopalnych, również tych mniejszych, czy tylko duże koncerny od pewnego pułapu przychodów bądź kapitalizacji. Trudno sobie wyobrazić objęcie podatkiem np. właściciela składu węgla bądź firmy dostarczającej butle z LPG. Komisja Europejska dodaje jednak, że podatek miałby objąć rafinerie, więc najprawdopodobniej chodzi o podmioty, które wydobywają ropę, gaz lub węgiel. Gdyby było inaczej, KE nie musiałaby dodawać odrębnie rafinerii, gdyż zawierałyby się one w domyśle w branży naftowej. Istotne jest również pytanie o to, czy opodatkowaniu będą podlegać całe grupy kapitałowe, czy tylko ich spółki-córki zajmujące się jedynie wydobyciem lub posiadające rafinerie. Podobne rozwiązanie zastosowała niedawno Wielka Brytania. Londyn nałożył podatek o wysokości 25% od nadmiarowych zysków spółek wydobywających ropę i gaz na Morzu Północnym w lipcu br. co zapewni budżetowi państwa dodatkowe 5 mld funtów. Jednocześnie objęte daniną spółki otrzymają ulgę podatkową na nowe inwestycje[12].

W Polsce funkcjonują podmioty, które wydobywają ropę, gaz oraz węgiel, mamy również rafinerie. Tego typu podatkiem, z największych koncernów, zostałyby objęte: Polska Grupa Górnicza, Jastrzębska Spółka Węglowa, Węglokoks, LW Bogdanka, PGE GiEK, Tauron Wydobycie, PGNiG oraz PKN Orlen. Wszystkie wymienione spółki są kontrolowane przez skarb państwa, dwie ostatnie są w trakcie procesu fuzji. Wszystkie również notują wyższe zyski niż w okresie referencyjnym 2019-2021, zwłaszcza branża węglowa.

Spółka	Zysk netto 2019	Zysk netto 2020	Zysk netto 2021	Średnia zysku z okresu referencyjnego	Zysk w I połowie 2022 r.
PGG	-427	-2 000	-700	– 1 024	167*
LW Bogdanka	308	0,066	276	194,69	336
PGE	-1 259	1 744	1734	739,66	1550
Tauron	-12	-2 173	385	-1 800	629
PKN Orlen	4 500	2 825	11 188	6171	6 528
PGNiG	1 371	7 340	6 014	4 908,33	4 839
JSW	649,6	-1 540	329,8	-560,6	4 205
Węglokoks	– 1 630*	-2 000	200	-1 143	292

Tabela 3. Zyski największych spółek w Polsce wydobywających ropę, gaz i węgiel w mln zł [13]. *dane szacunkowe na bazie wyników sektora wydobywczego i bez uwzględnienia wyników Tauron Wydobycie

Z powyższych danych wynika, że właściwie wszystkie spółki wydobywające węgiel, ropę i gaz oraz zajmujące się rafinacją, będą podlegać unijnemu podatkowi od nadzwyczajnych zysków. Szczególnie mogą go odczuć spółki węglowe, dla których okres 2019-2021 cechowały ujemne wyniki finansowe a w br. w związku z wysokimi cenami węgla, wychodzą na plus i mają szanse odbudować swoją sytuację finansową. O ile można mieć wątpliwości co do tego, czy opodatkowany będzie cały Orlen bądź Tauron o tyle spółki górnicze zajmują się stricte wydobyciem i sprzedażą węgla, rzadko posiadają inne segmenty działalności. Najbardziej obciążona składką solidarnościową byłaby Jastrzębska Spółka Węglowa, która zajmuje się głównie wydobyciem węgla koksującego, bez którego nie istnieje produkcja stali. JSW jest największym wytwórcą tego rodzaju węgla w Europie a węgiel koksujący w 2020 r. został wpisany na listę surowców krytycznych Unii Europejskiej[14].

Wsparcie kredytowe dla dostawców energii w celu utrzymania płynności, nadzór nad rynkami, nowy benchmark cen gazu.

Wielu dostawców energii znalazło się w bardzo trudnej sytuacji przez rekordowe ceny gazu i energii. Zmienność bazowych cen gazu sprawia, że warunki funkcjonowania rynków terminowych energii elektrycznej diametralnie się zmieniły, zwłaszcza w kontekście uzupełniania depozytów zabezpieczających. Wzrosło również ryzyko ponoszone przez uczestników rynku oraz związane z kwotami depozytów zabezpieczających system. W efekcie firmy energetyczne mają trudności z finansowaniem tych depozytów zabezpieczających z powodu braku zabezpieczeń gotówkowych, niektóre z nich wystąpiły o gwarancje państwowe. Komisja Europejska podkreśla, że istnieją już zasady udzielania pomocy państwowej w ramach EU State aid Temporary Crisis Framework. KE dopuszcza zmiany i aktualizacje w tym zakresie oraz komunikuje, że daje pełne zielone światło dla państwowej pomocy w celu podtrzymania płynności spółek energetycznych. Niektóre państwa członkowskie już są w procesie ratowania rodzimych spółek energetycznych. Niemiecki rząd ma przejąć udziały w trzech ogromnych koncernach gazowych, Uniperze, VNG oraz SEFE w zamian za wsparcie im udzielone[15].

Komisja postuluje także zwiększenie nadzoru nad giełdami energii. Nawiązała już współpracę z operatorami giełd, aby zapobiegać incydentom skrajnie wysokiej zmienności cenowej w ciągu dnia, za którą najczęściej kryje się spekulacja. Pomóc ma w tym mechanizm „circuit braker”, który tymczasowo zawiesza obrót danymi papierami wartościowymi lub indeksami, gdy przekraczają one pewien pułap cenowy (zarówno górny, jak i dolny). Jest to mechanizm stosowany w różnych częściach świata i znany co najmniej do lat 80. XX w., gdy został po raz pierwszy użyty w 1987 r. w Stanach Zjednoczonych, gdy indeks Dow Jones Industrial Average spadł o 23% jednego dnia[16].

KE pragnie również stworzyć alternatywny do holenderskiego TTF benchmark rynkowych cen gazu dla LNG a także powołać do życia kontrakty terminowe dla nowego benchmarku w kontekście zwiększonych dostaw LNG w tym roku i najbliższych latach.

Wprowadzenie ceny maksymalnej na rosyjski gaz transportowany rurociągami.

Już na wstępie należy zaznaczyć, że Rosja sprzedaje do Europy również gaz skroplony. W 2021 r. 20% europejskich dostaw LNG pochodziło z Rosji. Choć zdecydowana większość niebieskiego paliwa z Rosji biegnie przez gazociągi, eksport gazu skroplonego z Rosji w ostatnich latach dynamicznie się rozwijał. Proporcje są wciąż spore – z Rosji gazociągami w 2021 r. zakupiliśmy ok. 135 mld m3 a LNG ok. 20,7 mld m3.

Wykres 2. Import LNG do Europy na podstawie kraju pochodzenia w latach 2010-2021[17].

Trudno wskazać racjonalny powód, dla którego cena maksymalna na rosyjski gaz miałaby obowiązywać wyłącznie na gaz rurociągowy. Zresztą eksportem LNG zajmuje się ta sama spółka, która sprzedaje surowiec przez gazociągi, czyli Gazprom. Za część eksportu odpowiada Novatek, kontrolowany przez bliskich Putinowi oligarchów – Giennadija Timczenko i Leonida Michelsona. Eksport gazu skroplonego to w ogóle był jeszcze niedawno pomysł Kremla na słabnące wpływy Gazpromu w niektórych europejskich krajach, zwłaszcza w Europie Środkowo-Wschodniej[18]. O sporych ambicjach i nadziejach niech świadczą inwestycje, jakie dwie wspomniane spółki poczyniły w infrastrukturę służącą do eksportu LNG. Zastąpienie gazociągowych dostaw LNG ma tę przewagę, że w przypadku rurociągu jasne jest skąd i dokąd biegnie, kto jest dostawcą a kto odbiorcą. Handel gazem skroplonym jest bardziej elastyczny, sfragmentaryzowany, „rozmyty”. W ciągu roku terminal LNG (w zależności od przepustowości) może przyjąć dziesiątki ładunków z wielu kierunków. Tożsamość dostawcy LNG na pewno w mniejszym stopniu przebija się do opinii publicznej.

Tabela 4. Plany rozbudowy infrastruktury produkcyjnej LNG na terenie Federacji Rosyjskiej[19].

Największymi europejskimi importerami skroplonego gazu w 2020 r. były: Francja (4,77 mln ton, 15,7% rosyjskiego eksportu), Belgia (3,92 mln ton, 13%), Hiszpania (2,05 mln ton, 6,8%) oraz Niderlandy (2 mln ton, 6,6%)[20].

Limit cenowy na rosyjski gaz na poziomie 50 euro/MWh ma swoje uzasadnienie w historycznych notowaniach i kontraktach zawieranych przez Gazprom z europejskimi partnerami. Wedle KE taki poziom ceny maksymalnej sprawi, że Rosjanom bardziej będzie się opłacało sprzedawać surowiec w tej cenie, niż wstrzymać zupełnie eksport.

Komisji Europejska bierze pod uwagę scenariusz, w którym Gazprom całkowicie wstrzymuje dostawy po nałożeniu ceny maksymalnej. Po wprowadzeniu przepisów, Gazprom mógłby powołać się na klauzulę siły wyższej (force-majeure) w kontekście obowiązujących kontraktów gazowych. Wytrąceniem wielu argumentów przeciwko z rąk Gazpromu mogłoby się stać nałożenie ceny maksymalnej na cały gaz importowany do Unii Europejskiej. Uniwersalizm limitu ceny mógłby przynieść też większą ulgę z europejskim spółkom energetycznym, a w efekcie społeczeństwom.

Dla Polski, której Gazprom odciął dostawy już w kwietniu br., groźba zatrzymania dostaw ma jedynie znaczenie w kontekście wpływu na europejskie gospodarki powiązane z naszą. Wstrzymanie dostaw do Niemiec miałoby przemożny efekt dla gospodarki naszych zachodnich sąsiadów, trudny do precyzyjnej oceny, ale bez wątpienia „rozlałby się” na państwa członkowskie, w tym na Polskę.

Daniel Czyżewski

[1] https://www.energa.pl/mala-firma/umowy/prad-dla-firm.html

[2] https://media.berginsight.com/2021/10/26225301/bi-sm16-ps.pdf

[3] https://www.gov.pl/web/klimat/polacy-chca-inteligentnych-licznikow

[4] http://www.ptpiree.pl/aktualnosci/2021-04-21

[5] https://assets.website-files.com/5d694b78452430ff30c7b546/616d8155c291c275aa6d8b04_Mapping%20Metering%20Data%20Access%20in%20Europe%20-%20V2.pdf

[6] https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2022-full-report.pdf

[7] Dane za Międzynarodową Agencją Energii.

[8] https://www.cire.pl/artykuly/opinie/produkcja-energii-elektrycznej-z-oze—podsumowanie-roku-2021-

[9] https://www.kobize.pl/uploads/materialy/materialy_do_pobrania/monitorowanie_raportowanie_weryfikacja_emisji_w_eu_ets/WO_i_WE_do_monitorowania-ETS-2021.pdf

[10] https://tradingeconomics.com/commodity/carbon

[11] https://www.nbp.pl/home.aspx?f=/kursy/kursya.html