Ponad 16 mld zł w skali roku może kosztować budżet ręczne sterowanie cenami energii elektrycznej – dowiedział się DGP.

Z analizy jednego z dużych banków wynika, że ustawa nie utrzyma rachunków odbiorców końcowych za prąd na poziomie z 2018 r., ale je obniży. A to dlatego, że w dokumencie znalazły się zapisy o obniżeniu akcyzy i opłaty przejściowej, a jednocześnie o zamrożeniu taryf za dystrybucję i energię elektryczną. Skoro te dwie ostatnie się nie zmienią, a dwie pierwsze spadną – rachunek będzie niższy.

– To właśnie na zapisy dotyczące cen i stawek zwracaliśmy uwagę w naszym zeszłotygodniowym wystąpieniu do ministra energii. Regulator uważa, że konieczna jest pilna nowelizacja ustawy – mówi DGP Agnieszka Głośniewska, rzeczniczka Urzędu Regulacji Energetyki. I dodaje, że mimo wezwania przedsiębiorstwa obrotu nie przedstawiły jeszcze wniosków dostosowanych do nowych przepisów. – Ustawę prądową trzeba nowelizować. Spółki energetyczne małe i duże, państwowe oraz prywatne nie umieją jej wdrożyć. Każda z nich jest inna i każda interpretuje zapisy nowych przepisów inaczej. To znaczy, że prawo, które uchwaliliście, spowoduje duże problemy na rynku – mówił do posłów podczas posiedzenia parlamentarnego zespołu górnictwa i energii Marcin Roszkowski, prezes Instytutu Jagiellońskiego.

Warto przypomnieć, że to właśnie ta instytucja w październiku 2018 r. obliczyła, że droższy prąd w 2019 r. będzie kosztował polską gospodarkę 15,7 mld zł. Polski Komitet Energii Elektrycznej oraz resort energii stanowczo dementowały wtedy te informacje. Podobne liczby pojawiają się w wyliczeniach ekspertów z Forum Energii.

Porównując poziom cen drugiego półrocza 2018 r. rok do roku, różnica na megawatogodzinie to ok. 110–112 zł. W przypadku cen średniorocznych różnica między 2018 r. a 2017 r. to ok. 85 zł. Biorąc pod uwagę ilość prądu trafiającą do odbiorców końcowych, czyli ok. 145 TWh rocznie, otrzymamy odpowiednio 15,95–16,24 mld zł oraz 12,33 mld zł. I to zdaniem ekspertów realna dziura w energetyce, na którą 4 mld zł z planowanej sprzedaży praw do emisji CO2 po prostu nie wystarczy.

– W założeniu ustawa prądowa miała zrekompensować całość wzrostu kosztów energii dla odbiorców. Jednak uchwalone przepisy nie są precyzyjne, a ich wdrożenie odbiega od oczekiwań autorów ustawy, co widać chociażby po decyzjach prezesa URE – mówi nam dr Aleksandra Gawlikowska-Fyk, kierownik projektu Elektroenergetyka w Forum Energii.

– Pamiętajmy też, że przewidziano wydanie części ustawowych środków na nowe projekty. Dlatego pieniędzy na rekompensaty, których ostateczna wysokość ma zależeć od przepisów jeszcze nieznanego rozporządzenia, może zabraknąć. Ta cała sytuacja zwiększa tylko niepewność co do przychodów firm energetycznych, zatem nie dziwi ostrożność banków – dodaje.

Z naszych informacji wynika, że będą musiały one zawiązać dodatkowe rezerwy w związku z niepewnością rynku energetycznego. Z danych KNF wynika bowiem, że zaangażowanie banków w energetyce to przynajmniej 15 mld zł (ok. 4 proc. ich zaangażowania w różne branże).

Dodatkowe rezerwy to kłopot ze zmontowaniem finansowania w wysokości 6 mld zł dla bloku 1000 MW Energi i Enei w Ostrołęce. Po wydaniu polecenia rozpoczęcia prac (koniec grudnia) finansowanie miało być gotowe do końca stycznia. Nadal go nie ma. – Z drugiej strony takie zawiązanie rezerw może być bankom na rękę, by nie wchodzić w projekt, który według wszelkich analiz się nie spina – mówi nam osoba znająca sprawę. Poprosiliśmy wczoraj PKO BP i Pekao o komentarz w sprawie rezerw. Na nasze pytania nie uzyskaliśmy odpowiedzi.

– Ustawodawca twierdzi, że zamroził ceny. To stwierdzenie nie jest jednoznaczne, jeżeli z jednej strony zakazuje się jej podwyższenia, a z drugiej zmniejsza jej składowe. Tak daleko idący chaos interpretacyjny powoduje, że zarówno operatorzy systemu dystrybucyjnego, jak i sprzedawcy nie bardzo wiedzą, w jaki sposób mają ukształtować wnioski taryfowe czy modyfikować zawarte umowy – mówi DGP Jan Sakławski, radca prawny z kancelarii Brysiewicz i Wspólnicy. – Niezależnie jednak od tego, że przedsiębiorstwa energetyczne nie są w stanie przewidzieć, jakie będą ich przychody, to z dużą dozą prawdopodobieństwa można stwierdzić, że obiecane 4 mld zł nie będą wystarczające do wyrównania powstałych ubytków w płynności finansowej. Warto też podkreślić, że banki refundujące działalność sprzedawców będą reagować na fakt, że branża staje się mniej stabilna. Z podobną sytuacją mieliśmy do czynienia w przypadku tzw. ustawy antywiatrakowej, kiedy banki uznały inwestycje w farmy za znacznie bardziej ryzykowne niż dotychczas, co przełożyło się na utrudnienia w uzyskaniu pieniędzy – dodaje. Jego zdaniem ta sytuacja nie zachwieje planami finansowania Ostrołęki czy morskich farm wiatrowych na Bałtyku.

– Sytuacja na rynku energii może mieć wpływ na kondycję kredytowanych przedsiębiorstw z branży energetycznej. W przypadku pogorszenia się sytuacji na tym rynku, bank powinien zawiązać adekwatny poziom rezerw, co jest badane na etapie czynności inspekcyjnych i przez biegłych rewidentów – komentuje Jacek Barszczewski, dyrektor departamentu komunikacji KNF.

– Trudno jest Ministerstwu Energii odnieść się do analizy, której nie posiada – napisało w odpowiedzi na nasze pytania ME. – Ministerstwo nie sądzi, aby bank posiadał informacje o cenach wynikających z kilkunastu milionów umów z odbiorcami końcowymi energii elektrycznej (…) Tak wysoka kwota w pytaniu pani redaktor (spytaliśmy ME o analizę jednego z banków, która mówi o ponad 16 mld zł – red.), wynika również z indywidualnej interpretacji zapisów ustawy, co potwierdza przytoczony cytat, tzn. że ww. ustawa wprowadza duże obniżki cen i stawek opłat brutto za energię elektryczną dla odbiorców końcowych – czytamy dalej w stanowisku ME.

W dwóch dużych firmach usłyszeliśmy, że koszty wprowadzenia ustawy na poziomie 16 mld zł są zgodne z ich szacunkami. – Już dziś słyszymy od audytorów, że powinniśmy zawiązywać rezerwy na poczet zobowiązań, które nie zostaną pokryte przychodami – mówi rozmówca DGP. – Sprzedawanie praw CO2 na potrzeby utrzymania stabilnej ceny energii w 2019 r. jest niekorzystne z punktu widzenia finansowania inwestycji energetycznych. Jeśli rekompensaty w 2019 r. pochłonęłyby ok. 9 mld zł, to jest to wartość równa potrzebom kapitałowym finansowania inwestycji w farmy na morzu dostarczające niemal 9 TWh rocznie zielonej energii, czyli niemal 5 proc. całkowitej produkcji energii elektrycznej w Polsce – wylicza Paweł Puchalski, analityk Santander Banku Polska.

Nie wszyscy podzielają obawy dotyczące niedoszacowania kosztów ustawy. – Przy uwzględnieniu wzrostu średniej ceny energii zabezpieczonej w portfelach spółek obrotu, wyższych kosztów zielonych certyfikatów i mniejszych obciążeń z tytułu opłaty kogeneracyjnej łączna skala kosztu zamrożenia cen na poziomie z 2018 r. to ok. 9 mld zł. Oczywiście są to kalkulacje dla średniej ważonej ceny TGE i wpływ na poszczególne spółki obrotu może się różnić w zależności od momentu zawierania transakcji na giełdzie – mówi nam Kamil Kliszcz, analityk DM mBanku.

Duzi odbiorcy prądu gubią się w nowej rzeczywistości. Według rozmówców DGP o wynikających z zamieszania problemach poinformowany został premier Mateusz Morawiecki. To m.in. z tego powodu miał odwołać podczas Forum Ekonomicznego w Davos spotkania z przemysłowcami, w tym z właścicielem największego producenta stali na świecie – Lakshmim Mittalem. – Nie komentujemy kalendarza spotkań prezesa Mittala – mówi nam Marzena Rogozik z ArcelorMittal Poland. KPRM na nasze pytania nie odpowiedziała.