Otoczenie rynkowe i regulacyjne

Sytuacja makroekonomiczna

Działalność Grupy Kapitałowej Enea skupiona jest zasadniczo na terytorium Polski. Tym samym kluczowym czynnikiem makroekonomicznym wpływającym zarówno na osiągane wyniki, jak i sytuację finansową jest tempo rozwoju oraz ogólna kondycja polskiej gospodarki.

Według wstępnych danych Instytutu Badań nad Gospodarką Rynkową (IBnGR) w 2015 r. tempo wzrostu gospodarczego wyniosło 3,6%. Było to najwyższe tempo wzrostu gospodarczego od czterech lat.

Dynamika PKB 2012-2016 [%]

Głównym czynnikiem wzrostu gospodarczego w 2015 r. był popyt krajowy. Na wzrost popytu krajowego największy wpływ miały spożycie ogółem oraz spożycie indywidualne tj. konsumpcja. Spośród składników popytu krajowego najwyższą dynamiką odznaczały się nakłady brutto na środki trwałe tj. wydatki inwestycyjne. W ujęciu sektorowym najszybciej rozwijającą się częścią gospodarki w 2015 r. był przemysł.

Prognozowana dynamika popytu krajowego oraz produkcji sprzedanej (%) 

Źródło: Opracowanie IBnGR Stan i prognoza koniunktury gospodarczej nr 89 (styczeń 2016 r.).

Zgodnie z prognozami IBnGR tempo wzrostu produktu krajowego brutto w 2016 r. wyniesie 3,6%, co oznacza, że będzie ono takie samo jak w roku ubiegłym. Według prognozy IBnGR, koniunktura będzie kształtowała się korzystniej w I połowie 2016 r. - wzrost PKB wyniesie 3,9% w I kwartale oraz 3,6% w II kwartale. W II połowie roku spodziewać się należy spowolnienia wzrostu do poziomu 3,3% w IV kwartale. Zgodnie z prognozami w roku 2017 koniunktura gospodarcza nadal będzie się pogarszać – prognozowane tempo wzrostu PKB wynosi 3,1%. W 2016 r. wartość dodana w przemyśle wzrośnie o 5,5%. Pogorszenie koniunktury w 2017 r. widoczne będzie szczególnie w przemyśle, gdzie wartość dodana zwiększy się o 4,2%. Tempo wzrostu popytu krajowego w 2016 r. wyniesie 3,4%, czyli tyle samo co w roku 2015. Z kolei w 2017 r. popyt krajowy rósł będzie znacznie wolniej tj. na prognozowanym poziomie 2,7%.

W 2015 r. średnioroczny wskaźnik inflacji wyniósł (-)0,9%. Był to najniższy średnioroczny wskaźnik zmian poziomu cen od początku funkcjonowania w Polsce gospodarki rynkowej. Według prognozy IBnGR, jeszcze w I kwartale 2016 r. utrzymywać się będzie w polskiej gospodarce deflacja. W kolejnych kwartałach nastąpi oczekiwany wzrost cen konsumpcyjnych. W 2016 r. średnioroczny poziom inflacji wyniesie 0,7%. W 2017 r. spodziewane jest przyspieszenie tempa wzrostu cen w Polsce - średni poziom inflacji w przyszłym roku wynosić będzie 2,2%.

Poniżej zamieszczono podsumowanie głównych wskaźników makroekonomicznych charakteryzujących krajową gospodarkę w latach 2015-2017.

Ramy prawne funkcjonowania rynku energetycznego

Otoczenie regulacyjne

Podstawą prawną funkcjonowania rynku energii w Polsce jest ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne oraz powiązane z nią akty wykonawcze (rozporządzenia).

Jednocześnie wraz z wstąpieniem Polski do Unii Europejskiej, polskie prawodawstwo dotyczące rynku energii zostało dostosowane do prawodawstwa europejskiego, w tym przede wszystkim Dyrektywy UE o zasadach wspólnego rynku energii elektrycznej.

Centralnym organem administracji rządowej powołanym na mocy ustawy Prawo energetyczne do realizacji zadań z zakresu regulacji gospodarki paliwami i energią oraz promowania konkurencji jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Celem Prezesa Urzędu Regulacji jest regulacja działalności wytwórców, dystrybutorów i spółek obrotu energią zgodnie z ustawą Prawo energetyczne i założeniami polityki energetycznej państwa przy jednoczesnym dążeniu do równoważenia interesów poszczególnych uczestników rynku energii.

Działalność Enea SA prowadzona jest w otoczeniu podlegającym szczególnej regulacji prawnej, zarówno na poziomie krajowym, jak również Unii Europejskiej. Uregulowania prawne w zakresie energetyki są często pochodną decyzji o charakterze politycznym, dlatego istnieje ryzyko częstych zmian w tym zakresie, których Spółka nie jest w stanie przewidzieć, a które mogą w konsekwencji skutkować brakiem spójności i jednolitości przepisów, na podstawie których Enea SA prowadzi działalność.

Ze względu na fakt uznania przez Komisję Europejską, że kontrakty długoterminowe sprzedaży mocy i energii elektrycznej (KDT) są niedozwoloną pomocą publiczną, polski parlament przyjął ustawę zmierzającą do ich likwidacji. Zgodnie z zapisami Ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej z 29 czerwca 2007 r. spółki uprawnione są do otrzymywania rekompensaty z tytułu kosztów osieroconych wynikających z przedterminowego rozwiązania KDT.

Enea Wytwarzanie była uprawniona do otrzymywania rekompensaty z tyt. KDT od 1 kwietnia 2008 r. Rok 2014 był ostatnim rokiem pozostawania Enea Wytwarzanie w programie pomocowym. 27 sierpnia 2015 r. doręczona została decyzja Prezesa URE dotycząca tzw. korekty końcowej, podsumowująca całość programu pomocowego. Prezes URE ustalił wysokość korekty końcowej kosztów osieroconych dla Enea Wytwarzanie w kwocie (+)315,5 mln zł. Szczegółowe informacje nt. ww. decyzji zostały zamieszczone w raporcie bieżącym nr 32/2015 z 27 sierpnia 2015 r.

30 grudnia 2015 r. środki w wysokości wynikającej z decyzji dot. korekty końcowej kosztów osieroconych wpłynęły na rachunek Spółki.

Koncesje

Grupy energetyczne działają na polskim rynku energii w oparciu o udzielone im koncesje. Poniższa tabela przedstawia koncesje posiadane przez Spółki GK Enea:

Ramy prawne funkcjonowania rynku energetycznego

Zmiany w obszarze otoczenia regulacyjnego

Ustawa z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii

W I półroczu 2015 r. Prezydent RP podpisał ustawę o odnawialnych źródłach energii. Celem ustawy jest zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego i ochrony środowiska, m.in. w wyniku efektywnego wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Ustawa zakłada m.in. osiągnięcie co najmniej 15% udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w 2020 r. Enea SA będzie tzw. sprzedawcą zobowiązanym, czyli podmiotem zobligowanym do zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w instalacjach OZE, przyłączonych do sieci Enea Operator sp. z o.o.

29 grudnia 2015 r. Sejm uchwalił, po uwzględnieniu poprawek Senatu, ostateczną treść ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz ustawy Prawo energetyczne (Dz. U. z 2015 r., poz. 2365).

Celem ww. nowelizacji, która weszła w życie 31 grudnia 2015 r. jest odroczenie o 6 miesięcy wejścia w życie przepisów rozdziału 4 ustawy z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2015 r., poz. 478; dalej jako: ustawa o OZE), a w szczególności kwestii związanych z uruchomieniem systemu aukcyjnego do zakupu energii elektrycznej z instalacji odnawialnych źródeł energii oraz mechanizmów wspierających wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacjach o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 10 kW. Zaproponowano dokonanie zmian w przepisach ustawy o OZE, czyniących możliwym skorzystanie z dotychczasowych przepisów do 30 czerwca 2016 r., zaś nowych regulacji – od 1 lipca 2016 r.

Nowelizacja ustawy w sposób ostateczny rozstrzyga dwie kwestie:

• świadectwa pochodzenia nie przysługują dla energii elektrycznej wytwarzanej od 1 stycznia 2016 r. w instalacjach o mocy większej niż 5 MW wykorzystujących do wytworzenia tej energii hydroenergię
• świadectwa pochodzenia skorygowane współczynnikiem 0,5 przysługują dla energii elektrycznej wytworzonej od 1 stycznia 2016 r. w instalacjach spalania wielopaliwowego z wyłączeniem energii elektrycznej wytworzonej w dedykowanej instalacji spalania wielopaliwowego

REMIT

Od 7 października 2015 r. istnieje obowiązek raportowania transakcji i danych podstawowych (dla kontraktów standardowych na dostawę energii elektrycznej i gazu) do Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (Agencja lub z ang. ACER). Zgodnie z rozporządzeniem REMIT, tj. rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 z 25 października 2011 r. w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii (REMIT), do ww. daty uczestnicy hurtowego rynku energii i gazu ziemnego, o których mowa w art. 9 ust. 1 REMIT zobowiązani zostali do rejestracji w krajowym organie regulacyjnym.

Ustawą z 11 września 2015 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2015 r. poz. 1618), która weszła w życie 30 października 2015 r. wprowadzone zostały zasady zapewniające stosowanie REMIT, w tym przepisy karne (Rozdziału 7A) za naruszenie obowiązków wynikających z REMIT.

Wprowadzenie taryfy jakościowej

Od roku 2016 Prezes Urzędu Regulacji Energetyki wprowadził elementy regulacji jakościowej do procesu ustalania taryf dla OSD – operatorów systemów dystrybucyjnych (w GK Enea funkcję OSD pełni Enea Operator). Zostały one szczegółowo opisane w dokumencie „REGULACJA JAKOŚCIOWA W LATACH 2016-2020 dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (którzy dokonali, z dniem 1 lipca 2007 r., rozdzielenia działalności)”.

Oznacza to, że Prezes URE wyznaczył dla każdego OSD cele na lata 2016-2020, których niezrealizowanie (z zastrzeżeniem istnienia mechanizmów dopuszczających przekroczenie celu w pewnych granicach) będzie wiązało się z konsekwencjami finansowymi dla tych przedsiębiorstw.

Roczne rozliczenia każdego ze wskaźników regulacji jakościowej począwszy od roku 2016 będą wpływały na kalkulację taryf, a więc na przychody OSD.

Prezes URE wskazał, że wskaźnikami mającymi bezpośredni wpływ na przychód regulowany OSD będą następujące kluczowe wskaźniki efektywności:

• SAIDI - wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy
• SAIFI - wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw
• Czas Realizacji Przyłączenia (CRP)

Ponadto, do regulacji jakościowej od 2018 r. zostanie wprowadzony wskaźnik CPD - Czas Przekazywania Danych Pomiarowo-Rozliczeniowych.

Taryfa 2016 – dystrybucja energii elektrycznej:

Szczegółowe zasady kalkulowania taryf reguluje ustawa Prawo energetyczne oraz stosowne rozporządzenia dotyczące taryf. Zgodnie z ustawą Prawo energetyczne taryfy koncesjonowanego przedsiębiorstwa energetycznego zatwierdzane są przez Prezesa URE.

Taryfa dla Enei Operator na rok 2016 została zatwierdzona przez Prezesa URE 17 grudnia 2015 r. Została ona przygotowana według założeń opracowanych i opublikowanych przez Prezesa URE w dokumencie „Taryfy OSD na rok 2016”.

Stawki opłat za usługi dystrybucji zatwierdzone na rok 2016 spowodowały zmiany średnich płatności dla Klientów w poszczególnych grupach taryfowych w odniesieniu do roku 2015:

• grupa taryfowa A – spadek o 0,29%
• grupa taryfowa B – spadek o 0,61%
• grupa taryfowa C – spadek o 1,51%
• grupa taryfowa G – spadek o 1,03%

Operacyjna Rezerwa Mocy (ORM)

• Mechanizm ORM prowadzony jest przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne - Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) w ramach katalogu usług systemowych
• Dla wytwórców energii jest bodźcem ekonomicznym do oferowania OSP mocy wytwórczych w godzinach szczytowego zapotrzebowania na moc
• ORM są objęte dyspozycyjne zdolności wytwórcze, stanowiące nadwyżkę mocy dostępnej dla OSP ponad zapotrzebowanie na energię elektryczną
• Cena jednostkowa za ORM zależy od ilości dostępnych dla OSP zdolności wytwórczych ponad zapotrzebowanie na energię elektryczną pokryte:
• w ramach umów sprzedaży energii
• na Rynku Bilansującym
• Cena jednostkowa za ORM zależy od ilości dostępnych dla OSP zdolności wytwórczych ponad zapotrzebowanie i nie może być wyższa niż cena referencyjna, która dla roku 2015 wyniosła 37,28 zł, a dla roku 2016 wynosi 41,20 zł

Poniższy wykres przedstawia kształtowanie się ceny jednostkowej za ORM w zależności od ilości mocy wytwórczych dostępnych dla OSP:

Parametry modelu rozliczeń ORM dla lat 2015-2016:

Obowiązujące w 2015 r. zasady rozliczania ORM powodowały, że w godzinach, w których cena jednostkowa za ORM osiągała wartość maksymalną, OSP nie wykorzystywał w pełni budżetu przeznaczonego na tę usługę.

W związku z tym, w 2015 r., przy aktywnym udziale Enea Wytwarzanie, trwały konsultacje i prace, mające na celu modyfikację mechanizmu ORM o uzupełniające rozliczenie niewykorzystanego przez OSP budżetu na ORM.

Efektem tych prac jest aktualizacja od 1 stycznia 2016 r. Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej wprowadzającej m.in. miesięczne i roczne rozliczenia uzupełniające niewykorzystany, godzinowy budżet OSP na ORM.

Uprawnienia do emisji CO₂

17 lipca 2015 r. Prezydent RP podpisał ustawę o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. W ustawie przedstawiono zasady i sposób przydziału uprawnień do emisji CO₂ do 2020 r. Obecnie uprawnienia sprzedawane są na platformie aukcyjnej prowadzonej przez EEX (European Energy Exchange), ale ustawa stworzyła możliwość utworzenia polskiej platformy aukcyjnej. W tym roku Polska sprzedała całą pulę z 17.125.500 uprawnień do emisji CO₂ planowanych do sprzedaży na 2015 r. Aukcje polskich uprawnień odbywały się raz na dwa miesiące. Co najmniej połowa wpływów ze sprzedaży ma być przeznaczona na ściśle określone w ustawie cele, związane z polityką klimatyczną. Ustawa przewiduje również dwa wyjątki od systemu aukcyjnego - derogacje dla energetyki oraz krajowe środki wykonawcze. Ustawa weszła w życie 9 września 2015 r.

Obecnie trwają przygotowania do ogłoszenia przetargu na prowadzenie krajowej platformy aukcyjnej do sprzedaży uprawnień do emisji gazów cieplarnianych. W Ministerstwie Finansów opracowane zostało i skierowane do podpisu i publikacji Rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków, jakie musi spełniać rynek regulowany oraz platforma aukcyjna. Najpóźniej do dwóch tygodni po jego podpisaniu wejdzie w życie (vacatio legis). Kolejnym etapem jest ogłoszenie przez Ministerstwo Finansów przetargu na krajową platformę aukcyjną.

Ograniczenie emisji zanieczyszczeń

Zgodnie z regulacjami unijnymi, a w szczególności Dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych - IED (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola), od 1 stycznia 2016 r. obowiązują nowe, zaostrzone normy ochrony środowiska. W związku z powyższym wszyscy producenci energii elektrycznej w Polsce, którzy wykorzystują przede wszystkim wysokoemisyjne technologie węglowe, są zobligowani do dostosowania bloków do nowych wymagań środowiskowych. Prawo wychodząc naprzeciw problemom przedsiębiorców przewiduje możliwość skorzystania z mechanizmów derogacyjnych. Złagodzenie wymagań dyrektywy IED w postaci derogacji pozwala zyskać dodatkowy czas na dostosowanie jednostek wytwórczych do zaostrzonych norm emisji zanieczyszczeń do powietrza.