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 2016 r. tempo wzrostu gospodarczego wyniosło 2,8%. Było to najniższe tempo wzrostu gospodarczego od trzech lat.

Głównym czynnikiem wzrostu gospodarczego w 2016 r. był popyt krajowy. Składnikiem popytu krajowego o najniższej dynamice były w 2016 r. nakłady brutto na środki trwałe, czyli inwestycje. Znacznie szybciej niż wyniosło tempo wzrostu gospodarczego wzrastało spożycie ogółem. W 2016 r. zwiększyło się ono o 3,6%. W tym samym tempie wzrastało spożycie indywidualne, czyli konsumpcja.

W ujęciu sektorowym najszybciej rozwijającą się częścią gospodarki w 2016 r. były usługi rynkowe. Wartość dodana w przemyśle w 2016 r. zwiększyła się o 3,5%, a produkcja sprzedana przemysłu wzrosła o 3,2%. Najgłębszy kryzys od kilkunastu lat odnotowano natomiast w budownictwie. Wartość dodana w budownictwie obniżyła się w całym roku o 11,9%, a produkcja sprzedana budownictwa spadła o 14,1%.

Zgodnie z prognozami IBnGR tempo wzrostu produktu krajowego brutto w 2017 r. wyniesie 3,0%, co oznacza, że będzie ono nieco wyższe niż w roku poprzednim. Według prognozy IBnGR, wzrost gospodarczy będzie przyspieszał w kolejnych kwartałach, ale jego kwartalna struktura nie będzie bardzo zróżnicowana – w I kwartale PKB wzrośnie o 2,8%, a w IV o 3,2%. W 2018 r. spodziewane jest dalsze nieznaczne przyspieszenie wzrostu PKB, który wynieść powinien 3,2%.

W 2017 r. wartość dodana w przemyśle wzrośnie, według prognozy IBnGR, o 4,3%, a więc wzrost będzie nieco szybszy niż w roku poprzednim. Znacząco natomiast poprawi się sytuacja w sektorze budowlanym. Tempo wzrostu popytu krajowego w 2017 r. wyniesie 3,1%, czyli nieco więcej niż w roku 2016.

W latach 2017-2018 ceny w Polsce rosły będą w sposób umiarkowany – inflacja nie przekroczy poziomu wyznaczonego przez cel inflacyjny NBP. Według prognozy Instytutu, w roku 2017 średni poziom inflacji wynosić będzie 1,3%. Z kolei w 2018 r. inflacja średnioroczne powinna wynieść 2,2%. Głównym czynnikiem wpływającym na tempo wzrostu cen konsumpcyjnych będzie wzrost cen paliw oraz cen żywności.

Poniżej zamieszczono podsumowanie głównych wskaźników makroekonomicznych charakteryzujących krajową gospodarkę w latach 2016-2018.

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.

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

1 lipca 2016 r. weszła w życie ustawa z 22 czerwca 2016 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2016 r. poz. 925). Celem ww. ustawy jest usunięcie wątpliwości interpretacyjnych prawnych i redakcyjnych przepisów, które nie weszły w życie w ustawie z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2015 r. poz. 478 i 2365), w szczególności art. 41 ustawy OZE.

Dodatkowo w każdej grupie będą przeprowadzane aukcje dla niżej wymienionych, zdefiniowanych koszyków:

1. o stopniu  wykorzystania  mocy  zainstalowanej  elektrycznej,  łącznej bez  względu  na  źródło  pochodzenia, większym  niż  3.504 MWh/MW/rok
2. wykorzystujących  do  wytworzenia  energii  elektrycznej ulegającą biodegradacji część odpadów przemysłowych i  komunalnych, pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, w tym odpadów z instalacji do przetwarzania odpadów oraz odpadów z uzdatniania wody i oczyszczania ścieków, w szczególności osadów ściekowych, zgodnie z przepisami o odpadach w zakresie kwalifikowania części energii odzyskanej z termicznego przekształcania odpadów
3. w których emisja CO2 jest nie większa niż 100 kg/MWh, o stopniu wykorzystania mocy zainstalowanej elektrycznej większym niż 3.504 MWh/MW/rok
4. przez członków klastra energii
5. przez członków spółdzielni energetycznej
6. wykorzystujących wyłącznie biogaz rolniczy do wytwarzania energii elektrycznej
7. innej niż wymieniona w pkt 1–6

16 lipca 2016 r. weszła w życie ustawa z 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych (Dz. U z 2016 r. poz. 961). Spośród najważniejszych uregulowań wprowadzonych na mocy ww. ustawy, należy wyróżnić następujące:

1. Lokalizacja elektrowni wiatrowej następuje wyłącznie na podstawie miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, o którym mowa w art. 4 ustawy z 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (Dz.U. z 2016 r. poz. 778 i 904).
2. Ustanowienie wymogu lokalizacyjnego (art. 4 ust. 1 i 2 ww. ustawy) polegającego na zakazie budowy elektrowni wiatrowej w odległości mniejszej niż dziesięciokrotność jej wysokości mierzonej od poziomu gruntu do najwyższego punktu budowli, wliczając elementy techniczne, w szczególności wirnik wraz z łopatami (całkowita wysokość elektrowni wiatrowej) od następujących elementów otoczenia:

• budynku mieszkalnego albo budynku o funkcji mieszanej, w skład którego wchodzi funkcja mieszkaniowa,
• form ochrony przyrody, o których mowa w art. 6 ust. 1 pkt 1-3 i 5 w ustawie z 16 kwietnia 2004 r. o ochronie przyrody (Dz. U. z 2015 r. poz. 1651, 1688 i 1936),
• leśnych kompleksów promocyjnych, o których mowa w art. 13b ust. 1 ustawy z 28 września 1991 r. o lasach (Dz. U. z 2015 r. poz. 2100),

przy czym ustanawianie tych form ochrony przyrody oraz leśnych kompleksów promocyjnych nie wymaga zachowania odległości, o której mowa powyżej.

3. Dokonanie zmiany kwalifikacji wszystkich elementów elektrowni wiatrowej jako budowli opodatkowanej stałym podatkiem od budowli.

Koncesje

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

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.

Z dniem 7 kwietnia 2016 r., zgodnie z art. 12 ust. 2 zd. 3 i 4 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) nr 1348/2014 z 17 grudnia 2014 r. w sprawie przekazywania danych wdrażające art. 8 ust. 2 i 6 Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii, wszedł w życie obowiązek raportowania do ACER pozostałych transakcji w obrocie hurtowym (standardowych i niestandardowych kontraktów na dostawę energii elektrycznej lub gazu ziemnego zawieranych na rynku OTC, kontraktów na przesyłanie) oraz danych o funkcjonowaniu systemów publikowanych przez operatorów systemów przesyłowych, operatorów LNG oraz operatorów systemów magazynowania.

Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2015/2193 z 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania

28 listopada 2015 r. opublikowano w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2015/2193 z 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (Dyrektywa MCP). Dyrektywę MCP stosuje się do obiektów energetycznego spalania o nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i mniejszej niż 50 MW (tzw. „średnie obiekty energetycznego spalania”), niezależnie od rodzaju wykorzystywanego przez nie paliwa (art. 2 ust. 1). Ponadto, Dyrektywa MCP ma zastosowanie do połączeń nowych średnich obiektów energetycznego spalania, określonych w art. 4, w tym połączeń, w przypadku których całkowita nominalna moc cieplna wynosi nie mniej niż 50 MW, chyba że połączenie to stanowi obiekt energetycznego spalania objęty zakresem stosowania rozdziału III dyrektywy 2010/75/UE. Z art. 4 Dyrektywy MCP wynika zaś, że połączenie co najmniej dwóch nowych średnich obiektów energetycznego spalania uznaje się za jeden średni obiekt energetycznego spalania, a ich nominalną moc cieplną sumuje się w celu obliczenia całkowitej nominalnej mocy cieplnej tego obiektu, jeżeli: gazy odlotowe z takich średnich obiektów energetycznego spalania są odprowadzane przez wspólny komin, lub w ocenie właściwego organu, przy uwzględnieniu czynników technicznych i ekonomicznych, gazy odlotowe z takich średnich obiektów energetycznego spalania mogłyby być odprowadzane przez wspólny komin.

Kluczowym zakresem regulacji Dyrektywy MPC jest określenie: norm emisji trzech rodzajów zanieczyszczeń powietrza – dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i cząstek stałych (pyłów) dla średnich obiektów energetycznego spalania (z ang. medium combustion plants), jak również terminów, w których konieczne jest wypełnienie obowiązku przestrzegania stosownych wielkości zanieczyszczeń powietrza w istniejących oraz nowych średnich obiektach energetycznego spalania. Zgodnie z art. 17 ust. 1 zd. 1 Dyrektywy MCP, państwa członkowskie zobowiązane są wprowadzić w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania dyrektywy do 19 grudnia 2017 r.

Przepisy Dyrektywy MCP są istotne z punktu widzenia spółek, w których udziały posiada Enea Wytwarzanie sp. z o.o. i w których zlokalizowane są tzw. „średnie obiekty energetycznego spalania” zdefiniowane wprost w dyrektywie MCP. Do grona tych spółek należą: Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej sp. z o.o. w Obornikach (PEC Oborniki), Miejska Energetyka Cieplna Piła sp. z o.o. w Pile (MEC Piła) oraz Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej sp. z o.o. w Białymstoku (MPEC Białystok).

Uprawnienia do emisji CO₂

Polska do czasu wyłonienia docelowej platformy handlowej sprzedaż swoich uprawnień do emisji CO₂ realizowała za pośrednictwem giełdy EEX z siedzibą w Niemczech. W zeszłym roku na polskich aukcjach sprzedano 17,125 mln uprawnień do emisji CO₂. Kalendarz polskich aukcji w roku 2016 zakładał znaczny wzrost wolumenu oferowanego do sprzedaży, do niespełna 40,55 mln uprawnień do emisji CO_2. W ubiegłym roku, w 8 ofertach udało się zrealizować sprzedaż 63% wolumenu. Jedna z ofert, datowana na 25 maja zakończyła się niepowodzeniem wobec braku wystarczającej ilości kupujących. Od września br. Polska zaprzestała sprzedaży na niemieckiej giełdzie EEX, intensyfikując jednocześnie działania zmierzające do stworzenia krajowej platformy aukcyjnej, której ramy prawne nakreśliła ustawa o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych z 17 lipca 2015 r. W pierwszym kwartale br. spodziewane jest ogłoszenie przetargu na prowadzenie sprzedaży aukcyjnej. Jednym z kandydatów do prowadzenia platformy będzie Towarowa Giełda Energii, która w grudniu ub. r. uzyskała zezwolenie na prowadzenie sprzedaży uprawnień do emisji EUA. Ustawa o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych przewiduje dwa wyjątki od systemu aukcyjnego - derogacje dla energetyki oraz krajowe środki wykonawcze. Co najmniej połowa wpływów z aukcji ma być przeznaczona na ściśle określone w ustawie cele, związane z polityką klimatyczną.

Ograniczenie emisji zanieczyszczeń

Zgodnie z regulacjami unijnymi, a w szczególności Dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z 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.

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 wpływają na kalkulację taryf, a więc na przychody OSD.

Prezes URE wskazał, że wskaźnikami mającymi bezpośredni wpływ na przychód regulowany OSD są 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 2017 została zatwierdzona przez Prezesa URE 15 grudnia 2016 r. Została ona przygotowana według założeń opracowanych i opublikowanych przez Prezesa URE w dokumencie „Taryfy OSD na rok 2017”. Stawki opłat za usługi dystrybucji zatwierdzone na rok 2017 spowodowały zmiany średnich płatności dla Klientów w poszczególnych grupach taryfowych w odniesieniu do roku 2016:

• grupa taryfowa A – wzrost o 0,96%
• grupa taryfowa B – wzrost o 5,73%
• grupa taryfowa C – wzrost o 4,91%
• grupa taryfowa G – wzrost o 5,61%

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 zawarte kontrakty dla zapotrzebowania na energię elektryczną pokryte:
• w ramach umów sprzedaży energii
• na Rynku Bilansującym w ramach zmiany swobodnej

• 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/MWh, dla roku 2016 wynosi 41,20 zł/MWh, a w roku 2017 ten poziom to 41,79 zł/MWh

Parametry modelu rozliczeń ORM dla lat 2016-2017:

W 2016 r. zmieniono obowiązujące zasady rozliczania ORM, które we wcześniejszych okresach powodowały, że w godzinach, w których cena jednostkowa za ORM osiągała wartość maksymalną, OSP nie wykorzystywał w pełni budżetu przeznaczonego na tę usługę. Od roku 2016 zostały wprowadzone dodatkowe rozliczenia korekcyjne (miesięczne i roczne), które weryfikują ponownie rozliczenie i ewentualne niewykorzystane środki z ORM są rozdysponowywane na jednostki uczestniczące w rezerwie.

Od roku 2017 w ramach wolumenu ORM (POR) są uwzględnianie jednostki odbiorcze z możliwością redukcji zapotrzebowania.