Urząd Regulacji Energetyki

https://www.ure.gov.pl/pl/energia-elektryczna/charakterystyka-rynku/8898,2019.html
2022-07-03, 07:30

2019

RYNEK HURTOWY

Wolumen krajowej produkcji energii elektrycznej brutto w 2019 r. ukształtował się na niższym poziomie w stosunku do roku poprzedniego i wyniósł 158 767 GWh (spadek o 3,9 proc. w porównaniu z 2018 r.). W tym samym okresie krajowe zużycie energii elektrycznej brutto wyniosło 169 391 GWh i zmniejszyło się o 0,9 proc. w porównaniu do 2018 r. Tempo wzrostu krajowego zużycia energii elektrycznej było niższe (ujemne) niż tempo wzrostu PKB w 2019 r., które według wstępnych szacunków GUS wyniosło 4,0 proc.

W 2019 r. w krajowym bilansie przepływów fizycznych energii elektrycznej udział importu stanowił 10,1 proc. całkowitego przychodu, zaś udział eksportu wyniósł 4,1 proc. rozchodu energii elektrycznej. Wobec 2018 r. udział importu wzrósł o 2,4 punktu procentowego, zaś udział eksportu zmniejszył się o 0,4 punktu procentowego.

Struktura produkcji energii elektrycznej w 2019 r. nie zmieniła się znacznie w stosunku do 2018 r. Zdecydowana większość wytwarzania oparta jest nadal na paliwach konwencjonalnych, tj. węglu kamiennym oraz węglu brunatnym, aczkolwiek ich udział zmniejszył się z 80 proc. do 75 proc.

W 2019 r. moc zainstalowana w KSE wyniosła 46 799 MW, a moc osiągalna – 46 991 MW, co stanowi wzrost odpowiednio o 1,9 proc. oraz o 2,9 proc. w stosunku do 2018 r. Średnie roczne zapotrzebowanie na moc ukształtowało się na poziomie 23 082,0 MW, przy maksymalnym zapotrzebowaniu na poziomie 26 504,4 MW, co oznacza odpowiednio spadek o 1,0 proc. i wzrost o 0,2 proc. w stosunku do 2018 r. Relacja mocy dyspozycyjnej do mocy osiągalnej wyniosła 64,5 proc. –  spadek o 1,6 punktu procentowego w stosunku do 2018 r.

Struktura podmiotowa hurtowego rynku energii

Największy udział w rynku w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej w 2019 r., który wyniósł 40,6 proc., utrzymywała grupa kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (spadek o 2,3 punktu procentowego względem poprzedniego roku). Grupa ta, po przejęciu spółek energetycznych grupy EDF, objęła również pozycję lidera na rynku sprzedaży do odbiorców końcowych i utrzymała ją w 2019 r.

Wskaźnik udziału rynkowego trzech największych podmiotów, mierzony według energii wprowadzonej do sieci (uwzględniającej ilość energii dostarczonej przez wytwórców bezpośrednio do odbiorców końcowych), w 2019 r. po raz pierwszy od kilku lat spadł i wyniósł 66,4 proc. (co oznacza spadek o 3,3 punktu procentowego w porównaniu do 2018 r.). Jednocześnie, na poziomie roku poprzedniego pozostawał wskaźnik udziału trzech największych wytwórców w mocy zainstalowanej – wzrost o 0,1 punktu procentowego. Trzej najwięksi wytwórcy (skupieni w grupach kapitałowych: PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., ENEA S.A., TAURON Polska Energia S.A.) nadal dysponowali w sumie prawie 2/3 mocy zainstalowanych i odpowiadali za ok. 67 proc. produkcji energii elektrycznej w kraju. Przy czym, wśród trzech dominujących podmiotów w rynku wytwarzania energii elektrycznej, w 2019 r. wzrosło znaczenie wytwórców funkcjonujących w grupie kapitałowej PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Taki stan rzeczy wynika z oddania do eksploatacji w 2019 r. dwóch nowych bloków nr 5 i nr 6 o mocy zainstalowanej 900 MW każdy. Warto zaznaczyć, że na zmniejszenie liczby podmiotów, które dysponują co najmniej 5 proc. udziałem w mocach zainstalowanych w 2019 r. wobec 2018 r., wpłynęło trwałe wycofanie z eksploatacji aktywa wytwórczego w grupie kapitałowej ZE PAK S.A., przez co znaczenie tej grupy w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej znacznie spadło. Z kolei, wzrost liczby podmiotów z co najmniej 5 proc. udziałem w energii wprowadzonej do sieci w 2019 r. w porównaniu z 2018 r. wynika ze zwiększenia znaczenia grupy kapitałowej PKN ORLEN S.A. w tym podsektorze.

Wieloletni trend spadkowy dotyczący w szczególności wskaźników HHI, mierzonych według mocy zainstalowanej oraz według wolumenu energii wprowadzonej do sieci (uwzględniającej ilość energii dostarczonej przez wytwórców bezpośrednio do odbiorców końcowych), w 2017 r. uległ istotnej zmianie, której intensywność obserwuje się w 2019 r. Poziom obu wskaźników koncentracji był wysoki również w 2019 r., w porównaniu z latami 2017-2018. Według mocy zainstalowanej wzrósł on o 4,0 proc., zaś według energii wprowadzonej do sieci – spadł o 8,4 proc. Warto podkreślić, że wskaźnik ten liczony dla produkcji w 2019 r., podobnie jak w latach 2017-2018, utrzymywał wartość wskazującą na wysoki stopień koncentracji na rynku. Znamiennym jest z kolei fakt, że po raz pierwszy, w 2019 r. wskaźnik koncentracji liczony dla mocy zainstalowanej przekroczył górną granicę średniej koncentracji i przeszedł do poziomu wysokiej koncentracji na rynku wytwarzania.

Sprzedaż energii w poszczególnych segmentach

Struktura i mechanizmy funkcjonowania rynku nie odbiegają od analogicznych struktur i mechanizmów, jakie ukształtowały się w większości innych państw europejskich, uznanych za rynki konkurencyjne. Uczestnicy rynku mają, na równych prawach, szeroki dostęp do różnych form sprzedaży energii elektrycznej oraz dostęp do informacji dotyczących wolumenów i cen, po jakich kontraktowana i sprzedawana na rynku hurtowym jest energia elektryczna.

W związku z zanotowaniem dużego spadku obrotów na giełdzie w 2017 r. w porównaniu z 2016 r., w kolejnym roku został zwiększony obowiązek sprzedaży w publicznym obrocie dla wytwórców energii elektrycznej do 30 proc. w 2018 r., a następnie do 100 proc. od 1 stycznia 2019 r.) Działanie to miało na celu zachowanie pierwotnej koncepcji wprowadzenia obliga giełdowego. W 2019 r. obserwuje się znaczny wzrost wolumenu sprzedaży wytwórców i spółek obrotu poprzez giełdę energii. Zarówno wytwórcy, jak i spółki obrotu w 2019 r. dokonywali sprzedaży części energii elektrycznej do przedsiębiorstw obrotu z własnej grupy kapitałowej.

Sprzedaż poprzez giełdę energii

Obrót na giełdzie energii prowadzony jest przez całą dobę przez 365 (lub 366) dni w roku. Uczestnikami rynku giełdowego mogą być przedsiębiorstwa obrotu i wytwarzania energii elektrycznej oraz duzi odbiorcy końcowi, którzy mogą działać samodzielnie po wstąpieniu w poczet członków giełdy (poprzez zawarcie stosownej umowy z TGE S.A.) lub za pośrednictwem domów maklerskich lub za pośrednictwem innych podmiotów posiadających status członka giełdy ze swojej własnej grupy kapitałowej mogących zawierać transakcje na rzecz innych podmiotów należących do tej samej grupy kapitałowej.

Całkowity wolumen transakcji zawartych w 2019 r. na wszystkich rynkach energii elektrycznej na TGE S.A. wyniósł 229 TWh, co oznacza wzrost o 1,3 proc. w stosunku do 2018 r., w którym całkowity wolumen zawartych transakcji wyniósł 226,1 TWh. Natomiast sprzedaż energii elektrycznej w całym okresie notowań wszystkich kontraktów z fizyczną dostawą energii elektrycznej w 2019 r. wyniosła 218,9 TWh, co stanowiło 137,9 proc.[1] produkcji energii elektrycznej brutto w 2019 r.

W 2019 r. TGE S.A. prowadziła następujące rynki sprzedaży energii elektrycznej: Rynek Dnia Bieżącego (RDB) – od 19 listopada 2019 r. RDB w modelu XBID, Rynek Dnia Następnego (RDN) oraz Rynek Terminowy Towarowy (RTT, w tym również w systemie aukcji). Na koniec 2019 r. status członka na Rynku Towarów Giełdowych TGE S.A. posiadało 78 podmiotów, przy czym 41 z nich aktywnie uczestniczyło w obrocie na rynkach energii elektrycznej prowadzonych przez TGE S.A.

Największy wolumen obrotu realizowany jest na RTT. W 2019 r. na tym rynku (wraz z aukcjami) zawarto 45 041 transakcji, a łączny wolumen obrotu na nim wyniósł 195 TWh. Najbardziej płynnym kontraktem w 2019 r. był kontrakt roczny w dostawie pasmowej na 2020 r. (BASE_Y-20). Wolumen obrotu na tym kontrakcie w 2019 r. wyniósł 118 TWh – stanowi to 60,5 proc.  łącznego wolumenu obrotu odnotowanego na parkiecie RTT w 2019 r.

W 2019 r. na RDN zawarto 1 269 811 transakcji. Jednocześnie członkowie giełdy zrealizowali transakcje zakupu/sprzedaży energii elektrycznej o łącznym wolumenie ok. 33,7 TWh, co oznacza wzrost o 22,1 proc. w stosunku do roku poprzedniego. Na RDB zawarto 35 927 transakcji, a łączny wolumen obrotu na tym rynku wyniósł 174,5 GWh.

Transakcje bilateralne

Kontrakty dwustronne zawierane bezpośrednio pomiędzy uczestnikami rynku tworzą tzw. rynek OTC (over the counter). Warunki handlowe tych kontraktów, obejmujące m.in. cenę i ilość energii elektrycznej oraz terminy dostaw, są wynikiem negocjacji między ich stronami, prowadzonych w ramach kodeksowej swobody zawierania umów i są znane tylko stronom danego kontraktu. Kontrakty dwustronne są zawierane w szerokim horyzoncie czasowym od umów rocznych, poprzez kwartalne i miesięczne porozumienia transakcyjne, aż do transakcji dobowo-godzinowych.

W 2019 r. wolumen kontraktów zawieranych na rynku OTC, nie uwzględniający kontraktów wewnątrzgrupowych, wyniósł 19,4 TWh i był o 48,7 proc. niższy w porównaniu do 2018 r., kiedy to wyniósł 37,8 TWh.

Ceny na hurtowym rynku energii elektrycznej w 2019 r.

Kształtowanie się cen energii elektrycznej dostarczonej w 2019 r. obrazują trzy wskaźniki cenowe publikowane przez Prezesa URE, tj. średnia roczna i kwartalna cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz średnia kwartalna cena energii elektrycznej sprzedanej na zasadach innych niż wynikające z art. 49a ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne.

Ceny na rynku SPOT TGE S.A.

Średnia ważona wolumenem cena energii elektrycznej na RDN w 2019 r. wyniosła 229,62 zł/MWh i była wyższa względem 2018 r. o 4,91 zł/MWh, kiedy to cena ta wyniosła 224,71 zł/MWh.

Ceny energii elektrycznej sprzedawanej w 2019 r. na TGE S.A.

W 2019 r. odnotowano wzrost cen energii elektrycznej na RTT prowadzonym przez TGE S.A., czego odzwierciedleniem jest wzrost cen rok do roku kontraktów terminowych BASE_Y (kontrakt roczny w dostawie pasmowej na kolejny rok). Średnioważona wolumenem cena transakcyjna kontraktu BASE_Y-20 w całym 2019 r. ukształtowała się na poziomie 266,40 zł/MWh, podczas gdy w 2018 r. średnioważona wolumenem cena transakcyjna analogicznych kontraktów terminowych BASE_Y-19 wyniosła 242,40 zł/MWh.

Jednocześnie średnia miesięczna cena kontraktów BASE_Y-20 zawieranych w grudniu 2019 r. wyniosła 242,14 zł/MWh, podczas gdy średnia miesięczna cena analogicznych kontraktów BASE_Y-19 zawieranych w grudniu 2018 r. wyniosła 281,17 zł/MWh. Oznacza to spadek ceny tych kontraktów o 13,9 proc.

RYNEK DETALICZNY

Rynek detaliczny jest rynkiem, na którym stroną transakcji jest odbiorca końcowy dokonujący zakupu paliw i energii na własny użytek. Uczestnikami rynku detalicznego, obok odbiorców końcowych (gospodarstwa domowe, przedsiębiorstwa), są przedsiębiorstwa zarządzające siecią dystrybucyjną tzw. dystrybutorzy, w tym operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) i sprzedawcy energii elektrycznej (przedsiębiorstwa obrotu).

Operatorzy systemów dystrybucyjnych to przedsiębiorstwa zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej odpowiedzialne za bezpieczne i niezawodne funkcjonowanie systemu dystrybucyjnego przy jednoczesnym zagwarantowaniu skutecznego i niedyskryminacyjnego dostępu do tego systemu wszystkim uczestnikom rynku. W 2019 r., podobnie jak w latach poprzednich, na rynku energii elektrycznej funkcjonowało pięciu dużych OSD, których sieci są bezpośrednio przyłączone do sieci przesyłowej (OSDp). Mają oni prawny obowiązek oddzielenia działalności dystrybucyjnej prowadzonej przez operatora systemu od innych rodzajów działalności niezwiązanych z dystrybucją energii elektrycznej (unbundling). Ponadto, w 2019 r. działało 184 przedsiębiorstw wyznaczonych na OSD (tzw. OSDn) funkcjonujących w ramach przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo, nie mających obowiązku unbundlingu.

Kluczowe znaczenie dla realizacji funkcji OSD ma niezależność operatora, który zapewnia równy dostęp do sieci wszystkim uczestnikom rynku. Operatorzy mają obowiązek opracować programy, w których określone są przedsięwzięcia podejmowane w celu zapewnienia niedyskryminacyjnego traktowania użytkowników systemu (Programy Zgodności). Programy OSDp są zatwierdzane przez Prezesa URE, natomiast OSDn nie mają obowiązku przedkładania ich do zatwierdzenia. Zatwierdzone Programy Zgodności podlegają kontroli Prezesa URE. Operatorzy zobowiązani są do przesłania, każdego roku do 31 marca, sprawozdań zawierających opis działań podjętych w roku poprzednim w celu realizacji Programów Zgodności. Rok 2019 był okresem intensywnych prac związanych z aktualizacją Programów w związku ze zmianami i wyzwaniami, jakie pojawiły się na przestrzeni kilku lat funkcjonowania niezależnych OSD w grupach zintegrowanych pionowo.

Duże znaczenie dla funkcjonowania rynku detalicznego mają IRiESD, w których są określone zasady działania rynku detalicznego energii elektrycznej, w tym m.in. procedura zmiany sprzedawcy, zasady wyznaczania i przekazywania danych pomiarowych przez OSD, zmiany podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe oraz zasady postępowania w przypadku utraty dotychczasowego sprzedawcy przez odbiorców w gospodarstwach domowych (sprzedaż rezerwowa).

W dalszym ciągu największy udział w sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych mają tzw. sprzedawcy „zasiedziali” (incumbent suppliers), którzy pozostali po wyodrębnieniu operatorów sieci dystrybucyjnej, jako strona umów kompleksowych, tj. umów łączących postanowienia umowy sprzedaży energii elektrycznej i umowy dystrybucji energii z odbiorcami. Pełnią oni funkcję sprzedawców z urzędu dla odbiorców w gospodarstwach domowych, którzy nie zdecydowali się na wybór nowego sprzedawcy. W 2019 r. działało pięciu sprzedawców z urzędu, oraz ponad 136 alternatywnych przedsiębiorstw obrotu zajmujących się aktywnie sprzedażą energii elektrycznej do odbiorców końcowych, w tym sprzedawców działających na rynku gospodarstw domowych.

Na rynku energii elektrycznej działają także sprzedawcy (184) funkcjonujący w ramach przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo z OSDn.

Zgodnie z zasadą TPA, każdy sprzedawca energii elektrycznej ma prawo oferować sprzedaż tej energii odbiorcom końcowym na podstawie umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej. Warunkiem realizacji zawartych umów sprzedaży jest jednak zawarcie przez sprzedawcę umowy o świadczenie usług dystrybucji tzw. generalnej umowy dystrybucji (GUD) z operatorem systemu dystrybucyjnego, do którego sieci przyłączony jest odbiorca obsługiwany przez sprzedawcę. Natomiast realizacja umów kompleksowych wymaga zawarcia z OSD tzw. generalnej umowy dystrybucji dla usługi kompleksowej (GUD-K). Na OSD spoczywa obowiązek zawarcia GUD lub GUD-K ze sprzedawcą, który o to wystąpi. Sprzedawcy natomiast nie mają obowiązku zawierania umów GUD i GUD-K, a tym samym obowiązku sprzedaży energii do poszczególnych grup odbiorców z określonych obszarów (za wyjątkiem sprzedawców pełniących funkcje sprzedawców z urzędu) zależy to od ich suwerennych decyzji biznesowych.

W latach ubiegłych funkcjonował wzorzec GUD-K opracowany przez TOE oraz PTPiREE, dzięki któremu każdy sprzedawca, w tym także sprzedawca alternatywny, mógł oferować odbiorcom w gospodarstwach domowych usługę kompleksową, co czyniło jego ofertę bardziej atrakcyjną. W 2019 r. do Prezesa URE napływały informacje o nieprzestrzeganiu przez OSD ustalonych wzorców GUD-K.

Sprzedawcy energii elektrycznej dokonujący sprzedaży tej energii odbiorcom końcowym są zobowiązani do zamieszczania na swoich stronach internetowych oraz udostępniania do publicznego wglądu w swojej siedzibie informacji o cenach sprzedaży oraz warunkach ich stosowania. W celu udostępnienia swoich ofert w ubiegłych latach sprzedawcy korzystali także z działającego na stronie internetowej URE Cenowego Energetycznego Kalkulatora Internetowego, dzięki któremu odbiorcy w gospodarstwach domowych mogli porównać i dokonać wyboru najkorzystniejszej oferty. 2 stycznia 2019 r., w związku wejściem w życie 1stycznia 2019 r. ustawy o cenach, witryna kalkulatora ofert/taryf energetycznych została czasowo zawieszona do momentu przedłożenia przez przedsiębiorstwa obrotu informacji o aktualnych ofertach sprzedaży energii elektrycznej skierowanych do odbiorców w gospodarstwach domowych. Narzędzie to wymagało także aktualizacji technicznej, dlatego też w 2019 r. rozpoczęły się równolegle prace nad koncepcją nowego narzędzia wychodzącego naprzeciw wyzwaniom, jakie niesie dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 ) w zakresie wymagań porównywarek ofertowych w krajach Unii Europejskiej. W 2019 r. Prezes URE publikował, aktualizowane w sposób cykliczny, zestawienie ofert sprzedawców energii elektrycznej dla gospodarstw domowych, zawierające proponowane przez sprzedawców taryfy, opłaty handlowe oraz terytorialny obszar obowiązywania oferty. Na koniec 2019 r. w zestawieniu Prezes URE zamieszczał oferty 26 aktualnie działających na rynku gospodarstw domowych sprzedawców energii elektrycznej.

W 2019 r. funkcjonowało ok. 17,8 mln odbiorców końcowych, z czego 91 proc. (16,2 mln), to odbiorcy z grupy taryfowej G, w tym w przeważającej większości odbiorcy w gospodarstwach domowych (ponad 15,1 mln), którzy dokonują zakupu energii w celu jej zużycia w gospodarstwie domowym. Pozostała grupa odbiorców końcowych to odbiorcy należący do grup taryfowych A, B i C. Grupy A i B stanowią odbiorcy zasilani z sieci wysokiego i średniego napięcia i są to tzw. odbiorcy przemysłowi, natomiast do grupy C należą odbiorcy przyłączeni do sieci niskiego napięcia, pobierający energię elektryczną dla celów prowadzonej działalności gospodarczej, tzw. odbiorcy biznesowi. Odbiorcy energii elektrycznej są uprawnieni do otrzymywania energii elektrycznej w sposób ciągły i niezawodny od wybranego sprzedawcy tej energii.

Do Prezesa URE kierowane były prośby odbiorców o interwencję w sprawach dotyczących nieuczciwych praktyk przedsiębiorstw obrotu. Podobnie jak w latach poprzednich, nagminną praktyką sprzedawców było nie informowanie konsumentów o wszystkich elementach oferty np. o dodatkowych opłatach (opłata handlowa) lub wprowadzanie ich w błąd, co prowadziło do zawierania przez odbiorców niekorzystnych dla nich umów. Prezes URE, nie będąc organem właściwym w takich sprawach, informuje jednak odbiorców o przysługujących im prawach. Działania podejmowane przez sprzedawców często noszą znamiona praktyk naruszających zbiorowe interesy konsumentów poprzez naruszenie obowiązku udzielania konsumentom rzetelnej, prawdziwej i pełnej informacji oraz nieuczciwych praktyk rynkowych lub czynów nieuczciwej konkurencji. W 2019 r., zgodnie z właściwością, przekazano Prezesowi UOKiK do oceny 25 spraw mogących wskazywać na niezgodne z prawem działania przedstawicieli sprzedawców. Ponadto do Prezesa URE kierowano skargi na nieprzestrzeganie przez przedsiębiorstwa energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną zapisów ustawy o cenach, w których informowano o dokonywanych przez sprzedawców energii elektrycznej bezzasadnych i niezgodnych z ustawą podwyżek cen, wstecznym fakturowaniu i żądaniach zapłaty pod groźbą wstrzymania dostaw.

W związku ze zgłaszanymi przez uczestników rynku do URE problemami dotyczącymi uruchamiania i obsługi sprzedaży rezerwowej na rzecz odbiorców końcowych, Prezes URE rozszerzył w 2019 r. cykliczne monitorowanie rynku detalicznego, mając na uwadze nowe przepisy art. 5aa i 5ab wprowadzone do ustawy – Prawo energetyczne. Pierwsze badanie z cyklu monitoringu Prezesa URE funkcjonowania rynku detalicznego w zakresie uruchomiania i obsługi sprzedaży rezerwowej w 2018 r. zostało skierowane do pięciu największych OSD tj. PGE Dystrybucja S.A., TAURON Dystrybucja S.A., ENERGA-OPERATOR S.A., ENEA Operator Sp. z o.o. oraz innogy Stoen Operator Sp. z o.o. Zakresem badania zostały objęte informacje o: sprzedawcach, którzy oferowali sprzedaż rezerwową odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci OSD, odbiorcach końcowych, dla których operator uruchomił sprzedaż rezerwową i/lub wskazany sprzedawca świadczył sprzedaż rezerwową oraz sprzedawcach rezerwowych wskazanych przez odbiorców końcowych w umowach o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub umowach kompleksowych. Wyniki tego badania zostaną wykorzystane w bieżących pracach URE, np. w celu opracowania stosownych rozwiązań oraz wskazania operatorom koniecznych do wprowadzenia działań. Podsumowanie tego badania zostało również przekazane Prezesowi UOKiK do ewentualnego wykorzystania.

Ceny

Po uwolnieniu w 2008 r. cen w obrocie energią elektryczną w odniesieniu do odbiorców przemysłowych i biznesowych – sprzedawcy wykonujący zadania sprzedawców z urzędu oraz sprzedawcy funkcjonujący w przedsiębiorstwach zintegrowanych pionowo, niezobowiązani do rozdzielenia działalności, nie mają obowiązku przedkładania Prezesowi URE do zatwierdzenia taryfy w obrocie energią elektryczną dla odbiorców innych niż gospodarstwa domowe. Należy zaznaczyć, że sprzedawcy, którzy pełnią również funkcję sprzedawcy z urzędu, są uprawnieni do przedstawiania ofert rynkowych wszystkim odbiorcom, w tym odbiorcom grupy taryfowej G przyłączonym do sieci operatora, na obszarze którego sprzedawcy realizują zadania sprzedawcy z urzędu - pod warunkiem, że sprzedawcy ci uprzednio poinformowali odbiorcę o wysokości cen energii elektrycznej określonej w aktualnie obowiązującej taryfie, a w odniesieniu do odbiorców w gospodarstwach domowych – także o obowiązku, o którym mowa w art. 5a ustawy – Prawo energetyczne.

1 stycznia 2019 r. weszły w życie przepisy tzw. ustawy o cenach zamrażającej ceny prądu i nakładającej na przedsiębiorców sprzedających energię elektryczną obowiązki, dotyczące m.in.: dostosowania cen do poziomu z 2018 r., odpowiednich zmian umów z odbiorcami, czy ponownego wystawiania faktur.

Podstawowym celem ustawy o cenach było zagwarantowanie braku wzrostu cen energii elektrycznej w 2019 r. w porównaniu z cenami z 2018 r. przy zastosowaniu trzech mechanizmów: obniżenia stawki akcyzy, obniżenia stawki opłaty przejściowej oraz obowiązku „zamrożenia cen” energii elektrycznej dla odbiorców końcowych przez przedsiębiorstwa obrotu. Jednocześnie, firmy obrotu uzyskały prawo do wnioskowania o stosowne rekompensaty w związku ze sprzedażą energii elektrycznej po cenie ustawowej.

Każdy przedsiębiorca zajmujący się sprzedażą (obrotem) energii elektrycznej w 2019 r., był zobowiązany do dostosowania umów oraz cen w rozliczeniach z klientami do wymogów ustawy o cenach. W stosunku do gospodarstw domowych (grupa G), przedsiębiorstwa obrotu stosujące taryfy powinny stosować ceny taryfowe obowiązujące 31 grudnia 2018 r., natomiast stosujące oferty rynkowe – ceny nie wyższe niż te z 30 czerwca 2018 r.

Ustawa o cenach przewiduje sankcje za jej nieprzestrzeganie, a Prezes URE jest organem właściwym do przeprowadzenia weryfikacji i nałożenia kar pieniężnych na przedsiębiorców, którzy nie zrealizowali zobowiązań ustawowych. Komunikatem z 14 stycznia 2020 r. Prezes URE zapowiedział przeprowadzenie całościowego monitoringu rynku pod kątem wywiązywania się z obowiązków przez przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną nałożonych ustawą o cenach.

Pomiędzy IV kwartałem 2018 r. a IV kwartałem 2019 r. ceny za energię elektryczną wzrosły dla grupy taryfowej A i B, natomiast dla grupy taryfowej C odnotowano niewielki spadek cen.
W analizowanym okresie znacząco spadły ceny energii dla odbiorców z grupy taryfowej G – o 4,05 proc., z czego aż o 4,75 proc. spadły ceny dla odbiorców w gospodarstwach domowych, co było zamierzoną konsekwencją wprowadzenia ustawy o cenach.

Opłaty dystrybucyjne w 2019 r. wykazywały tendencje spadkowe dla wszystkich grup taryfowych. Największy spadek opłaty dystrybucyjnej nastąpił dla odbiorców w grupie taryfowej A ‒ o 11 proc., a najmniejszy dla odbiorców w grupie taryfowej C ‒ o 2,6 proc. Dla odbiorców z grupy taryfowej G opłata dystrybucyjna obniżyła się o 7,18 proc., w tym dla odbiorców w gospodarstwach domowych o 7,95 proc.

 

 

[1] W odniesieniu do produkcji energii elektrycznej w 2019 r. według danych PSE S.A.

Data publikacji : 29.06.2020

Opcje strony