Mariusz Caliński: Trzeba reanimować rynek

Rz: Od kilku miesięcy płynność na Towarowej Giełdzie Energii spada. Czy ratować ją zwiększeniem obowiązkowej sprzedaży prądu przez duże grupy energetyczne, czy zostawić to prawom rynku?

Idealnie byłoby, gdyby nie istniał administracyjny przymus sprzedaży energii przez giełdę, a mimo to podmioty chętnie sprzedawałyby ją na tej platformie.

Skoro jednak po wygaśnięciu dużego obligo dla PGE nastąpił znaczący spadek obrotów na TGE, to trzeba wprowadzić mechanizm reanimujący rynek. Dziś widać, że 15-proc. obowiązek nie wystarczy. Małe spółki i te posiadające mniej źródeł wytwórczych mają problemy z kontraktacją większych wolumenów. Muszą posiłkować się umowami bilateralnymi, bezpośrednio z wytwórcami. Dlatego optują za zwiększeniem obowiązkowej sprzedaży do 30–35 proc. Fortum też opowiada się za poziomem przekraczającym 30 proc. Bo zdrowy rynek hurtowy jest warunkiem stworzenia atrakcyjnych i konkurencyjnych ofert dla odbiorców końcowych.

Czy problemem dla rozwoju rynku detalicznego jest nadmierna koncentracja źródeł wytwórczych? PGE wzmocni jeszcze swoją pozycję po przejęciu EDF...

Sama koncentracja w segmencie wytwarzania nie jest problemem. Na rozwiniętych rynkach działają przecież monopole czy oligopole, a mimo to giełdy energii są tam płynne i koncerny konkurują o klientów. To dlatego, że handluje się tam nie towarem, ale instrumentami finansowymi utworzonymi na ich bazie, co przyciąga podmioty także spoza branży energetycznej. Ponadto tamtejsze rynki hurtowe są odseparowane od detalicznych. W krajach nordyckich, skąd się wywodzimy, cała energia przepływa przez giełdę. Tam tworzą się miarodajne indeksy cenowe, wokół których uczestnicy mogą budować oferty. Wszyscy konkurują więc na tych samych zasadach. Nasze elektrownie i elektrociepłownie sprzedają energię tylko na giełdę, zaś spółka obrotu też ją tam kupuje dla naszych klientów. Tak samo postępujemy w Polsce.

Dlaczego nie wykorzystacie swojej pozycji, by oszczędzać na kosztach transakcyjnych i zwiększać marże?

Unikając kosztów transakcyjnych nie zaoszczędzimy dużo, a klienci wiele nie zyskają. Owe koszty stanowią tylko ułamek procentu ceny megawatogodziny prądu. Dużo więcej można zyskać, optymalizując moment transakcji w obu biznesach, tzn. sprzedając, kiedy jest najdrożej w przypadku spółki wytwórczej i kupując, kiedy jest najtaniej dla spółki obrotu.

Takie podejście wymaga jednak dużej transparentności grup pionowo zintegrowanych (posiadających cały łańcuch od wydobycia, przez wytwarzanie i dystrybucję, a na sprzedaży kończąc – red.). Priorytetem polskiego regulatora i TGE powinno być odseparowanie rynku hurtowego od detalicznego, a także dążenie do większej jego liberalizacji. Jeśli obligo miałoby być zwiększone, to celowe byłoby wyważenie jego wysokości, bo 100-proc. obowiązek byłby zbyt silną ingerencją w mechanizmy rynku, i określenie horyzontu jego zniesienia.

Na razie większa jest skłonność liberalizowania rynku gazu niż rynku energii. Na pierwszym jesienią nastąpi uwolnienie cen dla biznesu, zakreślono też perspektywę takiego kroku na rynku detalicznym. Z kolei prąd dla gospodarstw takiej szansy długo pewnie nie dostanie.

Na rynku gazu płynność jest dziś bardzo dobra ze względu na 55-proc. obligo. Wiele firm wykorzystuje ten moment i wchodzi w ten biznes. To samo zrobił Duon (kupiony przez Fortum – red.) na rynku energii, kiedy istniał obowiązek jej sprzedaży przez TGE. Teraz jednak ustawa o zapasach wprowadziła obowiązek magazynowania błękitnego surowca przez wszystkie podmioty. Z jednej strony rozumiem motywy, bo jesteśmy uzależnieni od kierunku wschodniego dostaw. Jednak dla małych sprzedawców stanowi to barierę do wejścia na ten rynek. Kolejnym skutkiem zapisów jest zwiększanie się różnicy cen naszych i tych z rynku niemieckiego. W Polsce jest o kilka złotych drożej, co przekłada się na konsumentów. Oczekiwałbym więc zniesienia tego nierynkowego mechanizmu zwiększającego bezpieczeństwo zaraz po tym, jak zdywersyfikujemy kierunki dostaw przez np. budowę Baltic Pipe.

W ciągu ostatnich kilku tygodni widać spadek dynamiki zmian sprzedawcy energii. Co jest największym hamulcowym?

Potencjał rozwoju rynku energii na pewno hamuje brak pełnej liberalizacji. Regulowana taryfa ogranicza pole do tworzenia atrakcyjnych ofert dla klientów indywidualnych. Hamulcowymi są także brak wspólnej bazy danych o odbiorcach oraz inteligentnego opomiarowania, które pozwalałoby na bieżąco dostosowywać ofertę. Przykładowo: w Finlandii, gdzie tzw. inteligentne liczniki ma 95 proc. mieszkańców, wielu naszych klientów wybiera ofertę z prądem po cenach rynkowych, a te przecież zmieniają się dynamicznie.

Jednak także w takich warunkach jest możliwość konkurowania i proponowania odbiorcom atrakcyjnych rozwiązań. Takim przykładem jest nasza oferta z darmowym prądem w nocy i godzinach południowych, która została uznana za najlepszą spośród 400 innych. Tę propozycję wybiera już co trzeci klient Fortum. Dzięki niej nasza baza klientów podwoiła się od początku zeszłego roku. Dziś mamy 35 tys. odbiorców kupujących u nas prąd, ciepło lub gaz i mamy apetyt na znacznie więcej.

Jakie cele biznesu sprzedaży ma Fortum w Polsce i w jakiej perspektywie chcecie je osiągnąć?

Bez względu na to, czy nastąpi bardziej czy mniej dynamiczny rozwój rynku detalicznego, chcemy być tu dużym graczem. Dziś mamy do czynienia z pięcioma dużymi sprzedawcami, z których najmniejszy ma około 1 mln klientów (chodzi o Innogy Polska, dawny RWE – red.). W perspektywie pięciu kolejnych lat chcielibyśmy być o ile nie na jego miejscu, to zaraz po nim. Mówimy więc o setkach tysięcy nowych odbiorców.

Ten cel trudno będzie osiągnąć bez przejęć. Rozmawiacie z kimś?

Nastawiamy się przede wszystkim na rozwój organiczny. Jeśli jednak jakiś atrakcyjny podmiot będzie na sprzedaż, to przyjrzymy się tematowi. W przypadku ewentualnej transakcji interesowałoby nas zwiększenie bazy klientów o ponad 100 tys. osób. Takie firmy można policzyć na palcach jednej ręki. Nie ma więc dużej możliwości, by rosnąć przez przejęcia.