Roczny rachunek za ponad 0,5 TWh energii Zakładów Górniczo-Hutniczych Bolesław wzrośnie o 60–70 mln zł. To efekt drożejącego prądu m.in. wskutek zwyżek na rynku węgla i uprawnień do emisji CO2. Ale nie tylko. Dlatego uczestnicy rynku opowiadają się za jego większą regulacją.

Ceny bolesne dla firm

W ostatnich dniach za megawatogodzinę w kontrakcie rocznym na przyszły rok płacono już około 300 zł. Na przełomie maja i czerwca kontrakty na III i IV kwartał tego roku wyceniano nawet na 320–330 zł/MWh. – Winne są nie tylko czynniki fundamentalne – ocenili wtedy przedsiębiorcy energochłonni. Interweniował Urząd Regulacji Energetyki rozpoczynając postępowanie przy współpracy z Komisją Nadzoru Finansowego i Urzędem Ochrony Konkurencji i Konsumentów.

Wniosków regulator na razie nie ujawnia. Ma na to pół roku. – Po analizach wyjaśniających, zdecydowaliśmy się na podjęcie procedury związanej z badaniem manipulacji na Towarowej Giełdzie Energii w trybie art. 23 prawa energetycznego. To jednoznaczny sygnał, że zauważyliśmy wykroczenie poza pewne granice w odbywających się na tego typu platformie transakcjach – sygnalizował tylko Maciej Bando, prezes Urzędu Regulacji Energetyki podczas debaty „Polski rynek energii – diagnoza, wyzwania, przyszłość", organizowanej przez „Rzeczpospolitą" 12 września.

Podkreślając wagę ewentualnego wykroczenia wskazywał na sankcje: do pięciu lat pozbawienia wolności. – Chcemy wyjaśnić nie tylko niepokojące sytuacje w przypadku poszczególnych transakcji, ale także pojawiające się silne skoki cen nakładające się na wzrostowy trend indeksów giełdowych energii – precyzował szef URE.

– Zsumowany wzrost cen uprawnień do emisji i węgla od początku roku powinny dać ceny niższe niż te, które dziś widzimy na giełdzie – wtórował Henryk Jacek Kaliś, przewodniczący Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu (FOEEiG), a także pełnomocnik zarządu ZGH Bolesław ds. zarządzania energią. – Na kształtowanie cen giełdowych obok fundamentów olbrzymi wpływ ma także struktura właścicielska energetyki, a także intencje firm dysponujących znaczącymi nadwyżkami produkcji względem własnych potrzeb. Jeśli taki gracz zdecyduje się na wstrzymanie w danym momencie handlu, to rezultatem jest skok cen – dodał Kaliś.

Takie wahnięcia stawiają pod znakiem zapytania rentowność strategicznych inwestycji podejmowanych przez zakłady przemysłowe. Większość z nich to odbiorcy energochłonni, dla których koszt zakupu prądu stanowi znaczący udział w całkowitych kosztach. Dla ZGH Bolesław to ok. 50 proc. w kosztach przetworzenia. Nic dziwnego, że każdy ruch w obszarze cen energii zapala czerwoną lampkę firmie, która musi konkurować na globalnym rynku z producentami z Indii, Chin czy Stanów Zjednoczonych.

– Tysiące osób mogą stracić pracę, jeśli koszty firm z sektorów wrażliwych na cenę energii pójdą w górę. A jest przecież jeszcze wiele mniejszych przedsiębiorców, np. piekarzy, korzystających z pieców elektrycznych. Wycena prądu wpłynie więc na każdego z nas jako konsumenta, napędzając inflację – zauważa Bando.

Przedstawicielom przemysłu zależy na rzetelnej i odzwierciedlającej rzeczywistość wycenie energii na giełdzie. Bo stanowi ona podstawę dla kontraktów długoterminowych zabezpieczających pozycję kosztową przedsiębiorstwa na długie lata naprzód.

– Jeśli chcemy mieć przejrzysty i transparentny rynek, to w długiej perspektywie sprzedaż całej produkowanej w Polsce energii powinna być korzystna zarówno dla wytwórców, jak i odbiorców. Stuprocentowe obligo nie powinno nikomu przeszkadzać – twierdzi Kaliś.

Obligo z wyłączeniami

Minister energii, nie czekając na wnioski regulatora z postępowania, rekomendował sprzedaż jak największej porcji prądu na konkurencyjnym rynku, począwszy od sierpnia. Propozycja legislacyjna dotycząca 100-proc. obliga pojawiła się zaś w postaci zapisów noweli prawa energetycznego.

To już drugie podejście do zwiększenia obowiązku w ciągu ostatniego roku. Po raz pierwszy poniesiono go z 15 do 30 proc. od stycznia 2018 r. w reakcji na drastycznie spadające obroty na rynku terminowym Towarowej Giełdzie Energii. Ustalony poziom był jednak wynikiem kompromisu uczestników rynku, który poprzedziły burzliwe negocjacje.

Różne podejście wynikało z odmiennej pozycji koncernów energetycznych. Lider rynku wytwarzania, czyli Polska Grupa Energetyczna sprzeciwiała się przymusowi giełdowemu, bo całą sprzedawaną energię może wyprodukować we własnych źródłach. Z kolei Tauron musi na rynku dokupić ok. 20 TWh energii rocznie, by zaopatrzyć swoich klientów.

Tym bardziej dziwi fakt, że dziś grupy co do zasady zgadzają się z ministerialną propozycją. – Zaakceptowaliśmy te warunki i od 1 sierpnia wszystkie transakcje zawieramy na Towarowej Giełdzie Energii. Jednak od dawna podkreślamy, że 100-proc. obligo nie jest remedium na zwiększenie płynności giełdy. Właściwym narzędziem jest odpowiednia animacja rynku – stwierdza Krzysztof Borowiec, zastępca dyrektora departamentu handlu w PGE. Jak zauważa, na najbardziej płynnych rynkach obowiązuje co najwyżej 20-proc. obligo.

Tauron od zawsze opowiadał się za maksymalizacją obowiązku i od sierpnia nie sprzedaje energii w transakcjach wewnątrzgrupowych. Całość swojej produkcji kieruje na TGE, zgodnie z proponowanymi zmianami prawa energetycznego. Jak podkreśla Dariusz Niemiec, dyrektor zarządzający ds. handlu w tej katowickiej grupie, zakup i sprzedaż całości energii przez giełdę poprawi płynność i transparentność rynku z korzyścią dla odbiorców. – Klienci będą mieli pewność, że wycena 1 MWh jest rynkowa choć niekiedy jej poziom może okazać się wysoki – zauważa Niemiec. Jego zdaniem już to stanowi wartość, dla której 100-proc. obligo powinno zostać wprowadzone.

Inne spółki energetyczne kontrolowane przez Skarb Państwa skwapliwie zapowiedziały jak najszybsze zastosowanie się do rekomendacji ministra. Ale dwa miesiące po tych deklaracjach regulator nie dostrzega efektów w postaci zwiększonej skali obrotów. – Życzyłbym sobie jak najwięcej towaru na rynku, ale praktycznie zrealizowanie 100-proc. obligo jest niemożliwe. Niepokoją mnie namowy do skierowania całej energii na giełdę, jeszcze przed wnioskami z prowadzonego postępowania. Dla wytwórców jest to sygnał do zawierania kontraktów długoterminowych i powoływania się potem na prawa nabyte przed wejściem w życie stosownych regulacji – zauważa Bando. – A widzę, że to już się dzieje.

O tym, że ma rację, świadczą postulaty grup energetycznych zgłoszone w ramach konsultacji projektu nowelizacji. – Czas dany na konsultacje tak ważnej ustawy okazał się zbyt krótki. W związku z tym zainteresowani musieli zgłaszać uwagi bezpośrednio – mówi Marek Kulesa, dyrektor biura Towarzystwa Obrotu Energią (TOE), zrzeszającego firmy handlujące prądem.

PGE chce wyłączeń od reguły stosowania 100-proc. obligo dla kontraktów zawartych przed wejściem obowiązku w życie. Bo, jak zauważa Borowiec, w ubiegłym roku zawierane były umowy na dostawy nie tylko na ten rok, ale także na 2019 i 2020 r., a prawo nie powinno działać wstecz.

Propozycjom modyfikacji w tym kierunku sprzeciwia się Tauron. – Zawarcie kontraktów na dużą ilość energii wewnątrz grupy pogorszy realną efektywność obligo. Moglibyśmy rozmawiać tylko o wyłączeniu spod obowiązku tych kontraktów historycznych, które stanowią zabezpieczenie dla inwestycji realizowanych przez spółki celowe lub instytucje je finansujące – oponuje Niemiec.

Prezes URE sprzeciwia się wyłączeniom polegającym na sprzedaży wewnątrzgrupowej z pominięciem giełdy. Na tym polu może się jeszcze rozegrać walka. – Jeśli wytwórca energii mógłby realizować transakcje ze spółką obrotu z tej samej grupy poza giełdą, to transparentność rynku mocno by spadła – argumentuje Bando.

Burzliwie nad ofertą

Sam przymus prawny do handlowania na giełdzie nie jest jednak wystarczającym bodźcem do poprawy płynności na giełdzie w sposób trwały, o ile TGE nie wyjdzie do rynku z propozycją nowej oferty – zgodzili się uczestnicy debaty. Historia pokazała, że zaraz po wygaśnięciu 100-proc. obligo z końcem 2016 r. dla PGE, cały następny rok upłynął na TGE pod hasłem spadających obrotów. Lider wytwarzania nie chciał zapewnić wystarczającej podaży energii na giełdzie, bo w dużej mierze przestawił się na handel bilateralny.

– Od kilku lat bezskutecznie pukamy do drzwi kolejnych prezesów towarowej giełdy w sprawie modyfikacji cennika, poziomu zabezpieczeń czy oferty dla animatorów. Poprzednie wysokie obligo uśpiło przedstawicieli TGE. Od roku konkretyzujemy nasze postulaty. Ale intensywność prowadzonych rozmów także zmalała, mam wrażenie, wtedy, kiedy pojawiła się propozycja 30-proc. obowiązku – stwierdza Kulesa.

Prezes TGE Piotr Zawistowski przypomina jednak, że giełda propozycję nowego cennika przedstawiła już w grudniu 2017 r. Zaproponowała stawki degresywne jako odpowiedź na postulat zawarty w raporcie TOE. – Okazało się jednak, że przedstawiciele rynku zmienili zdanie co do wprowadzenia degresywnego modelu opłat. Weszliśmy w ten sposób w dyskusję nie na temat poziomu opłat, ale samego modelu oferty – tłumaczy Zawistowski. – Trudno wymagać poparcia dla tego samego modelu przy zmienionej przez propozycję wysokiego obligo koncepcji rynku. Z drugiej strony nasze propozycje stawek dla wariantu degresywnego nie spotkały się z akceptacją TGE – wyjaśnia Kulesa.

Zawistowski przyznał, że rozmowy z rynkiem były prowadzone do czerwca i zmniejszyły intensywność w okresie urlopowym. Obiecał powrót do rozmów jesienią oraz prace nad reformą cennika do końca roku, która i tak musiałaby nastąpić w związku ze zmianą struktury rynków prowadzonych przez TGE. Handel na rynkach terminowych zostanie przeniesiony na zorganizowaną platformę obrotu (tzw. OTF).

Taka formuła została wybrana przez uczestników polskiego rynku w związku z implementacją dyrektywy MiFID II. Nowa oferta ma uwzględnić postulaty rynku, ale na razie – jak przyznaje szef TGE – trudno powiedzieć, w jakim stopniu giełda będzie mogła dostosować poziom opłat do jego oczekiwań. Nowe regulaminy wraz z cennikami będą w pierwszej kolejności konsultowane z KNF.

– W zakresie sprzedaży energii z fizyczną dostawą TGE jest dziś najtańszą giełdą w Europie – twierdzi Zawistowski. I podaje, że suma opłat transakcyjnych za 1 MWh, kosztującą dziś ok. 290 zł, nie przekracza 10 groszy.

Dziś dla rynku ważniejszą kwestią niż wysokość stawek w cenniku jest jednak poziom zabezpieczeń w izbie rozliczeniowej giełdy (IRGiT). Ich poziom rośnie z uwagi na wzrastające ceny energii. – Koszty transakcyjne są symboliczne w stosunku do wysokości obrotów, ale bolesne są depozyty. Pytanie, w którym momencie tych środków zacznie brakować nawet w dużych grupach. To ciągle tylko teoretyczne zagrożenie, ale należy brać je pod uwagę – wskazuje Borowiec z PGE.

W ostatnim czasie kilka mniejszych firm obrotu nie wytrzymało presji rosnących cen. Kupowały energię na rynku spot, nie zabezpieczając jej sprzedaży klientom w kontraktach.

Giełda wydaje się być otwarta na szukanie narzędzi zapobiegających wzrostowi depozytów w sytuacjach chwilowych wahań cen wynikających z pewnych zachowań uczestników rynku. Nie chce jednak brać na siebie wszystkich ryzyk związanych z obrotem.

Oczekiwania uczestników rynku w zakresie stworzenia modelu animacji z prawdziwego zdarzenia są duże. A potrzeby też niemałe. Bo mimo zauważalnej poprawy płynności, nadal na niektórych kontraktach nie ma obrotów lub jest on niewielki. To zaś wpływa na indeksy, których wyceny nie są miarodajne.

– Animacja, zwłaszcza ta związana z produktami o niskiej płynności, wiąże się z ryzykiem. Jest usługą, za którą giełda powinna płacić. Tak funkcjonują animatorzy w innych krajach – wskazuje Borowiec z PGE.

To nowość, bo do tej pory postulowano raczej obniżenie (nawet do zera) stawek transakcyjnych dla podmiotów zapewniających obrót, a nie dodatkowe profity dla najbardziej aktywnych. Podwyższenie obliga może przynieść wzrost obrotów, a co za tym idzie przychodów giełdy. Zawistowski przestrzega jednak przed dzieleniem skóry na niedźwiedziu. Zwłaszcza że nie wiadomo, jak ewentualne dodatkowe wyłączenia w ustawie wpłyną na realną wysokość realizowanego obligo. Zapewnia też, że nawet wzrost z 30 do 100 proc. nie przełoży się wprost proporcjonalnie na zwiększenie obrotów. – Giełda sama płynności nie zapewni. Zależy ona od zachowań uczestników rynku.

Należy pamiętać, że wszystkie transakcje zawierane na giełdzie są w pełni bezpieczne. Wprawdzie depozyty obciążają handlujących, ale z drugiej strony gwarantują wykonanie transakcji. Gdyby nie depozyty, problemy jednych uczestników rynku (np. brak realizacji dostaw lub brak płatności za dostarczoną energię) byłyby przenoszone na pozostałych – stwierdza Zawistowski.

Zdaniem przedstawiciela Tauronu koszty funkcjonowania na giełdzie dla dużych graczy giełdowych są niewspółmiernie niskie w porównaniu z profitami. Płynny rynek daje bowiem stabilne i miarodajne indeksy cenowe dla energii dostarczanej w każdej godzinie.

– Na tym można budować różnego rodzaju produkty i ich pochodne w długiej perspektywie – argumentuje Niemiec. Podkreśla jednak, że konstrukcja nowego cennika musi umożliwiać działanie na TGE także małym firmom obrotu, które też przyczyniają się do poprawy płynności. – Nie chciałbym, by uczestnikami rynku za kilka miesięcy były tylko duże grupy należące do jednego właściciela. To by oznaczało, że straciliśmy coś, co budowaliśmy przez ostatnich 20 lat. A dziś mamy do czynienia z sytuacją, gdy zarówno po stronie wytwarzania, jak i obrotu ubywa uczestników giełdy. To niebezpieczne. W ten sposób nie zbudujemy transparentnego rynku – przestrzega Bando.

Konkurencja na spot

Teoretycznie większą konkurencję, ale tylko w zakresie części rynku spot, mogą wymusić giełdy zagraniczne planujące wejście do Polski. Zarówno niemiecki EPEX Spot, jak i skandynawski Nord Pool mają w Polsce obok TGE status Nominowanego Operatora Rynku Energii (NEMO). Na razie nie wiadomo, kiedy zaczną operacyjne działanie.

– Ich przedstawiciele już przyjeżdżają na nasze konferencje, a nasi traderzy handlują na tamtejszych giełdach. Ale cały czas czekamy na ofertę – mówi Kulesa. Jego zdaniem obawy TGE co do stosowania dumpingowych stawek na naszym rynku przez jej przyszłych konkurentów są uzasadnione. Nie zdziwi mnie więc, gdy któryś z uczestników rynku przeniesie się na inną platformę. – Z drugiej strony nie zapewni ona pewnej oferowanej przez TGE kompleksowości – zauważa Kulesa.

TGE postuluje, by dla wszystkich NEMO wprowadzić jednolite zasady funkcjonowania. To ważne, bo część finansowania platform będzie pochodziła ze środków regulatora. Tworzenie tzw. modelu multi-NEMO przesuwa się jednak z końcówki tego roku na 2019 r.

– W normalnych warunkach, otwartego rynku, pojawienie się innych platform wymusiłoby konkurencję. Jednak wymiana energii jest ograniczona. Jesteśmy rynkiem zamkniętym, co jeszcze długo się nie zmieni – dodaje Bando, zwracając uwagę na długotrwałe inwestycje w nowe łączniki transgraniczne.

Zdaniem Kalisia, jesteśmy skazani na naszych wytwórców. Realną konkurencją dla nich byłaby możliwość kupienia kontraktu na przyszły rok od producenta, np. z Niemiec, przez taką firmę jak ZGH Bolesław. Nie jest to jednak możliwe. Głównie z uwagi na zbyt małe moce przesyłowe na granicach.

– Żeby import miał rzeczywisty wpływ na wycenę energii w kraju, moce linii transgranicznych musiałyby być równe 10 proc. zapotrzebowania – wskazuje Kaliś.

Choć większość uczestników debaty nie przeceniała wpływu NEMO na cenę energii, to na istotny szczegół zwrócił uwagę Tauron. – Nawet jeśli kupujemy kontrakty długoterminowe, to i tak bierzemy pod uwagę warunki handlowe w momencie wykonywania dostawy. Gdyby zaś moce transgraniczne miałyby istotne znaczenie na rynku spot, to napływ zewnętrznej energii stabilizowałby także ceny na rynku terminowym – argumentuje Niemiec.