Rząd planuje przywrócenie dla wytwórców energii elektrycznej obowiązku sprzedaży energii na giełdzie. Obligo projektowane jest na poziomie 55 proc. produkcji, z wyłączeniami. Opiniami na temat skutków wprowadzenia tego rozwiązania z WNP podzielili się: Towarowa Giełda Energii, dr hab. Mariusz Swora, były prezes URE, Zbigniew Kinal, prezes spółki Ozeos, pomagającej w zakupach i sprzedaży energii z OZE. Opinię przedstawił także Maciej Górski, wiceprezes PGE.
Rząd planuje przywrócenie dla wytwórców energii elektrycznej obowiązku sprzedaży energii elektrycznej na giełdzie (tzw. obligo giełdowe na prąd), który został zlikwidowany pod koniec 2022 roku.
Zanim to się stało, przetrwał wiele lat. Obowiązek sprzedaży energii elektrycznej na giełdzie objął bowiem wytwórców energii w 2010 roku. Został wtedy ustalony na poziomie co najmniej 15 proc. produkcji, z wyłączeniami.
Dodatkowo firmy, które korzystały z pomocy publicznej za przedterminowe rozwiązanie umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (tzw. KDT-ów), zostały wtedy zobowiązane do sprzedaży energii nieobjętej obligiem w sposób zapewniający równy dostęp do tej energii, w tym na giełdzie.
– Obligo giełdowe zostało wprowadzone w 2010 roku z kilku powodów. Po pierwsze miało zapewnić prawidłowe rozliczenie rekompensat z tytułu rozwiązania KDT-ów, do czego regulator potrzebował wiarygodnej ceny energii z rynku konkurencyjnego. Po drugie chodziło o zwiększenie dostępności energii na rynku zamkniętym poprzez grupy energetyczne posiadające aktywa wytwórcze. Po trzecie chodziło o większą transparentność i uzyskanie wiarygodnego indeksu cenowego – mówi dr hab. Mariusz Swora, który w 2010 był prezesem Urzędu Regulacji Energetyki.
Resort energii zaproponował przywrócenie dla wytwórców obowiązkowej sprzedaży części produkcji energii na giełdzie
Mariusz Swora dodaje, że wówczas nie zakładano, że obligo przyniesie automatycznie obniżenie cen energii. Podkreśla, że chodziło o konkurencję, zwiększenie płynności i transparentności rynku i ocenia, że koncepcja była wtedy spójna, a dodatkowo wpisywała się w tendencje wyznaczone przez świeżo uchwalony, trzeci pakiet liberalizacyjny Unii Europejskiej.
– Z punktu widzenia prawnego to był innowacyjny instrument, środek o charakterze behawioralnym, który miał zapewnić określone zachowania przedsiębiorstw, ze względu na zakładane skutki rynkowe. Jego wprowadzenie było w perspektywie dobrze oceniane, m.in. przez odbiorców przemysłowych, co oznacza, że udało się wprowadzić do funkcjonowania rynku pewien element równowagi – komentuje Mariusz Swora.
Później obligo giełdowe na prąd zostało podniesione do 30 proc., przy okazji uchwalania ustawy o rynku mocy w 2017 roku, a od stycznia 2019 ten obowiązek został podniesiony do 100 proc. (za każdy razem z wyłączeniami różnych strumieni energii spod obliga).
Teraz, jak wynika z założeń projektu ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne (UD284) opublikowanych w Wykazie prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów, nowy resort energii zaproponował przywrócenie dla elektrowni obowiązkowej sprzedaży 55 proc. wyprodukowanej energii poprzez Towarową Giełdę Energii (TGE) lub platformy prowadzone przez nominowanych operatorów rynku energii (NEMO), czyli także przez inne giełdy.
W Polsce status NEMO (ang. nominated electricity market operator) oprócz TGE mają też EPEX Spot i Nord Pool EMCO.
W opisie projektu resort energii podał, że w następstwie całkowitego zniesienia obliga giełdowego zaobserwowano spadek obrotów giełdowych prądem, a wiele podmiotów zaczęło zgłaszać trudności dotyczące możliwości zawarcia umowy zakupu energii elektrycznej oraz uwagi o kształtowaniu cen, „które stały się podatne na działania spekulacyjne”.
– W 2023 r., przy braku obliga giełdowego, najwięksi wytwórcy oraz spółki obrotu energią ponad 70 proc. swojej sprzedaży i planowanego zakupu energii elektrycznej zakontraktowały pomiędzy sobą w kontraktach dwustronnych w ramach własnych grup kapitałowych, ograniczając dostęp do powyższej energii klientom zewnętrznym, co poskutkowało brakiem konkurencji na rynku hurtowym – stwierdził resort energii.
Podano, że wprowadzenie obliga giełdowego na prąd na poziomie 55 proc. produkcji, też jak kiedyś z różnymi wyłączeniami, „ma na celu poprawę płynności i transparentności rynku do czasu stabilizacji rynku hurtowego energii elektrycznej oraz zapewnienie dostępności energii na rynku hurtowym niezależnie od siły rynkowej poszczególnych podmiotów”.
Co się może stać po wprowadzeniu obliga giełdowego na prąd w tej wstępnie zaproponowanej formule i czy to ma w ogóle jeszcze sens, zważywszy że na skutek rozwoju OZE – jak wynika z raportów URE – koncentracja rynku wytwarzania energii w Polsce ostatnio malała?
Wprowadzenie 55-proc. obliga na prąd przy proponowanych wyłączeniach „nie pozwoli na osiągnięcie w pełni zakładanych przez ME efektów”
Towarowa Giełda Energii ocenia, że przywrócenie obliga „zwiększy podaż energii elektrycznej na giełdzie, płynność rynku i naturalną konkurencję cenową pomiędzy sprzedawcami, aby oferowana cena była bardziej atrakcyjna dla krajowych odbiorców”.
– Jest to tym bardziej istotne, że notowania giełdowe wyznaczają ceny referencyjne także dla kontraktów bilateralnych, zawieranych m.in. przez sektor przemysłowy – przekazała nam TGE.
TGE komentuje, że przy obecnych poziomach obrotu energią elektryczną na rynku giełdowym spółki obrotu spoza grup energetycznych nie są w stanie uczestniczyć w przetargach, zwłaszcza na duże wolumeny, gdyż nie mają ich skąd pozyskać.
– Dostęp do płynnego rynku giełdowego zwiększy liczbę podmiotów oferujących sprzedaż energii elektrycznej na rynku detalicznym i w konsekwencji konkurencję między nimi, przyczyniając się do obniżenia cen dla odbiorców – komentuje TGE.
TGE stwierdziła, że „dostrzega zasadność projektowanych zmian przez Ministerstwo Energii”, ale zarazem oceniła, iż biorąc pod uwagę wyłączenia z obowiązku obliga oraz malejący wolumen produkcji konwencjonalnej w elektrowniach zawodowych, zaproponowany 55-proc. poziom obliga wydaje się być niewystarczający.
– Przy teoretycznie 100-procentowym poziomie obliga w latach 2019-2022 faktycznie mieściło się ono wówczas w przedziale ok. 36-51 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej brutto. Według szacunków TGE, przy proponowanych wyłączeniach, przyszły poziom obliga będzie poniżej dolnej granicy tego przedziału i nie pozwoli na osiągnięcie w pełni zakładanych przez ME efektów – ocenia TGE.
Zbigniew Kinal, Ozeos: Aby realnie odbudować rynek terminowy, obligo powinno sięgać bliżej 100 proc.
Zbigniew Kinal, prezes firmy Ozeos, tłumaczy w rozmowie z WNP, że zniesienie obliga giełdowego na prąd doprowadziło do koncentracji kontraktów w rękach pionowo zintegrowanych grup energetycznych, głównie z udziałem Skarbu Państwa.
– Znaczna część energii zaczęła omijać giełdę, a rynek terminowy mocno się skurczył – komentuje Zbigniew Kinal.
Ozeos prowadzi kontraktację energii dla swoich klientów i jak mówi Zbigniew Kinal, często w tych procesach zbiera oferty cenowe od kilkunastu spółek obrotu.
– Zauważamy, że w kontraktach terminowych najczęściej najniższe ceny oferują koncerny energetyczne, które mają dostęp do swojej energii, z wytwarzania znajdującego się w grupie kapitałowej. Pozostałe spółki są mniej konkurencyjne w produktach ze stałą ceną typu fix; swojej przewagi rynkowej szukają w innych produktach, typu spot, transze, cPPA – podkreśla Zbigniew Kinal.
Ocenia, że bolączką dzisiejszej giełdy jest mała dostępność produktów pasmowych na rynku terminowym, typu BASE-Y, nie mówiąc już o produktach peakowych PEAK-Y. Ocenia, że po przywróceniu obliga nastąpi poprawa płynności obrotów na takich produktach.
– Dzisiaj występują sytuacje, że zlecenia zakupu nie mogą być zrealizowane ze względu na brak lub bardzo małą płynność na ww. produktach pasmowych i peakowych – wyjaśnia Zbigniew Kinal.
Dodaje, że mniejsze spółki obrotu zyskają na wprowadzeniu obliga, gdyż będą miały dostęp do tych samych cen zakupu, co duże spółki obrotu, a to poprawi konkurencyjność cenową w sprzedaży energii do klientów końcowych.
– Choć sam kierunek zmian oceniam pozytywnie, to wiem, że 55-proc. poziom obliga będzie niewystarczający. Aby realnie odbudować rynek terminowy, obligo powinno sięgać bliżej 100 proc., oczywiście z rozsądnym katalogiem wyłączeń. Przy coraz większym udziale OZE w miksie energetycznym realne wykonanie obliga przy 55 proc. będzie zapewne oscylować w okolicach 30 proc. – ocenia Zbigniew Kinal.
Mariusz Swora, były prezes URE: Prawne instrumenty ingerencji w rynek zawsze powinny być dobierane po dokładnej analizie rynku i symulować skutki
Mariusz Swora mówi, że obecnie rynek energii elektrycznej jest zupełnie inny niż w 2010 roku, kiedy wchodziło w życie obligo giełdowe na prąd.
– Wytwórcy konwencjonalni nie mają już takiej siły rynkowej, jak kiedyś; raczej walczą o przetrwanie niż dysponują realną siłą rynkową. Oznacza to, że powinni mieć większą elastyczność w zakresie kształtowania swojej polityki cenowej i sposobów kontraktowania. Jest też REMIT, który pomimo ułomności w zakresie unormowania kar w Prawie energetycznym, działa i zapobiega nadużyciom rynkowym. Nie ma więc tak silnych podstaw, jak kiedyś, w zakresie promowania konkurencji na rynku i ograniczania siły rynkowej – uważa Mariusz Swora.
Wskazuje, że o ile pierwsze obligo wpisywało się w rynkowe tendencje, wyznaczone przez trzeci pakiet energetyczny UE, to teraz mamy unijny Electricity Market Design, niewdrożony jeszcze w Polsce, a „mocno usztywniający rynek, poprzez promocję kontraktów różnicowych i cPPA”.
– Pytanie, czy w takim środowisku rynkowym będzie jeszcze w przyszłości przestrzeń na obligo i ile OZE rzeczywiście trafi na parkiet, przy tak rozbudowanym katalogu proponowanych wyłączeń. Nie jestem też pewien, jak wytwórcy OZE zareagują na koszty zabezpieczeń realizacji transakcji giełdowych, co zawsze było komunikowane jako problem przez wytwórców konwencjonalnych -komentuje Mariusz Swora.
Ocenia, że jest wiele pytań, na które w rządowym przedłożeniu nie ma odpowiedzi.
– Po lekturze założeń nie wiem tak do końca, czemu tym razem obligo ma ostatecznie służyć. Prawne instrumenty ingerencji w rynek zawsze powinny być dobierane po dokładnej analizie rynku i symulować skutki; mam wrażenie, że tutaj tego zabrakło – mówi Mariusz Swora.
Jak uważa, „ostatecznie taka analiza skutków, dokonana przez URE, który ma pełen obraz tego, co się dzieje w transakcjach pozagiełdowych i wewnątrzgrupowych, będzie istotnym elementem, który może przesądzić o racjonalności ponownego wprowadzenia obliga„.
Maciej Górski, wiceprezes zarządu PGE ds. operacyjnych, pytany podczas konferencji o skutki wprowadzenia 55-proc. obliga na prąd według pomysłu resortu energii, ocenił, że nie powinno mieć to istotnego wpływu na ceny energii elektrycznej, wskazując, iż „to taka pierwsza nasza ocena”.
– To, że w przeszłości przywracanie czy zabieranie obliga miało charakter cenotwórczy, w naszej ocenie nie było związane wyłącznie z obligiem, ale z obligiem wraz z różnego rodzaju zdarzeniami towarzyszącymi. Dzisiaj nie wydaje nam się, żeby to miało jakiś bardzo istotny wpływ na to, jak będą kształtowały się ceny energii elektrycznej – komentował Maciej Górski.
Prezes URE w 2023 r. przeprowadził monitoring realizacji obowiązku obliga giełdowego na prąd w 2022 roku, w okresie od 1 stycznia 2022 r. do 5 grudnia 2022 r., który był ostatnią kontrolą obliga giełdowego po jego zniesieniu 6 grudnia 2022 r.
Regulator podał, że w okresie od 1 stycznia do 5 grudnia 2022 r., obowiązujące od 2019 roku 100-proc. obligo w rzeczywistości dotyczyło jedynie około 64,9 proc. energii elektrycznej wytworzonej przez przedsiębiorstwa objęte badaniem URE, co stanowiło około 47,6 proc. energii wyprodukowanej w kraju.
Źródło: wnp.pl
Dodaj komentarz