Prezes TGE: Zmiany na rynku energii i gazu – jak to widzi polska giełda?

Po 25 latach działalności stoimy przed nowymi wyzwaniami, które wyznacza transformacja energetyczna. Bez zwiększenia płynności na giełdzie sprostanie im może być trudne – mówi Piotr Listwoń, prezes Towarowej Giełdy Energii.

TGE obchodziła w tym roku jubileusz 25-lecia. Jak wyglądał handel energią elektryczną i gazem na początku działalności, a jak teraz?

Było na pewno łatwiej, niewiele się działo, a praca była spokojna, wręcz monotonna (śmiech). Wystarczy spojrzeć na archiwalne indeksy. Wiemy, że cena energii elektrycznej jest pochodną miksu energetycznego. Wówczas bazowaliśmy praktycznie tylko na węglu: kamiennym i brunatnym. Produkcja energii z tego paliwa była ciągła, a to przekładało się na jedną, stałą i stabilną cenę. Jednocześnie konkurencji – jak łatwo się domyślić – wiele nie było. Cena za 1 MWh wynosiła 88 zł przez cały dzień.

Giełda miała cokolwiek do powiedzenia na rynku?

Rola giełdy była wtedy marginalna, dlatego aby mieć liczący się głos, rozwijaliśmy TGE przez ostatnie 25 lat. Wówczas jedynym rynkiem, który prowadziliśmy, był rynek dnia następnego, a udział giełdy był znikomy i wynosił poniżej 1 proc.

A dzisiaj? Spokojnego handlu już chyba nie ma i raczej nie będzie…

Oczywiście, cały proces przebiegu sesji jest przez nas nadzorowany i tym samym bezpieczny. Niemniej jednak obecnie ceny energii są bardzo zmienne. Niekiedy na rynku dnia następnego w ciągu dnia mamy cenę poniżej 0 zł za MWh, aby wieczorem zbliżała się nawet do 1000 zł. Ceny są dzisiaj pochodną naszego miksu energetycznego, gdzie niemal 30 proc. to OZE, a udział węgla z blisko 100 spadł poniżej 60 proc. Do tego dochodzi rynek międzynarodowy. Oznacza to, że sytuacja u naszych sąsiadów także wpływa na podaż i popyt, a w konsekwencji na cenę, którą widzimy na wykresach.

Udział giełdy w handlu 25 lat temu wynosił mniej niż 1 proc., a dzisiaj?

Udział obrotów w rynku energii elektrycznej TGE do konsumpcji netto w 2024 r. wyniósł ok. 85 proc., z czego na rynek dnia następnego i bieżącego przypadało 32 proc. (w 2022 r. było to około 21 proc.), a na terminowy – 53 proc. Wraz z rozwojem OZE widać wyraźnie rosnące znaczenie rynku spot (rynki dnia następnego i bieżącego). W tym roku spodziewamy się, że udział obrotów energią elektryczną na rynku spot TGE w zużyciu netto będzie na poziomie zbliżonym do zeszłorocznego (około 30 proc.), co potwierdza zwiększone znaczenie tego segmentu wobec zmian w miksie energetycznym kraju.

Powiedział Pan, że udział TGE w handlu energią wyniósł w 2024 r. 85 proc. i to mimo braku obliga. Po co więc wracać do tego mechanizmu?

Po pierwsze, realny udział obliga – jak wynika z danych URE – wynosił przy pseudo-100-procentowym obowiązku ok. 36–51 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej brutto. Po drugie, obligo ma znaczenie głównie dla rynku terminowego, a więc w dostawach energii na rok kolejny czy dwa lata do przodu. Bez obliga, jak uczy nas historia, udział rynku terminowego istotnie spada, ponieważ sprzedawcy kontraktują produkowaną energię elektryczną przede wszystkim ze spółkami w ramach grupy kapitałowej, w której skład wchodzą. To istotnie ogranicza dostępny wolumen energii na giełdzie, konkurencyjność na obu rynkach (hurtowym oraz detalicznym) i transparentność kształtowania się ceny.

Mimo to udało się wam w 2024 r. wygenerować 53 proc. udziału w handlu kontraktami terminowymi…

Oczywiście, duże grupy energetyczne nadal są obecne na rynku i handlują, tylko w mniejszym stopniu. Wspomniany wcześniej udział 85 proc., w tym 53 proc. na rynku terminowym, na pozór wydaje się znaczny, jednak z perspektywy płynności to bardzo niski wynik. Dlaczego? Aby wytłumaczyć to zjawisko, posłużę się pojęciem churn ratio, czyli współczynnikiem wielkości obrotów na giełdzie do konsumpcji energii elektrycznej netto w danym roku. W krajach Europy Zachodniej, gdzie handluje się energią elektryczną głównie w oparciu o instrumenty finansowe, współczynnik ten wynosi średnio powyżej 1, a na rynku niemieckim nawet powyżej 12. Oznacza to, że wolumeny kontraktowane na giełdzie 12-krotnie przewyższały konsumpcję energii w Niemczech w danym roku. Dla przypomnienia, w Polsce w 2024 r. bez obliga było to 0,85. W 2020 r., kiedy obowiązek wynosił jeszcze 100 proc. z szeregiem wyłączeń, ale jednocześnie przy bardzo dużej zmienności cen wynikającej z pandemii COVID, na TGE notowaliśmy rekordy obrotów zarówno na rynku terminowym, jak i spot, łącznie osiągając poziom 243 TWh, co oznaczało udział obrotów giełdowych w konsumpcji na poziomie 157 proc. i churn ratio 1,57. Im współczynnik wyższy, tym rynek jest głębszy, bardziej płynny, a energia elektryczna wielokrotnie obracana, co stwarza idealne warunki do zwiększania konkurencji, zmniejszania spreadów cenowych, ryzyk rynkowych i finalnie cen energii dla odbiorców.

Czy da się zatem jednoznacznie ocenić, czy obligo wpływa na spadek cen energii?

Jest zbyt dużo fundamentalnych czynników o bezpośrednim, istotnym wpływie na cenę energii, aby jednoznacznie potwierdzić takie oddziaływanie obliga. W mojej ocenie ma ono doraźnie mniejszy wpływ na cenę energii elektrycznej, jednakże pozytywne skutki, jakie to obligo przynosi, już się na te niższe ceny wyraźnie przekładają.

Czy przez 25 lat udało się osiągnąć transparentność transakcji giełdowych?

Zdecydowanie tak. To TGE, wykorzystując standardy światowe, tworzy warunki i zasady handlu na giełdzie, dzięki którym obrót jest prowadzony w sposób transparentny oraz niedyskryminacyjny. Wdrożyliśmy regulacje, które umożliwiają równy dostęp do energii i gazu, niezależnie od wielkości podmiotu czy grupy stojącej za przedsiębiorstwem energetycznym. Także pod względem transparentności mamy na pewno bardzo wysokie standardy, które wspierają każdego, kto chciałby na tym rynku profesjonalnie zafunkcjonować. Potwierdza to m.in. wdrożony w 2022 r. Kodeks Dobrych Praktyk Członków Towarowej Giełdy Energii w zakresie zapobiegania wystąpieniu nadużyć rynkowych oraz zachowania integralności i transparentności obrotu. Możemy się też pochwalić otrzymanym w tym roku certyfikatem REMIT Compliance, poświadczającym najwyższą staranność działania TGE w zgodzie z wymogami rozporządzenia REMIT.

Bez obliga może być dalej ciężko…

Co do zasady, sama giełda jest emanacją wolnego rynku i wolałbym, aby nie było potrzeby nikogo do transparentnego obrotu przekonywać czy zmuszać. Niestety, struktura oraz dysproporcja udziału w wytwarzaniu energii i gazu powodują, że niektórym grupom może być bardziej na rękę prowadzenie działalności na rynku niekonkurencyjnym niż konkurencyjnym. Jeżeli zależy nam na konkurencji hurtowej czy detalicznej, to dopóki wspomniana dysproporcja będzie się utrzymywała lub będzie miała znaczenie, dopóty ważne jest, aby energia i gaz w jak największym stopniu trafiały na rynek giełdowy.

Podaż gazu i energii zwiększy się na bazie proponowanych właśnie przez Ministerstwo Energii nowych limitów obliga dla energii elektrycznej (80 proc.) i gazu ziemnego (85 proc.)?

Mam taką nadzieję i jednocześnie doceniam podejmowane przez ministerstwo działania w tym zakresie. Każdy tego typu impuls jest pozytywnym sygnałem do tego, aby budować wiarygodny indeks cenowy i handel oparty przede wszystkim na rynku konkurencyjnym. Myślę, że obecnie proponowany poziom obowiązku dla energii elektrycznej, w porównaniu do poprzedniej wersji na poziomie 55 proc., powinien być adekwatny, aby zapewnić wystarczającą ilość energii do wypełnienia zapotrzebowania przemysłu energochłonnego czy zabezpieczenia dostawy oraz ceny w kontraktacji na rok i dwa lata do przodu. Aby efekt samego obliga był widoczny relatywnie szybko, ważne jest, by legislacja dotycząca wspominanego obowiązku ruszyła niezwłocznie oraz aby obligo objęło swoim mechanizmem transakcje wewnątrzgrupowe.

To znaczy?

Ważne jest, aby transakcje pozagiełdowe, wewnątrzgrupowe (gdzie spółka odpowiedzialna za wytwarzanie sprzedaje energię innej spółce obrotu w ramach tej samej grupy) zostały objęte wspomnianym wymogiem przy wejściu ustawy w życie. Celem tego działania jest to, aby możliwie największa część energii elektrycznej produkowanej w Polsce ze źródeł konwencjonalnych, czyli z węgla i gazu, trafiła do obrotu giełdowego i stała się dostępna dla większej liczby uczestników, którzy w konsekwencji są w stanie, tak jak wcześniej wspomniałem, ofertować energię na rynku detalicznym. Jeżeli transakcje wewnątrzgrupowe nie zostaną objęte tym obowiązkiem, efekt obliga giełdowego zobaczymy dopiero za dwa–trzy lata.

A w przypadku gazu ziemnego?

Podobny mechanizm dotyczy gazu ziemnego. Natomiast aby osiągnąć oczekiwany efekt w postaci większej konkurencji na rynku gazu w Polsce, należy podjąć zdecydowanie bardziej kompleksowe działania w postaci połączenia zwiększonego obowiązku sprzedaży importowanego do naszego kraju surowca przez giełdę oraz zliberalizować zapisy dotyczące ustawy o zapasach. Z tym że w jej nowej wersji sugerowałbym, aby koszty związane z obowiązkiem magazynowania gazu przez RARS były pokrywane przez podmioty importujące błękitne paliwo, a nie przez jego polskich odbiorców.

Dlaczego to takie ważne?

Dlatego że rośnie znaczenie gazu dla elektroenergetyki, a przede wszystkim potrzeba jego łatwej i szybkiej dostępności. W kontekście zmieniającego się miksu energetycznego i zwiększania produkcji z tańszych, choć bardziej wrażliwych na warunki pogodowe źródeł wytwórczych pojawia się konieczność bilansowania niedoboru produkcji z OZE w godzinach, kiedy nie świeci słońce albo nie wieje wiatr, a jednocześnie rośnie zapotrzebowanie na energię, czyli na przykład wieczorem. Wtedy z pomocą mogą przyjść nowe jednostki gazowe, dodatkowo wspierane magazynami energii, które pod względem technologicznym są elastyczne w dostarczeniu mocy. Ponieważ jednak trudno precyzyjnie określić, w jakich godzinach pojawią się niekorzystne warunki pogodowe do uruchomienia jednostek gazowych, giełdowy rynek tego paliwa, z odpowiednio wysoką płynnością, powinien być dostępny w szerokim zakresie czasowym, aby umożliwić uczestnikom odpowiednio zakup gazu wtedy, kiedy jest potrzebny, lub odsprzedaż, kiedy okazuje się, że uczestnicy mają go za dużo. Ze względu na to, że elektroenergetyka zaczyna mocno wspierać się produkcją z gazu, to jego cena nabiera znaczenia. Dlatego też potrzebna jest konkurencja na rynku, aby nie tylko oferować dostęp do błękitnego paliwa, ale jednocześnie – pod presją konkurencji – obniżać jego cenę.

Ale zawsze można kupić gaz poza giełdą?

I tu pojawia się problem, ponieważ – z tego, co wiem – w kontraktach bilateralnych poza giełdą nadal najczęściej obowiązuje zasada take-or-pay (ang. bierz albo płać), która oznacza, że spółki muszą zamówić i zapłacić za gaz, niezależnie od tego, czy będą go potrzebować w danej chwili, czy też nie. Takie formy kontraktów nie gwarantują potrzebnej elastyczności przy zwiększającej się roli gazu i potrzebach nowoczesnego rynku elektroenergetycznego.

Prezes Towarowej Giełdy Energii

Piotr Listwoń

Z Grupą Kapitałową TGE związany jest od roku 2008. Uczestniczył w uruchamianiu działalności operacyjnej Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych, kierował wdrożeniem zaawansowanego systemu płatności w IRGiT. W latach 2013–2018 był dyrektorem Działu Rozliczeń i Rozrachunku oraz dyrektorem rozwoju współpracy międzynarodowej IRGiT.W roku 2018 został wiceprezesem zarządu Towarowej Giełdy Energii do spraw operacyjnych.W styczniu 2021 r. dołączył do zarządu międzynarodowego stowarzyszenia giełd energii Association of Power Exchanges.W roku 2023, równolegle do pełnienia funkcji wiceprezesa zarządu TGE, objął stanowisko wiceprezesa zarządu IRGiT.Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Towarowej Giełdy Energii, po przeprowadzeniu konkursu, powierzyło mu stanowisko prezesa zarządu 6 maja 2024 roku. Objął je wraz z początkiem nowej kadencji zarządu - 29 czerwca 2024 roku.