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.

25- lecie TGE uwiecznione na nowojorskiej giełdzie

Foto: TGE

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.

Poprawiła się także oferta handlowa…

Tak. Dzisiaj, w porównaniu do tego, gdzie byliśmy 25 lat temu, mamy 11 głównych produktów, w tym 9 rynków. Wówczas bazowaliśmy tylko na jednym. Prowadzimy po dwa rynki terminowe i spotowe energii elektrycznej oraz gazu, mamy rynek terminowy i spot dla praw majątkowych, a także rynek instrumentów finansowych CO2, oferujemy ponadto produkty na rynku rolnym. Dodatkowo, prowadzimy dwa rejestry: świadectw pochodzenia i gwarancji pochodzenia, na obu łącznie obsługujemy ponad 8000 klientów. To pokazuje, jak w tym czasie giełda, przy wsparciu i zaangażowaniu jej członków, rozwijała paletę produktową, wprowadzając do obrotu nowe rozwiązania i instrumenty, które nie tylko umożliwiały rozwój strategii handlowych uczestników rynku, ale również wspierały proces transformacji energetycznej. Wspominane 11 głównych produktów łącznie reprezentuje ponad 400 instrumentów, z czego 275 przypada na rynek dnia bieżącego. 25 lat temu, były to zaledwie 24 instrumenty. Stała produkcja energii i cena nie wymagały skomplikowanych rozwiązań. Zaistnienie zmiennego OZE i konieczność dostosowania sposobu kontraktacji profilu wytwarzania z nowych źródeł wytwórczych do profilu odbioru konsumentów wymusiły pojawianie się nowych narzędzi bilansowania pozycji na giełdzie, w dużej części związanej z pogodą. Zabezpieczenie kupna energii zależy od wytwarzania w oparciu o fotowoltaikę, wiatr, gaz czy węgiel. Oprócz tego obrót to już nie tylko sesja przez 3–4 godziny – obecnie zlecenia kupna i sprzedaży można składać przez 24 godziny na dobę, 365 dni w roku (przyp. red. na rynku dnia bieżącego).

Aby przekonać rynek do korzystania z giełdy, wprowadzono przed laty obligo giełdowe, a więc obowiązek sprzedaży części energii i gazu poprzez giełdę. Jednak w 2022 r. obligo na energię elektryczną zniesiono. Teraz rząd chce wrócić do obliga na energię i zwiększyć ten obowiązek na rynku gazu. Czy mechanizm wcześniej się sprawdził?

Ceny energii elektrycznej są kształtowane przede wszystkim przez czynniki fundamentalne, takie jak ceny uprawnień do emisji CO2, węgla czy gazu. Instytucja obliga oczywiście ma swój wpływ, przede wszystkim na zwiększanie podaży towaru, jakim jest energia czy gaz. To swoiste przekierowanie meczu między kupującym a sprzedającym na nasze „boisko”, gdzie obowiązują jasne, transparentne i niedyskryminacyjne zasady. Poza „boiskiem” TGE wspominane reguły często nie funkcjonują, a transakcje mogą być zawierane w sposób arbitralny, niejasny i w konsekwencji nie zawsze korzystny dla odbiorcy końcowego. Obowiązek sprzedaży energii poprzez giełdę ma zatem wiele zalet i korzyści dla samych uczestników rynku oraz odbiorców końcowych. W skrócie, to dostęp do odpowiedniego poziomu wolumenowego energii i gazu, większa płynność rynku, bardziej transparenty, wiarygodny indeks cenowy itd. Ale obligo ma też istotne znaczenie dla rynku detalicznego, ponieważ dzięki dostępności do energii i gazu podmioty nieposiadające własnych mocy wytwórczych lub posiadające niewystarczające ich ilości mogą zakupić np. energię na giełdzie, aby móc oferować ją na rynku detalicznym, tym samym zwiększając liczbę sprzedawców oraz konkurencję cenową pomiędzy nimi.

Co to oznacza, że na rynku jest płynność?

Posiadanie płynności oznacza, że na poszczególnych instrumentach jest dużo zleceń po obu stronach rynku i w konsekwencji – transakcji. To powoduje, że spready między zleceniami są coraz mniejsze, a ryzyka dla uczestników obrotu spadają. To z kolei przekłada się na niższe koszty i finalnie na cenę produktów. Wolumen transakcji zawieranych na giełdzie jest pochodną tego, jaki poziom produkcji energii elektrycznej zostanie przeniesiony na rynek giełdowy. Jeżeli na rynku jest dużo dostępnej energii czy też gazu i nie brakuje chętnych na ich zakup, wtedy tworzą się idealne warunki do budowania płynności i konkurencji.

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.

Takim prawdziwym testem dla TGE był kryzys energetyczny trzy lata temu, zarówno w kontekście technicznym zarządzania procesem, jak i wiary uczestników rynku, że podołacie, chociażby właśnie w kontekście zabezpieczeń transakcji…

Pierwsze doświadczenia zbieraliśmy przy kryzysie cenowym w roku 2018. Wtedy, na skutek dynamicznych zmian cen na rynku terminowym, zdecydowaliśmy się, po konsultacjach z uczestnikami rynku oraz Komisją Nadzoru Finansowego, wprowadzić widełki statyczne i dynamiczne, aby wyhamować dzienną fluktuację cen. W drugim i postępującym po nim trzecim kryzysie cenowym oraz surowcowym, wynikającymi odpowiednio z pandemii oraz inwazji Rosji na Ukrainę, jako organizator obrotu byliśmy już lepiej przygotowani. Pod względem operacyjnym tzw. PUCD (Plan Utrzymania Ciągłości Działania) standardowo zakładał, w sytuacji braku możliwości prowadzenia notowań z ośrodka podstawowego, czyli siedziby spółki w Centrum Giełdowym, przeniesienie nadzoru nad sesją do ośrodka zapasowego zlokalizowanego w innym miejscu. Pandemia COVID zmusiła nas do szukania rozwiązań umożliwiających prowadzenie sesji i rozliczeń również z domu. Coś, co było kiedyś nie do wyobrażenia pod względem chociażby bezpieczeństwa, stało się dla nas w tamtym czasie codziennością. W efekcie, mimo różnego poziomu zachorowań społeczeństwa, w tym także pracowników giełdy i izby rozliczeniowej, udało się uniknąć zawieszenia obrotu, tym samym zapewniając firmom energetycznym stały dostępu do rynku, co na pewno wzmocniło wiarę uczestników w instytucje giełdy i izby rozliczeniowej. Test został również zdany w obszarze bezpieczeństwa rozliczeń. Nie da się ukryć, że przy rozchwianym rynku energii i gazu ceny zmieniały się istotnie w trakcie sesji oraz pomiędzy nimi. Negatywną konsekwencją tego zjawiska była konieczność wnoszenia przez uczestników rynku do IRGiT (Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych), która rozlicza i zabezpiecza wszystkie transakcje dokonywane na TGE, wyższych poziomów depozytów. Nawet największe grupy miały w pewnym momencie problemy z „nadążaniem” z uzupełnianiem depozytów w izbie. Dlatego też, aby zapewnić bezpieczeństwo obrotu i rozliczeń, a także uchronić rynek przed falą niewypłacalności, razem z Ministerstwem Klimatu i Środowiska, Ministerstwem Aktywów Państwowych, Ministerstwem Finansów, KNF i stowarzyszeniami branżowymi, takimi jak TGPE czy TOE, podjęliśmy działania w celu zaproponowaniem rozwiązań, które pomogłyby firmom energetycznym obniżyć poziom wymaganych zabezpieczeń i wywiązywać się z zobowiązań wobec izby. Bardzo udanym ruchem okazało się wdrożenie odwrotnego obciążenia na energię elektryczną i gaz, które obniżyły poziom zabezpieczeń o ok. 19 proc., czyli w tamtym czasie o ok. 2 mld zł. Inne działania w oparciu o zmiany ustawowe pozwoliły spółkom energetycznym objętym m.in. obowiązkiem sprzedaży energii i gazu na giełdzie do wnoszenia zabezpieczeń niepieniężnych w formie poddania się pod egzekucję. W rezultacie te wymienione i inne mniejsze działania podejmowane przez nas oraz naszych partnerów pozwoliły uchronić i utrzymać dobrze funkcjonujący rynek giełdowy jako istotny element bezpieczeństwa energetycznego kraju.

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.

TGE miała stworzyć hub gazowy na Bałtyku dzięki terminalowi LNG i Baltic Pipe. Udało się?

Co do zasady, hub gazowy składa się z dwóch komponentów. Pierwszym jest infrastruktura fizyczna, a więc gazociągi, terminale, interkonektory, magazyny niezbędne do przesyłu itp. Tu z wielką przyjemnością chciałbym pogratulować poprzedniej i obecnej administracji państwowej za zrealizowanie niezbędnych inwestycji. Aby jednak hub zaczął działać w pełnej krasie, potrzebujemy miejsca tworzenia się wiarygodnej ceny referencyjnej dla importowanego gazu LNG, budowanego na silnej w regionie giełdzie. Same transakcje bilateralne, choć skutecznie wykorzystujące zbudowaną infrastrukturę przesyłową pomiędzy Polską a sąsiadującymi krajami, mogą tylko w pewnej części stanowić realizację tzw. hubu gazowego. Dlatego teraz przyszedł czas na wykorzystanie zebranego przez 25 lat doświadczenia w tworzeniu i organizacji obrotu, aby jako największa giełda gazu w naszym regionie zbudować rynek konkurencyjny, który będzie służył nie tylko potrzebom lokalnym, ale także umożliwi zakup i przesył surowca do naszych sąsiadów. Z tym, że słowa klucze do budowania regionalnego hubu to „konkurencja wśród importerów”, która dzisiaj nie ma odpowiednich warunków do powstania ze względu na niedostosowane do aktualnych potrzeb zasady obowiązkowego magazynowania gazu w Polsce.

Jakie są najważniejsze zadania dla TGE w najbliższych latach?

Przede wszystkim ciągłe rozwijanie oferty produktowej, dostosowanej do zmieniających się potrzeb sektora elektroenergetycznego i gazowego. Ponadto, budowanie płynności rynków terminowych częściowo poprzez mechanizmy wyrównywania szans czy zwiększania podaży energii i gazu (obligo giełdowe) oraz programy poprawy płynności (animator rynku, liquiditi provider). Chcemy uzupełniać naszą ofertę o giełdowy rynek elastyczności, który w naszym przekonaniu będzie stanowić przyszłość rynku energii elektrycznej, oraz m.in. o produkty finansowe, które pozwolą zabezpieczać uczestnikom obrotu ceny energii i gazu bez konieczności ich fizycznej dostawy. Bardzo ważne jest dla nas również wykorzystanie szans w regionie dzięki inwestycjom w infrastrukturę gazową i zbudowanie w oparciu o nią hubu gazowego, którego celem będzie zwiększenie konkurencji na rynku i dążenie do obniżania cen.

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.