Prezes TGE: Zmiany w energetyce sprzyjają kontraktom na rynku SPOT

Materiał sponsorowany

Piotr Listwoń wskazał na strukturalną zmianę na rynku – wzrost udziału rynku SPOT (dnia następnego i bieżącego) do około 40%, kosztem kontraktów długoterminowych. Wynika to z rosnącej roli OZE, których profil wytwarzania trudniej zakontraktować długoterminowo, oraz z awersji do ryzyka wywołanej kryzysami gospodarczymi.

Faktycznie jeszcze sięgając parę lat wcześniej kontrakty długoterminowe dominowały na giełdzie, jeżeli chodzi o energię elektryczną stanowiły 80% więcej wolumenu kontraktowanego rok do roku, a 20% to był rynek SPOT. Teraz to się istotnie zmieniło.
Piotr Listwoń, TGE

Jako jedną z głównych, podstawowych przyczyn wzrostu znaczenia rynku SPOT prezes TGE wymienił zmianę miksu energetycznego i wpływ sfer na odnawialne źródła energii, „na ceny i to w jaki sposób sektor w ogóle działa”. Zaznaczył przy tym, że „jeżeli miks zmienia się tak, że mamy więcej energii z OZE, to musimy brać pod uwagę to, że OZE funkcjonują z dnia na dzień, więc dużo trudniej kontraktować energię z OZE w profilu długoterminowym”.

Sektor energii elektrycznej, zwłaszcza w kontekście rynku europejskiego energii, w którym uczestniczymy jako Polska zmienia się bardzo mocno, więc ten rynek już nie jest tylko lokalny, ale europejski.
Piotr Listwoń, TGE

Stwierdził także, że „przewidywalność cenowa jest bardzo ważna zwłaszcza dla sektora energochłonnego”, który dotychczas preferował kontraktowanie długoterminowe, aby zabezpieczać cenę w przyszłości, ponieważ zapewnia to pewną stabilność po stronie kosztowej.

Instrumenty finansowe, które chcielibyśmy uruchomić od przyszłego roku, będą także odpowiedzią na to zapotrzebowanie zmienności rynku spotowego, jednocześnie to oderwanie kontraktacji długoterminowej od fizycznej dostawy.
Piotr Listwoń, TGE

Piotr Listwoń zaznaczył, że polska Giełda, chciałaby oferować platformę w zakresie rynku elastyczności.

Panel poświęcony cenom energii oraz strategicznej transformacji rynku unaocznił złożony obraz wyzwań stojących przed polskim sektorem energetycznym. Dyskusja, moderowana przez Macieja Markiewicza (CRIDO Energy), skupiła się na relacjach między geopolityką, regulacjami a konkurencyjnością gospodarki.

Renata Mroczek, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE), podkreśliła, że obecna sytuacja na rynkach paliw i energii jest determinowana przez geopolitykę, w tym konflikty na Bliskim Wschodzie oraz wojnę na Ukrainie. Polska znajduje się w fazie szczytowej transformacji energetycznej, która wymusza przejście z paliw kopalnych na zróżnicowany miks energetyczny.

Ceny gazu w najbliższym czasie powinny pozostać stabilne dzięki portfelom budowanym przez sprzedawców w dłuższej perspektywie, natomiast taryfy na energię elektryczną na przyszły rok będą znane dopiero w czwartym kwartale – przekazała Renata Mroczek. Już teraz trwają intensywne prace nad nowym kształtem rozporządzenia taryfowego oraz analizy systemów wsparcia dla technologii OZE, które stają się już rynkowo efektywne.

Wanda Buk, Doradczyni Prezydenta RP, zwróciła uwagę na problem braku konkurencyjności polskich cen energii dla przemysłu energochłonnego. W przeciwieństwie do krajów zachodnich, w Polsce najwięksi odbiorcy płacą za megawatogodzinę więcej niż mali przedsiębiorcy, co wynika z krajowych decyzji o alokacji kosztów, a nie z wytycznych unijnych.

Kraje takie jak Niemcy czy Włochy intensywnie korzystają z ram pomocowych, przeznaczając miliardy euro na obniżenie taryf dystrybucyjnych dla przemysłu (w Niemczech nawet o 90%). Ekspertka zaznaczyła, że transformacja nie musi oznaczać niższych rachunków końcowych, gdyż pojawią się nowe koszty systemowe, takie jak zapewnienie mocy dyspozycyjnej i utrzymanie sieci.

Przedstawiciel Enei Rafał Soja stwierdził, że choć zmienność cen jest wyzwaniem, transformacja buduje niezależność od cen surowców (gazu, węgla). Odbiorcy muszą jednak aktywnie zarządzać swoim portfolio zużycia, aby minimalizować koszty. Maciej Kowalski z Ignitis zauważył, że choć ustawa sieciowa pomaga odblokować przyłącza, kluczowym problemem pozostają długie procesy pozwoleniowe (nawet 19 lat dla projektów wiatrowych). Podkreślił też wagę integracji międzysystemowej, np. z krajami bałtyckimi, co może obniżyć ceny w Polsce.

Karolina Roszyk z Veolii wskazała na potencjał elektryfikacji ciepła (Power to Heat). Magazyny ciepła i kotły elektrodowe mogą stabilizować system, odbierając nadwyżki taniej energii z OZE. Koszt pełnej dekarbonizacji ciepłownictwa do 2050 r. szacowany jest jednak na 300–460 mld zł, co wymaga stabilnych regulacji i systemów wsparcia. Z kolei Sławomir Kosiba z SEFAKO zaapelował o większe wsparcie dla polskiego przemysłu i budowę kompetencji w nowych obszarach, takich jak wodór, aby polskie firmy nie były jedynie podwykonawcami dla zachodnich koncernów.

Panel zakończył się dyskusją na temat wykorzystania środków z systemu handlu emisjami EU ETS. Wanda Buk zaproponowała, aby miliardy wpływające do budżetu z handlu emisjami były przeznaczane bezpośrednio na obniżenie kosztów dystrybucji i wsparcie systemowe, zamiast jedynie na dopłaty konsumenckie. Podkreślono, że bezpieczeństwo energetyczne kosztuje, a Polska musi mądrze korzystać z własnych zasobów, w tym gazu i węgla, przy jednoczesnym rozwijaniu atomu i OZE.