Jeden rynek, a różne rynki – kontraktacja energii elektrycznej na rynku hurtowym energii elektrycznej w Polsce

Gdy myśli się o hurtowym rynku energii elektrycznej, myśli się o układzie, w którym po jednej stronie jest dany podmiot, który sprzedaje energię (po jej wyprodukowaniu), a po drugiej stronie – podmiot, który tę energię kupuje (w celu jej zużycia). I część transakcji tak właśnie wygląda, natomiast nie na wszystkich rynkach i nie we wszystkich krajach.

Energia elektryczna może być kontraktowana na bardzo długi okres (nawet kilkanaście lat w przód!), a może być kontraktowana do zużycia niemal “na teraz”. Wszystko zależy od sposobu ułożenia rynku energii*.

Rynek wolny giełdowy….albo nie

2000 rok – to wtedy, wraz z powstaniem Towarowej Giełdy Energii (TGE), powstał giełdowy hurtowy rynek energii elektrycznej w Polsce. Tym samym środek ciężkości rynku energii został przeniesiony z operatora systemu na uczestników obrotu giełdowego.

Przed tym rokiem wszystkie transakcje były zawierane tak, jak opisano we wstępie (czasem z pomocą tzw. brokera). Są to tzw. transakcje Over the Counter (OTC). Do tej pory stanowią one ważną część rynku energii.

Jednak giełda energii, jako instytucja zaufania publicznego, zapewnia uczciwą wycenę danych produktów. Ważną cechą giełdy energii jest anonimizacja – niewiadomą dla uczestników rynku jest, kto oferuje dany produkt po danej cenie w danej ilości, co w istotny sposób ogranicza ilość manipulacji.

Giełdowe rynki energii elektrycznej są zjawiskiem dość nowym i większość państw na świecie (i wiele w Europie, np. Mołdawia) jeszcze ich nie wdrożyła. Zwiększa to zdecydowanie koszty transakcyjne, ogranicza zdolności wymiany transgranicznej oraz mocno wpływa na ceny na rynku detalicznym.

Dostawa na wiele lat w przód, a może tego samego dnia?

Ilość produktów na rynku energii jest bardzo zróżnicowana i zależy od rynku, jaki rozpatrujemy. W tym artykule skupimy się na rynku polskim.

Power Purchase Agreements

Produktem najbardziej wykraczającym w przyszłość są kontrakty Power Purchase Agreement (PPA). Jest to rodzaj umowy dotyczącej zakupu energii elektrycznej charakteryzującej się z góry określoną ceną (stałą lub indeksowaną) oraz okresem rozliczeń z reguły w przedziale 5-15 lat. Oznacza to, że okres rozliczeń wykracza poza płynność transakcji na rynku giełdowym.

Umowy PPA mogą mogą być:

• rozliczane przez fizyczną dostawę energii elektrycznej (umowy fizyczne);
• rozliczane w środkach pieniężnych, dla których kwota rozliczenia zależy od różnicy pomiędzy ceną rynkową w przyszłych okresach i ceną ustaloną w kontrakcie (umowy wirtualne, finansowe).

Mogą to być umowy:

• zawarte bezpośrednio z odbiorcą końcowym, zwykle dużą firmą charakteryzującą się odpowiednio wysokim zużyciem energii elektrycznej (tzw. corporate PPA);
• zawarte pomiędzy wytwórcą a spółką obrotu (tzw. utility/sleeved PPA).

W kwestii lokalizacji mogą one być także tzw. on-site, gdy odbiorca i wytwórca są zlokalizowani w tym samym miejscu, lub off-site, gdy taka sytuacja nie występuje.

Produkty giełdowe TGE – rynki terminowe (OTF)

Produkty giełdowe oferowane na Towarowej Giełdzie Energii dzielą się na te nazywane terminowymi (sprzedawane na rynku terminowym) oraz te sprzedawane na rynku towarów giełdowych.

Produkty terminowe podzielone są na następujące kategorie:

• BASE – są to produkty, które obowiązują dla wszystkich godzin danego okresu terminu wykonania. W tej grupie produktów znajdują się instrumenty:
  • roczne – BASE_Y;
  • kwartalne – BASE_Q;
  • miesięczne – BASE_M;
  • tygodniowe – BASE_W.

• PEAK – są to produkty, które obowiązują dla godzin od 7.00 do 22.00 danego okresu terminu wykonania. W tej grupie produktów znajdują się takie same instrumenty jak dla BASE.

• OFFPEAK – są to produkty, które obowiązują dla godzin od 0.00 do 7.00 w dni robocze i wszystkie godziny w dni wolne, dla danego okresu terminu wykonania.

W tej grupie produktów znajdują się takie same instrumenty jak dla BASE i PEAK.

Każdy z tych produktów można kupić w pierwszym dniu notowań w okresie następującym określoną ilość czasu przed rozpoczęciem wykonania kontraktu. Dla kontraktów rocznych są to 4 lata, dla kwartalnych – 6 kwartałów (18 miesięcy), dla miesięcznych – 6 miesięcy, a dla tygodniowych – 5 tygodni.

Ponadto TGE wprowadziła w czerwcu 2023 r. dwa nowe produkty:

• H-PEAK – są to produkty, które obowiązują dla godzin od 7.00 do 17.00 danego okresu terminu wykonania.

W tej grupie produktów znajdują się instrumenty kwartalne, miesięczne i tygodniowe.

• L-PEAK – są to produkty, które obowiązują dla godzin od 17.00 do 22.00 danego okresu terminu wykonania.
  W tej grupie produktów znajdują się takie same instrumenty jak dla L-PEAK.

Te produkty odznaczają się krótszym czasem, który oferowany jest na giełdzie sprzedawcom i kupującym na potrzeby handlu, niż produkty BASE, PEAK i OFFPEAK.

Dla kontraktów kwartalnych to 2 kwartały, dla miesięcznych – 2 miesiące, a dla tygodniowych – 4 tygodnie.

Dla przykładu: kupno produktu BASE_Y-25 oznacza dostawę dla wszystkich godzin w roku 2025. Obecnie kontraktem rocznym o najpóźniejszym okresie wykonania, jaki można kupić, jest BASE_Y-28.

Produkty giełdowe TGE – Rynek Towarów Giełdowych (RTG) 

Drugi rynek na TGE oferuje dwa główne rodzaje produktów:

1. Rynek dnia następnego (RDN/Day-ahead – DA)

Handlowana jest na nim energia “na jutro”. Zlecenia są przyjmowane do godziny 10.30 dnia, w którym odbywa się aukcja, kiedy to wyniki są podawane na giełdach będącymi pośrednikami TGE, np. Dom Maklerski Banku Ochrony Środowiska.

2. Rynek dnia bieżącego (RDB/Intraday – ID)

Handlowana jest na nim energia “na dziś”. Odbywa się ona według modelu XBID, uwzględniającego możliwości wymiany transgranicznej z innymi państwami – kontrakty obejmują 60 minut (1 godzinę) lub 15 minut dostawy.

W czerwcu 2024 r. wprowadzono na tym rynku dodatkowe aukcje na moce transgraniczne, tzw. IDA. Mają one na celu wycenić niewystarczające możliwości połączeń transgranicznych między państwami.

Rynek bilansujący – szczególny rynek, który zmienił swoje oblicze

Ostatnim rynkiem, jaki wpływa na dostawy energii elektrycznej, jest tzw. rynek bilansujący (RB). W zamyśle twórców miał to być rynek techniczny, a nie handlowy, czyli miał służyć wycenie przez polskiego operatora sieci elektroenergetycznych (Polskie Sieci Elektroenergetyczne) bezpieczeństwa systemu poprzez bilansowanie w czasie rzeczywistym zapotrzebowania na energię elektryczną z jej produkcją w krajowym systemie elektroenergetycznym.

Na rynku bilansującym PSE zarządzało dokonywaniem zakupu/sprzedaży energii bilansującej [MWh] w kontraktach godzinowych oraz mocy bilansującej [MW/h]. Do tej pory robiło to w sposób bardzo administracyjny, zwłaszcza dla drugiego wymienionego rodzaju produktów, kiedy kazano dane bloki wyłączać/włączać/trzymać w rezerwie na ściśle określonym poziomie.

Jednak sytuacja zmieniła się z datą, która będzie jednym z kamieni milowych zmian na  polskim rynku energii, czyli 14 czerwca 2024 r.

Jedną ze zmian jest rozliczanie energii bilansującej w interwałach 15-minutowych. Zwiększyło to odchylenia cen na tym rynku, w związku z różną penetracją źródeł słonecznych i wiatrowych w krótszych interwałach, względem siebie.

Drugą zmianą jest urynkowienie ofert na moc bilansującą.

Polski system elektroenergetyczny, który wykazuje się dużym poziomem nieelastyczności i przeciętnymi możliwościami eksportu/importu energii elektrycznej, został zaskoczony tą zmianą.

Jej skutkiem okazał się chroniczny brak podaży w systemie elektroenergetycznym, z rezultatem w postaci ceny mocy bilansującej, która została wyznaczona przez najdroższą jednostkę, która złożyła ofertę w systemie PSE (jest to tzw. wycena pay-as-clear).

Ceny i niezbilansowanie na RB (lewa kolumna - 15-minutowe interwały, prawa - ceny w PLN). Źródło: https://raporty.pse.pl/ 

Takie sytuacje będą się nadal zdarzać, jednak wraz z kwalifikacją jednostek OZE czy nowych magazynów energii do udziału w RB sytuacja ulegnie poprawie. Pierwsze symptomy tej poprawy przewiduje się na koniec roku 2024, kiedy większa część wytwórców (a w przypadku magazynów bateryjnych – i odbioru) przejdzie pomyślnie proces certyfikacji. 

Rynki to organizm, a nie osobne pudełka z produktami 

Warto zauważyć, że różne produkty na rynkach energii wpływają na siebie i decyzje kupujących/sprzedających. Ma to związek z:

• Generacją źródeł odnawialnych – prognoza przewidująca dużą generację wiatrową czy słoneczną obniży ceny energii i sprawi, że kontraktacja na rynku dnia następnego/bieżącego/kontrakcie tygodniowym będzie bardziej opłacalna;

• Technicznymi uwarunkowaniami jednostek generacji – jeśli dana jednostka nie jest dostępna w systemie, zastąpić ją musi inna jednostka, bądź jednostki już działające muszą zwiększyć swoją generację, co podnosi ceny na rynku;

• Kondycją całości gospodarki – kiedy popyt na energię elektryczną, zwłaszcza w przemyśle, jest niski, podaż potrafi zalać rynek, powodując spadki na rynku;

• Regulacjami i ich zmianą – niepewność regulacyjna lub wprowadzenie określonych regulacji z ogłoszoną już datą ich wejścia w życie powoduje różnice w wycenie produktów, których okres realizacji przypada przed ich wprowadzeniem i tych po ich wprowadzeniu;

• Psychologią – rynkiem energii, tak jak i każdym innym rynkiem giełdowym, rządzą wymienione wyżej fundamenty, ale także zachowania będące wytworem analizy możliwych kierunków zachowania rynku, nie mających wystarczającego potwierdzenia w fundamentach. W dobie fake newsów zjawisko to przybiera na znaczeniu.

Co więcej, w przypadku źródeł wytwarzania, które szybko mogą zwiększyć i zredukować swoją generację (tzw. dispatchable, np. układ gazowo-parowy z turbiną gazową – CCGT), a także elastycznych źródeł, które mogą pobrać lub oddać energię do danej sieci w stosunkowo krótkim czasie (elektrownie szczytowo-pompowe, systemy bateryjne, a także interkonektory), okazuje się, że może zachodzić ciekawa korelacja cenowa.

Dane źródła mogą zmienić swoją pozycję na rynku, z rynku spot (określenie na RDB i RDN) na RB, by tam zaoferować energię/moc, jeżeli przewiduje się, że ceny będą tam korzystniejsze! W drugą stronę może zajść podobna zależność.

Jak zapobiec wielkim wahaniom cen i drożyźnie?

Fakty są niepokojące dla Polski: jesteśmy trzecim najdroższym rynkiem spot energii elektrycznej w Europie (po Włoszech i Irlandii), co jest efektem wieloletnich zaniedbań w sektorze energetyki, sięgających jeszcze minionej epoki.

Po reformie 14 czerwca, na Rynku Bilansującym trudno o przewidywalność poziomów cenowych, zwłaszcza w szczycie wieczornym.

Wielka Brytania wytworzyła 46%, a Niemcy 53% ze źródeł odnawialnych w 2023 r. Patrząc bliżej, Czechy wytworzyły niemal 55%, a Słowacja – niemal 85% swojej energii ze źródeł niskoemisyjnych.

Tymczasem Polska zanotowała w 2023 r. wynik 27% generacji najtańszej, bo mającej niemal zerowe koszty zmienne, energii z OZE, które i tak wyłączane są praktycznie co weekend, a czasem i w dni robocze.

Co więcej, i tak musimy płacić krocie za utrzymanie dużej rezerwy mocy, która zapewnia nam energię elektryczną w godzinach wieczornych.

Bez magazynów energii w obecnej sytuacji daleko nie zajdziemy, a Polska gospodarka stoi w obliczu niekonkurencyjności w porównaniu z bardziej “zielonymi” gospodarkami.

* Rynek energii w tym artykule jest rozumiany jako “hurtowy rynek energii”. Istnieje oczywiście także detaliczny rynek energii, jednak nie jest on przedmiotem niniejszego artykułu.