Jak obniżyć ceny energii? Propozycja reformy Towarowej Giełdy Energii

Niniejsze opracowanie stanowi syntezę wniosków wypracowanych w gronie praktyków i ekspertów z wieloletnim, udokumentowanym doświadczeniem w sektorze energetycznym – od inżynierii i technologii, po zarządzanie strategiczne i realizację kluczowych projektów infrastrukturalnych. Pod analizą podpisują się m.in. dr inż. Jerzy Majcher, mgr inż. elektrotechniki Grzegorz Kwiecień oraz mgr inż. elektroenergetyki Piotr Grądzik. Przedstawione poniżej argumenty wskazują na konieczność i możliwość pilnej reformy zasad funkcjonowania Towarowej Giełdy Energii (TGE). Zmiana wewnętrznych regulacji giełdowych to najkrótsza droga do realnego obniżenia cen energii w Polsce. Co kluczowe, reforma ta może zostać przeprowadzona suwerennie, w ramach krajowych kompetencji regulacyjnych, bez konieczności wikłania się w przewlekłe i trudne negocjacje na poziomie unijnym.

Towarowa Giełda Energii: Między rynkiem a instytucjonalną spekulacją

Zrozumienie współczesnych problemów polskiej energetyki wymaga dekonstrukcji sposobu, w jaki energia elektryczna – towar o unikalnej charakterystyce fizycznej – jest wyceniana na rynku hurtowym. Obecny model giełdowy, choć teoretycznie oparty na zasadach rynkowych, w rzeczywistości wykazuje cechy systemowej patologii.

Giełda towarowa a specyfika energii elektrycznej

Klasyczna giełda towarowa (np. rolnicza, surowcowa) operuje na towarach, które można łatwo magazynować w dużych ilościach. Jest to podstawa dla prawidłowo funkcjonującego rynku. Cena kształtuje się tam w punkcie przecięcia krzywej popytu i podaży dla całego wolumenu towaru. Aby zobrazować tę różnicę, wyobraźmy sobie targowisko z jabłkami. Jeśli jeden sadownik oferuje jabłka po 3 zł, a drugi po 5 zł, klient wybiera tańsze. Cena 5 zł zostanie zapłacona tylko wtedy, gdy zabraknie towaru u tańszego dostawcy, a kupujący koniecznie potrzebuje więcej.

Można zauważyć, że energia elektryczna nie jest „zwyczajnym towarem”, ponieważ nie można jej magazynować w dużych ilościach i przez długi czas oraz produkcja musi w każdej sekundzie odpowiadać konsumpcji (zachowanie równowagi elektromechanicznej 50 Hz). Dodatkowo „wymuszona ciągłość” powoduje, że odbiorca nie może w pełni zrezygnować z zakupu w czasie rzeczywistym ze względu na zbyt wysoką cenę, czyni popyt z definicji nieelastycznym.

Rynki energii i giełdy wprowadzano w warunkach nadpodaży sterowalnych źródeł energii. Elektrowni było za dużo. Dzięki mechanizmom rynku i giełdy można było wyselekcjonować jednostki najmniej efektywne, aby wycofać je z rynku (zlikwidować). Można więc stwierdzić, że w tamtych czasach i tamtych warunkach taki system się sprawdzał. Dzisiejsze warunki są zupełnie inne – brakuje mocy sterowalnych, a rynek/giełda absolutnie nie doprowadzą do budowy żadnych zasobów wytwórczych.

Patologie TGE: Mechanizm Merit Order i zasada Pay-as-Clear

Na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) ceny ustalane są na podstawie tzw. krzywej kosztów krańcowych (Merit Order). W praktyce producenci energii elektrycznej zgłaszają swoje oferty cenowe, teoretycznie bazując na swoim krótkookresowym (chwilowym) koszcie krańcowym (są to głównie koszty paliwa, podatki, uprawnienia do emisji CO2). System szereguje je od najtańszych, są to zazwyczaj niestabilne odnawialne źródła energii (nOZE, takie jak panele fotowoltaiczne i wiatraki), których koszt krańcowy jest bliski 0 zł/MWh, do najdroższych (zazwyczaj elektrownie węglowe i gazowe). Cenę rynkową dla wszystkich uczestników wyznacza ostatnia jednostka domykająca bilans, czyli najdroższa, której moc jest jeszcze potrzebna do pokrycia chwilowego zapotrzebowania.

Obecnie stosowana zasada na TGE Pay-as-Clear jest kluczowym czynnikiem windującym ceny dla odbiorcy końcowego. Mimo że np. 80% energii w danej godzinie pochodzi z tanich źródeł, to jeśli ostatnie 5% musi dostarczyć droga elektrownia gazowa, to i tak wszyscy producenci (w tym nOZE) otrzymują tę najwyższą stawkę zamykającą licytację na giełdzie.

Przeanalizujmy to na liczbach: załóżmy, że zapotrzebowanie wynosi 20 GW, 10 GW dostarczają farmy wiatrowe licytujące po 0 zł/MWh, kolejne 5 GW dostarcza fotowoltaika po 0 zł/MWh, a ostatnie 5 GW musi dostarczyć elektrownia gazowa, licytując po 700 zł/MWh. W systemie Pay-as-Clear, mimo że 75% energii teoretycznie nic nie kosztowało, wszyscy producenci otrzymują 700 zł/MWh.

Dodatkowo obecny model cenowy i ignorowanie realiów fizycznych rodzi szereg głębokich wypaczeń, do których można zaliczyć między innymi:

Ignorowanie geografii sieci. W istocie ważne jest miejsce generacji. 1 MWh energii w danym miejscu jest pożądana, a w innym niepotrzebna. Dzisiejszy system sprawia, że są one równowartościowe na giełdzie. Dopiero w kolejnym kroku operator sieci musi uwzględnić geografię i dokonać korekty – komuś zabronić generować a kogoś poprosić o generację.

Darmowe usługi systemowe. W przeszłości usługi systemowe (typu inercja) świadczone były w tle za darmo. Teraz elektrownia cieplna sprzedaje 1 MWh, nOZE też 1 MWh, ale one są nieporównywalne, bo ta z inercją pełni dodatkową usługę, a ta bez już nie. Jednak według giełdy to ten sam produkt.

Bezużyteczność sygnałów cenowych. Uczestnicy rynku widzą, że np. 5% energii domykającej system jest bardzo drogie. Powinni znaleźć tańszą alternatywę dla tych 5%, żeby „wygryźć” drogiego konkurenta. Jednak nie ma takiej technologicznej możliwości. Sygnał cenowy, że te 5% jest drogie – jest bezużyteczny. Obecnie zapadające decyzje w Polsce co do technologii, że dalej rozbudowujemy drogi gaz, są natury politycznej i są podejmowane poza rynkiem.

Prowadzi to wprost do nadzwyczajnych zysków nOZE i jedynie wzmacnia nieprawdziwą tezę o "darmowej energii z OZE", która jest jedynie marketingowym mitem. Jeśli chodzi o nOZE, które sprzedają na podstawie kontraktów różnicowych CfD, jeśli sprzedadzą drożej niż obiecana cena, muszą zwrócić nadwyżkę. W rzeczywistości jednak nOZE sprzedaje energię w cenie wyznaczonej przez jednostki konwencjonalne, które są dodatkowo obciążone niekorzystnym wpływem nOZE na system oraz bardzo wysokim kosztem ETS, same nie ponosząc tych kosztów. To generuje nadmiarowe marże, które nie trafiają do konsumenta.

Może to prowadzić do kolejnych nieuczciwych praktyk, w których inni wytwórcy „trzymają kciuki”, aby zabrakło tańszych jednostek i żeby najdroższy gaz zamknął bilans, bo wtedy wszyscy dostaną tę wyższą cenę. Będąc grupą energetyczną, można pokusić się o niezgłaszanie ostatniej tańszej jednostki węglowej do rynku pod pretekstem awarii/niedostępności, i w jej miejsce zgłosić gazówkę. Można więc zauważyć, że w rzeczywistości obecne zasady panujące na giełdzie można określić mianem instytucjonalnej/legalnej zmowy cenowej, która chroni interesy wytwórców, a nie odbiorców końcowych.

Patologia i ukryte koszty cen ujemnych

W klasycznej ekonomii cena ujemna powinna być ostatecznym sygnałem rynkowym informującym o krytycznej nadpodaży towaru, zmuszającym producentów do natychmiastowego zaprzestania generacji. Na Towarowej Giełdzie Energii mechanizm ten został jednak całkowicie wypaczony. Zamiast dyscyplinować rynek, ceny ujemne stały się instrumentem finansowego drenażu, maskującym realne koszty transformacji i generującym potężne wyzwania dla operatora systemu (PSE). Ceny ujemne o wartości przekraczającej koszty opłat sieciowych skłaniają odbiorcę do marnotrawstwa energii. W takim systemie „włączenie farelki” w słoneczny, ciepły dzień na balkonie staje się ekonomicznie opłacalne dla użytkownika, jednak z punktu widzenia ekonomii państwa, ekologii czy etyki jest zachowaniem niedopuszczalnym.

Wbrew powszechnym, publicystycznym mitom, za licytowanie głęboko ujemnych stawek na rynku spot nie odpowiada energetyka konwencjonalna. Elektrownie węglowe większość wolumenu energii sprzedają z dużym wyprzedzeniem na rynku terminowym (tygodnie, miesiące, a nawet lata przed fizyczną dostawą). Gdy w kontraktacji krótkoterminowej (dzień przed) pojawiają się ceny ujemne, zarządzający blokami węglowymi dążą do odkupienia taniego prądu z rynku, by dostarczyć go swoim kontrahentom, co pozwala im zaoszczędzić na paliwie. Wiele jednostek konwencjonalnych po prostu się wtedy wyłącza. Te bloki węglowe, które mimo ujemnych cen nadal pracują, robią to wyłącznie z przyczyn technicznych (tzw. minimum technologiczne, gdzie koszt ponownego rozruchu przewyższa straty z bieżącej generacji) lub aby utrzymać inne zakontraktowane usługi i produkty (regulacyjne, sprzedaż ciepła, inne) lub na wyraźne polecenie PSE w celu utrzymania stabilności sieci. Jednostki te nie generują strat na cenach ujemnych – one swój prąd sprzedały dawno temu po cenach dodatnich, a ujemna cena na rynku spot oznacza dla nich jedynie utraconą okazję na zyskowny arbitraż (wyłączenie się i odkupienie energii).

Kto zatem realnie spycha giełdę w techniczną i ekonomiczną absurdalność cen ujemnych? Odpowiedź kryje się w dwóch obszarach: w stochastycznej naturze nieskoordynowanej mikrogeneracji oraz w systemowych przywilejach dla wielkoskalowego nOZE.

Pierwszym źródłem anomalii jest tzw. „ślepa generacja” prosumencka. Tysiące (obecnie ponad 1,6 miliona prosumentów) domowych instalacji fotowoltaicznych wysyła prąd do sieci bez jakiejkolwiek koordynacji rynkowej. Produkują energię zawsze wtedy, gdy świeci słońce, bez względu na zapotrzebowanie. Spółki obrotu (takie jak PGE czy Tauron) mają ustawowy obowiązek odebrać ten prąd do swojego portfolio. W słoneczne dni podaż ta drastycznie przewyższa popyt. Aby zbilansować swoją pozycję handlową, spółki obrotu są zmuszone natychmiast „zrzucić” te nadwyżki na giełdę – licytując cenowo drastycznie w dół, „po jakiejkolwiek cenie”, byle tylko zamknąć bilans handlowy. Generuje to ogromne błędy prognoz i zmusza PSE do kosztownych redysponowań.

Drugim, systemowym filarem tej patologii jest konstrukcja kontraktów różnicowych (CfD) oraz mechanizmów wsparcia wielkich farm wiatrowych i słonecznych. Ponieważ producenci nOZE mają zagwarantowane wyrównanie do ceny zakontraktowanej, są oni całkowicie uodpornieni na negatywne sygnały rynkowe. Mogą składać na TGE dowolnie niskie oferty lub nawet patologiczne (głęboko ujemne), ponieważ budżet państwa i tak zrekompensuje im różnicę. Kluczowe dla nich jest więc, aby za wszelką cenę utrzymać się na giełdzie. To całkowicie wypacza sygnały inwestycyjne.

Wzorzec ten jest doskonale widoczny na przykładzie rynku niemieckiego. W trakcie wielogodzinnych interwałów z cenami ujemnymi automatyka farm wiatrowych odłącza generację dopiero w momencie, gdy przepisy odcinają im prawo do dotacji (np. po przekroczeniu bariery 6 godzin nieprzerwanych cen ujemnych). Powoduje to trudny do przewidzenia (niespowodowany zmianą warunków wietrzności) gwałtowny spadek produkcji, a tuż po zakończeniu okresu ujemnego – potężny, natychmiastowy skok generacji o setki megawatów. W Polsce zasada 6 „ujemnych” godzin obowiązuje dla instalacji, które wygrały aukcje przez dniem 28.12.2024.

Dla operatorów systemów przesyłowych taka skokowa, stochastyczna praca źródeł to operacyjny koszmar. Uniemożliwia ona precyzyjne przygotowanie sieci na nadchodzące godziny i stwarza bezpośrednie ryzyko dla utrzymania stałej częstotliwości systemowej (50 Hz). Ceny ujemne na TGE nie są więc dowodem na „darmową i efektywną energię”.

Dodatkowo należy zwrócić uwagę na problem rozbieżności ceny chwilowej i dobowej. Fakt występowania cen ujemnych/zerowych w południe (szczyt fotowoltaiki) jest złudny. Średnia cena dobowa pozostaje wysoka (np. 409 zł/MWh), ponieważ w godzinach porannych i wieczornych, przy braku słońca/wiatru, ceny drastycznie skaczą. System "ładuje magazyny pieniędzy nOZE" kosztem konsumenta, maskując to krótkotrwałymi okresami "taniej" energii. Patologia ta będzie istniała (a nawet będzie jeszcze większa) także przy wyższym nasyceniu nOZE w systemie, bo jest ona nieodzownie związana z zależnym od pogody charakterem źródeł nOZE.

Proponowane rozwiązania

Przejście na zasadę średniej ważonej oraz Pay-as-Bid. Zamiast płacić każdemu cenę najdroższego źródła, giełda powinna rozliczać transakcje po cenach rzeczywiście zaoferowanych przez producentów, a cenę rynkową dla odbiorców ustalać jako średnią ważoną. Pozwoliłoby to wyeliminować nieuzasadnione zyski dla źródeł o niskich kosztach zmiennych oraz ograniczyć przepływy dużych ilości pieniędzy między instytucjami rozliczającymi. Co ważne, cena dla odbiorcy końcowego odzwierciedlałaby realny miks energetyczny kraju, a nie cenę najdroższego surowca lub technologii.

Wyłączenie ETS z mechanizmu giełdowego. Postulat ten zakłada, że cena giełdowa powinna obejmować jedynie fizyczny koszt wytworzenia i marżę. Opłata emisyjna ETS powinna być doliczana "poza giełdą" jako transparentna pozycja na rachunku. Pozwoliłoby to na przerwanie mechanizmu, w którym nOZE zarabia na wysokich cenach uprawnień CO2, których samo nie kupuje. Zwiększyłoby to przejrzystość kosztów transformacji dla opinii publicznej. Należy tutaj mocno podkreślić, że system ETS nie powstał po to, aby producenci nOZE mogli cieszyć się nadmiernymi zyskami, ale po to, aby wspomagać transformację energetyczną. Należy podkreślić, że opłaty OZE, opłaty mocowe, inne są wyłączone z ceny giełdowej i dodawane dopiero później do rachunku odbiorcy energii, nic nie powinno więc stać na przeszkodzie, aby analogicznie potraktować opłaty ETS.

Reforma kontraktów CfD. Ustalenie wysokości kontraktu CfD jako ceny minimalnej w ofertach giełdowych oraz brak rekompensat przy licytowaniu poniżej tej kwoty. Skutkowałoby to dyscyplinowaniem producentów nOZE. Musieliby oni licytować w sposób odpowiedzialny, uwzględniając swój długookresowy/rzeczywisty koszt krańcowy. Ukróciłoby to spekulacyjne zaniżanie cen i wymuszanie dopłat z budżetu państwa.

Proponowane zmiany dążą do urealnienia rynkowości giełdy i przyczynią się do obniżek cen prądu tylko w pewnym zakresie. Natomiast odbiorca nadal będzie musiał dźwigać koszty wielokrotnie przewymiarowanej infrastruktury energetycznej i sieciowej wymaganej przez nOZE oraz dodatkowe koszty systemowe będące efektem wielokrotnego przewymiarowania mocy zainstalowanej nOZE.

Najważniejszym postulatem pozostaje jednak likwidacja systemu ETS. Trzeba z całą mocą podkreślić, że unijny system handlu emisjami drastycznie opóźnia dekarbonizację naszej energetyki. Przekształcił się on w instrument czysto fiskalny, który nie tylko odbiera firmom kapitał na rozwój, ale również znacząco podnosi koszty produkcji technologii czystych i zeroemisyjnych. Przez wysokie ceny energii bazowej wytworzenie nowoczesnych urządzeń staje się po prostu droższe, co blokuje i hamuje postęp, który ten system miał rzekomo wspierać.

Czytaj też:
ETS należy zlikwidować, a nie reformować