Mielczarski: Obligo giełdowe a wolny rynek energii elektrycznej

Skąd obligo giełdowe?

Towarowa Giełda Energii (TGE) powstała w czerwcu 1999 r., a formalnie swoją działalność rozpoczęła w styczniu 2000 r. Przez jedenaście lat TGE egzystowała na marginesie rynku mając obrót nie przekraczający 5 proc. całej produkcji energii elektrycznej w Polsce. Po ponad 10 latach działalności w 2010 r. obrót na TGE na Rynku Transakcji Terminowych (RTT) wynosił 2,2 TWh, a na Rynku Dnia Następnego (RDN) był równy 6,6 TWh¹, co stanowiło razem 5,7 proc. całej energii elektrycznej wyprodukowanej w tymże roku i wynoszącą 154TWh². Tak było od jedenastu lat. Towarowa Giełda Energii nie była w stanie samodzielnie odgrywać istotnej roli na rynku energii elektrycznej.

Zmianę spowodowała decyzja polityczna związana z koniecznością rozwiązania Kontraktów Długoterminowych (KDT). Kontrakty te były zawierane pomiędzy ówczesnymi PSE SA (nie mylić z obecną strukturą) i elektrowniami na odbiór energii po ustalonych cenach. Kontrakty te pozwalały elektrowniom zaciągać kredyty na poczet remontów majątku wytwórczego. Jednak po wejściu do Unii Europejskiej w 2005 r. Komisja Europejska uznała KDT za niedozwoloną pomoc publiczną i domagała się zwrotu pobranych pożyczek (co sięgałoby sumy ponad 10 mld zł i było niemożliwe do spełnienia) lub zmiany systemu KDT na System Opłat Kompensacyjnych (SOK), w którym elektrownie mające KDT sprzedawałyby energię elektryczną na rynku, a różnica pomiędzy przychodem z KDT i przychodem z rynku była wyrównywana za pomocą środków zbieranych od odbiorców poprzez opłatę przesyłową (składnik: opłata przejściowa).

Funkcjonowanie obliga giełdowego

Dla funkcjonowania SOK przydatna jest cena bazowa z poziomu której byłaby liczona różnica w przychodach elektrowni z KDT. Taką cenę bazową można było uzyskać na wiele sposobów, ale ówczesne władze zdecydowały, że będzie to cena giełdowa. Z drugiej strony trudno sobie było wyobrazić tworzenie ceny bazowej przez TGE, gdzie obrót rzadko przekraczał 5 proc. całej produkcji. W celu zwiększenia obrotu giełdowego wprowadzono przymus sprzedaży energii elektrycznej przez elektrownie z KDT na Towarowej Giełdzie Energii wprowadzając tzw. obligo giełdowe od 1 stycznia 2011 r. w wielkości 15 proc. Wprowadzony pod przymusem obrót na giełdzie rzeczywiście rósł przez pierwsze 5 lat do 2016 r., ale w 2017 r. obrót ten gwałtownie zmalał, ponieważ elektrownie którym kończyły się KDT nie chciały dalej korzystać z "dobrodziejstw" przymusowej sprzedaży energii elektrycznej na TGE i obrót gwałtowanie załamał się.

W 2018 r. Giełdzie Energii rzucono kolejne "koło ratunkowe" podnosząc obligo giełdowe do 30 proc. W 2018 r. nastąpił szybki wzrost cen pozwoleń na emisje CO2 i stając przed możliwością wzrostu cen energii elektrycznej rząd (Minister Energii) w panice w samym końcu grudnia 2018 r. wprowadził 100 proc. obliga giełdowego od stycznia 2019 r. w nadziei na zahamowanie wzrostu cen.

Przymus obliga giełdowego a obrót energią elektryczną na giełdzie

Bez przymusu obliga giełdowego TGE być może do dziś egzystowałaby gdzieś na marginesie rynku energii elektrycznej. Wprowadzenie przymusu obliga giełdowego spowodowało wzrost obrotów do 170 TWh na RTT oraz 22,8 TWh na RDN w 2016 r. W kolejnym, 2017 r. obrót na RTT zmalał do połowy (84,8TWh), pozostając na podobnym poziomie na RDB (21,2 TWh).

Ratowanie giełdy energii przez wprowadzenie 30 proc. przymusu obliga giełdowego spowodowało wzrost obrotu na RTT z 84,8 TWh do 103 TWh, a kolejne regulacje wprowadzane w panice w obawie przed wzrostem cen energii elektrycznej nakazujące 100 proc. przymus obliga giełdowego spowodowały wzrost obrotów do 185 TWh, a następnie do 189,6 TWh - Rys. 1.

Rys. 1
Obroty i ceny energii elektrycznej na RTT na TGE

Źródło danych: Raport TOE

Przymus obliga giełdowego a ceny energii elektrycznej

Po wprowadzeniu przymusu obliga giełdowego ceny energii elektrycznej pozostawały przez trzy lata (2011-2012) na podobnym poziomie z lekką tendencją wzrostu. Następnie w kolejnych latach następuje znaczny spadek cen energii elektrycznej o ok. 20 proc. Tak znaczny spadek cen trudno wytłumaczyć czynnikami zewnętrznymi, np. wzrostem wydajności pracy. Kiedy jednak do tych trudnych do wytłumaczenia spadków doda się wyjście z Polski dwóch dużych pomiotów zagranicznych o dobrze zorganizowanych przedsiębiorstwach, nasuwa się pytanie: czy po 2012 r. giełda energii elektrycznej mogła stać się miejscem manipulacji cenowej? Czy istniejący przymus obliga giełdowego taką manipulację mógł ułatwić? Warto zbadać co działo się na TGE w latach 2012-2017 r., co sugeruję prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki, jak również Urzędowi Ochrony Konsumentów i Konkurencji.

Wyjście z polskiej energetyki dwóch dużych przedmiotów zagranicznych, to spory problem dla fizycznego funkcjonowania systemu elektrycznego, jak i dla rynku energii elektrycznej. Aktywa wytwórcze są w Polsce tak rozmieszone terytorialnie, że bez części z nich nie będzie prawidłowo funkcjonował system elektroenergetyczny. Aktywa te obejmowały również kogenerację zapewniającą ciepło kilku dużym miastom w Polsce. W Unii Europejskiej jest zasada swobody przepływu kapitału, ale elektrownie i elektrociepłownie muszą funkcjonować niezależnie kto jest ich właścicielem. Spowodowało to konieczność odkupienia aktywów wycofujących się firm przez polskie przedsiębiorstwa energetyczne obciążając ich budżety. Dodatkowo wycofujące się firmy zmniejszają ogólną liczbę uczestników rynku podnosząc siłę rynkową pozostałych graczy rynkowych - wzrost indeksu HHI.

Wskaźnik Herfindahla-Hirschman-a jest wskaźnikiem konkurencji na danym rynku. Jest obliczany jako:

gdzie: N -liczba uczestników rynku, E_i -udział w rynku

W przypadku monopolu (jeden uczestnik rynku) HHI = 10000. Jeżeli w rynku bierze udział 10 uczestników, każdy z produkcją w wielkości 10 proc. całego obrotu, to HHI = 1000. Uważa się, że rynek jest konkurencyjny, jeżeli HHI < 2500 i takie wielkości HHI były w Polsce przed 2016 r. Zmniejszenie się liczby uczestników rynku po 2016 r. spowodowało zwiększenie się HHI na polskim rynku energii elektrycznej do ok. 3500.

Przymus obliga giełdowego a import energii elektrycznej

Bezpośrednie porównanie wielkości przymusu obliga giełdowego i wielkości importu wskazuje na duża korelację dodatnią - Rys. 2.

Rys. 2
Relacja przymus obliga i import energii w latach 2011-2020

Źródło danych o imporcie: Raporty powykonawcze PSE SA, www.pse.pl

Patrząc na Rys. 2 widać wyraźny wzrost importu w funkcji przymusu obliga giełdowego. Nie oznacza to, że przymus obliga giełdowego jest jedynym czynnikiem wzrostu importu. Tych przyczyn jest wiele. Jednak relacja ta wskazuje, że przymus obliga giełdowego nie prowadzi w widoczny sposób do zmniejszenia importu energii elektrycznej.

Obliczanie współczynników korelacji

Jedną z możliwości badania zależności pomiędzy różnymi zmiennymi jest badanie wielkości współczynnika korelacji, który określanych jest wzorem:

Jeżeli współczynnik korelacji jest bliżej "+1" lub "-1", to oznacza dodatnią (+1) lub ujemną (-1) korelację między danymi. Korelacja dodatnia oznacza, że jeżeli wartości jednych danych wzrastają, wartości drugich danach również wzrastają. Współczynniki korelacji których wartości są bliżej zer, wskazują na słabszą korelację.

Rys. 3
Współczynniki korelacji zmiennych na RTT i RDN w okresie 2011-2020 r.

Dane: Raport TOE, Raporty PSE

Badania zależności za pomocą współczynnika korelacji dla RTT, RDN oraz importu w latach 2011-2020 wskazują na:

• Słabą korelację dodatnią pomiędzy wolumenem obrotu na RTT a cenami energii (0,3115). Oznacza to, że wzrost wolumenu nie powoduje obniżenia cen energii, a nawet wskazuje na lekki wzrost.
• Dużą korelację dodatnią pomiędzy przymusem obligo i cenami energii elektrycznej na RTT. Oznacza, to, że samo obligo nie musi powodować wzrostu cen, ale wprowadzenie przymusu obliga nie prowadzi do obniżki cen energii elektrycznej.
• Małą korelację pomiędzy wolumenem obrotu na RDN a cenami energii (0,238).
• Dosyć dużą korelację pomiędzy przymusem obligo i cenami energii na RDN (0,632).
• Bardzo dużą korelację pomiędzy przymusem obligo i importem energii elektrycznej. Analiza tej zależności została podana przy Rys. 2.

Market coupling - tylne drzwi do wprowadzenia energii

Market coupling jest jedną z form obrotu energią elektryczną próbującą pogodzić konieczność oddzielnego zakupu zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych z dodatkową koniecznością dokonywania obrotu energię. Obrotowi w formie "market coupling" podlega energia napływająca do Polski poprzez połączenie ze Szwecja i z Litwą. Energia ta jest sprzedawana na TGE na Rynku Dnia Następnego na tzw. II fixing-u na platformie Condico Trading - Rys. 4³.

Napływ znacznej ilości energii elektrycznej z kierunku północnego skłonił Operatora Systemu Przesyłowego do wprowadzenie optymalizacji wielkości energii wpływającej do polskiego systemu przesyłowego poprzez utworzenie wirtualnego obszaru PLA w stosunku, do którego określa się całkowitą wielkość energii elektrycznej jaka może wpłynąć do polskiego systemu.

Rys. 4
Działanie systemu market coupling

Wpływ energii elektrycznej z systemu market coupling całościowo na ceny energii elektrycznej jest niewielki. Jednak biorąc pod uwagę wolumeny wpływającej energii elektrycznej: (a) ze Szwecji 600 MWh oraz z (b) Litwy 500 MWh, ten wpływ jest już znaczny, ponieważ 1100 MWh wpływające do polskiego systemu eliminuje z pracy ok. 6 bloków klasy 200 MW, co stawia krajowych producentów energii elektrycznej w trudnej sytuacji. Żadna polska elektrownia nie ma szans na konkurencję z subsydiowaną energię elektryczną ze Szwecji oraz z kierunku wschodniego napływającej poprzez połączenie z Litwą. W 2020 r. na 15 TWh importowanej energii elektrycznej do Polski ok. 1/3 (5 TWh) pochodziło z tych kierunków.

Przymus obliga giełdowego działa jako swoisty katalizator dla wielu negatywnych procesów:

1. Jest możliwe, że był on prawdopodobnie mechanizmem ułatwiającym manipulacje cenami na RTT w latach 2013-2016, jeżeli z takie działania były podejmowane w celu obniżenia cen energii.
2. To wskazane powyżej działanie mogło być przyczyną wyjścia z Polski dwóch dużych podmiotów działających w energetyce. W wyniku tego nastąpiła konieczność odkupienia od nich aktywów. Zmniejszyła się również konkurencyjność na rynku energii elektrycznej - index HHI.
3. Analiza pomiędzy przymusem obliga i wielkością importu pokazuje bardzo dużą korelację dodatnią, co może wskazywać, że przymus obliga ułatwia import, a z pewnością nie prowadzi do jego obniżenia.
4. Przymus obliga na RDN może znacznie ułatwiać wprowadzanie do polskiego systemu subsydiowanej energii elektrycznej z kierunku północnego i wschodniego.

Po 10 latach przymusu obliga giełdowego czas na jego likwidację i wprowadzenie wolnego rynku energii elektrycznej. Taki wolny rynek, a nie przymus giełdowy jest potrzebny dla przeprowadzenia transformacji energetyki.

¹ Raport TOE: Analiza płynności hurtowego rynku energii elektrycznej w Polsce, ze szczególnym uwzględnieniem rynku giełdowego i obliga giełdowego, Warszawa, 25 luty 2021 r.

² Raport 2010 KSE, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, www.pse.pl

³ Mielczarski W. "Import a ceny energii elektrycznej", CIRE, 12.11.2020 r.
https://www.cire.pl/item,207179,2,0,0,0,0,0,mielczarski-import-a-ceny-energii-elektrycznej-.html

Czytaj również:

Mielczarski: Mity importu energii elektrycznej

Czytaj również:

Wpływ likwidacji obliga giełdowego na kontrolę nadużyć na hurtowym rynku energii