Czy wytwórcy energii z OZE są gotowi na jednolity rynek?
Ewolucja w postrzeganiu źródeł OZE przez dysydentów, jaka nastąpiła w Polsce w ciągu ostatnich dwóch lat, jest diametralna i będzie niosła ze sobą długofalowe skutki dla rozwoju polskiego rynku energii. Aukcyjne systemy wsparcia, programy rozwoju energetyki prosumenckiej i zapowiedzi realizacji projektów offshore, czy też odblokowanie będących w klinczu nowych inwestycji w onshore, to pozytywne sygnały dla przyszłości sektora elektroenergetycznego w Polsce.
Zmianie poglądów i postaw zdecydowanie sprzyjają dynamicznie spadające koszty technologii odnawialnych i gwałtowne wzrosty cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Po dekadzie marazmu, system handlu prawami do emisji CO2 zaczyna spełniać swoją rolę jako główne narzędzie transformacji, poprzez weryfikację ekonomiczną kosztów środowiskowych wysokoemisyjnych źródeł wytwórczych, jednocześnie wzmacniając konkurencyjność źródeł OZE na rynku hurtowym.
Jeśli jednak spojrzymy na rynek energii poza EU ETS, to przygotowania do przejęcia prymatu przez OZE z perspektywy europejskiej – na poziomie poszczególnych krajów, ale i połączonego rynku wspólnotowego – intensyfikują się od kilku lat.
Kulminacją tych zmian był pakiet „Czysta Energia dla Wszystkich Europejczyków” (CEP) z 2016 roku, który wprowadza szereg nowych regulacji zawartych w dyrektywach i rozporządzeniach mających na celu gruntowną przebudowę wspólnotowych systemów energetycznych i stworzenie jednolitego europejskiego rynku energii.
U podstaw operacyjno-technicznych tworzenia wspólnego i zharmonizowanego rynku energii leżą wytyczne i kodeksy sieci, które zostały uchwalone po czterech latach intensywnych prac, a obecnie trwa ich implementacja do systemów krajowych. Wynikiem wdrażania kodeksów są chociażby zmiany, które wprowadza PSE w kwestii możliwości uczestnictwa źródeł odnawialnych w aktywnym bilansowaniu KSE, przystąpieniu do wspólnotowych platform handlowych zakupu regulacyjnych usług systemowych, czy systematycznego wzrostu możliwości transgranicznej wymiany energii elektrycznej.
Polska powoli i nieodwracalnie przestaje być energetyczną wyspą, a mechanizmy zmieniające rynki energii w innych państwach coraz mocniej wpływają na krajowych uczestników. Najdobitniej zauważyć to możemy na podstawie wzrostu importu energii, która na skutek utrzymywania się wysokich cen uprawnień do emisji CO2, jest w sąsiednich krajach tańsza od produkowanej w Polsce w ponad 80-procentach przez źródła węglowe.
W okresach dużej wietrzności, czy silnego nasłonecznienia i niskiego zapotrzebowania na energię elektryczną ceny energii spadają znacznie silniej niż wynikałoby to z krajowego potencjału generacji niesterowalnych OZE, co jest właśnie efektem przepływów z krajów o znacznie wyższym nasyceniu źródłami pogodowo zależnymi.
Zgodnie z regulacjami unijnymi, do 2025 roku wszystkie kraje UE będą musiały udostępniać do handlu co najmniej 70 proc. istniejących transgranicznych mocy przesyłowych, co znaczy, że efekt wpływu energii z krajów ościennych na wyznaczanie cen na TGE będzie coraz silniejszy, a ich zmienność będzie rosła, w zależności od warunków pogodowych.
Aby lepiej przygotować się do udziału w rynku znacznej ilości niesterowalnych źródeł OZE, potrzebowaliśmy też zbliżyć się z handlem energią do czasu jej wytworzenia, tak aby dokładność prognoz generacji była jak najbardziej precyzyjna. W tej kwestii istotnym stał się rozwój rynku dnia bieżącego (RDB), który aby zapewnić płynność oraz transparentność, budowany jest na poziomie europejskim, gdzie oferty składane np. w Polsce mogą wpływać na ceny w Niemczech, czy Francji i vice versa.
Dzięki mechanizmom łączenia rynków, tzw. market coupling, handel energią może odbywać się w sposób ciągły, docelowo z możliwością składania ofert na sprzedaż i zakup energii na godzinę przed jej dostawą. Umożliwi to znacznie lepsze zarządzanie źródłami niesterowalnymi i stanowi dodatkowe możliwości dla optymalizacji handlowej produkcji.
Działania takie wymagają posiadania wyspecjalizowanych zespołów tradingowych, które pracują w rozszerzonym reżimie czasowym. Dlatego też z punktu widzenia wytwórcy energii istotna będzie współpraca z odpowiednim partnerem, który będzie w stanie świadczyć usługi handlowo-techniczne na odpowiednim poziomie. Jest to o tyle ważne, że docelową granulacją rozliczeń wytworzonej energii będą okresy 15-minutowe, co spowoduje zapotrzebowanie na dalszą digitalizację i automatyzację procesów prognostycznych oraz rozliczeniowych.
Łączenie rynków, które ma zapewnić większą konkurencyjność i transparentność na jednolitym, wspólnotowym rynku energii elektrycznej, nie ograniczy się tylko do wytwórców i odbiorców.
Regulacje pakietu CEP wprowadziły także możliwość dywersyfikacji na poziomie giełd energii, umożliwiając udział w rynkach krajowych innych operatorów koncentrujących oferty handlowe. Są to tzw. NEMO (Nominated Electricity Market Operator). Na polskim rynku oprócz TGE status NEMO otrzymały też skandynawski NordPool oraz niemiecko-francuska EEX. Giełdy te już wkrótce zaczną aktywnie działać na polskim rynku, a uczestnictwo w obrocie na nich może być alternatywą do handlu na TGE np. pod kątem opłat transakcyjnych lub dostępu do wielu rynków i produktów. Niemniej jednak rozliczeniowa cena godzinowa wyznaczana na rynku dnia następnego (RDN) w danej strefie cenowej (tzw. bidding zone) będzie jednolita niezależnie od tego, na której giełdzie zawrzemy transakcję.
Na udział w wielu giełdach i dywersyfikację działań handlowych będą zapewne mogły sobie pozwolić wyspecjalizowane spółki obrotu, przy okazji oferując takie rozwiązania swoim klientom. Zmieniające się regulacje rynkowe i coraz większa otwartość na konkurencję ze strony podmiotów z innych państw UE spowoduje znaczące zmiany w postrzeganiu rynku energii w najbliższych latach i stworzy nowe możliwości, jak i zagrożenia dla wytwórców energii z OZE. Dlatego też ważny jest wybór odpowiedniego partnera w zakresie dostępu do rynku i świadczenia usług handlowych.
Efektywne zarządzanie handlem energią na rynku SPOT będzie w niedalekiej przyszłości wymagało bardzo dobrej znajomości rynków europejskich. Aspekt ten może być decydujący przy ostatecznym rozliczeniu kosztów bilansowania i obsługi klientów. Spółki, które już wcześniej były obecne na rynkach zagranicznych, wykorzystując posiadaną wiedzę, zdobędą przewagę nad podmiotami skupionymi jedynie na rodzimym rynku. Przykładem spółki obrotu, która dzięki posiadanemu know-how oraz szybkim reakcjom na zmiany, doskonale odnajduje się w zmieniającym się otoczeniu rynkowym jest Polenergia Obrót S.A.
Spółka ta systematycznie rozwija swoją działalność zarówno w Polsce, jak i na rynkach zagranicznych. Dzięki posiadanemu doświadczeniu i elastyczności biznesowej optymalizuje koszty związane z handlem energią elektryczną i bilansowaniem swoich klientów.
Niezwykle istotne jest przygotowanie odpowiednich narzędzi oraz modeli działania w określonych scenariuszach rynkowych w świetle nadchodzących zmian. Wiele podmiotów czeka na ostateczny kształt regulacji prawnych dotyczących rynku bilansującego, bagatelizując wymiar niezbędnych przygotowań. W celu odpowiedniego przygotowania na nadchodzące zmiany i zabezpieczeniapozycji kontraktowych Polenergia Obrót opracowuje i analizuje szereg możliwych scenariuszy rynkowych, uwzględniając budowę dedykowanych modeli działania dla poszczególnych, alternatywnych scenariuszy rozwoju sytuacji rynkowej oraz implementację niezbędnych narzędzi usprawniających handel na rynkach krótkoterminowych.
Oprócz zabezpieczenia kosztów kontraktowych niezbędne będzie również dobranie odpowiedniego modelu rozliczeniowego sprzedaży produkowanej energii elektrycznej. Jeżeli wytwórca, oprócz bankowalności i stabilności finansowej kontraktu PPA, zainteresowany jest również optymalizacją efektywnej sprzedaży energii a tym samym zwiększeniem swoich przychodów, powinien w przyszłych latach poważnie rozważyć zastosowanie transzowego modelu rozliczeniowego. Stwarza on duże możliwości szczególnie w przypadku zróżnicowanych cen w różnych okresach w roku.
Dzięki możliwości zabezpieczania ceny w danym momencie na określony procent wolumenu, wytwórca ma możliwość osiągnięcia wynikowej ceny rozliczeniowej zdecydowanie powyżej rocznej ceny średniej. Różnice te już teraz sięgają od kilku do kilkunastu złotych na MWh.
Po konsolidacji rynków europejskich odchylenia cen mogą być na jeszcze wyższych poziomach, co będzie stwarzało coraz więcej możliwości handlowych. Dzięki stabilnemu partnerowi, takiemu jak Polenergia Obrót S.A., który oprócz obsługi kontraktu udziela wsparcia biznesowego i analitycznego, wytwórcy mogą zdobywać nowe doświadczenia i wiedzę rynkową, rozwijając swoje zaplecze merytoryczne.
Więcej informacji na ten i inne tematy związane z modelami rozliczeniowymi PPA oraz rynkiem origination udzieli Państwu Piotr Malik, dyrektor ds. produktów strukturyzowanych w Polenergii Obrót S.A.
Kontakt: piotr.malik@polenergia.pl; tel. 571 355 380.
artykuł sponsorowany
