Zakup energii na TGE – jak firmy mogą optymalizować koszty?

TGE: jak działa giełda i dlaczego ceny bywają ujemne

Giełda energii nie jest zwykłym podmiotem – to fundament nowoczesnego rynku energii.

Towarowa Giełda Energii, działająca od 2000 roku, stanowi centralny punkt obrotu energią elektryczną w Polsce, zapewniając transparentność notowań i płynność transakcji. Nadzór nad rynkiem sprawuje Urząd Regulacji Energetyki (URE) oraz Komisja Nadzoru Finansowego (KNF), a bezpieczeństwo techniczne systemu gwarantują Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). Wbrew obiegowym opiniom o spekulacyjnym charakterze giełdy, jest to wysoko uregulowana instytucja, na której do końca września 2024 roku odnotowano około 300 godzin z ujemnymi cenami energii elektrycznej.

Zjawisko ujemnych cen wynika z korelacji wysokiej generacji źródeł odnawialnych przy jednoczesnym niskim zapotrzebowaniu systemu elektroenergetycznego. Logika procesu rynkowego opiera się na trójce semantycznej: nadprodukcja-OZE-brak-magazynów, co w konsekwencji prowadzi do sytuacji, w której cena spada poniżej zera. W takich momentach elektrownie konwencjonalne, ze względu na sztywność technologiczną i wysokie koszty ponownego rozruchu, wolą dopłacić odbiorcom za odbiór energii, niż wygaszać bloki energetyczne.

W 2024 roku rynek zanotował historyczne minima cenowe, co stało się możliwe dzięki rekordowej produkcji z instalacji fotowoltaicznych. Poniższa tabela przedstawia przykładowe godziny, w których indeks TGe24 przyjął wartości ujemne w sierpniu 2024 roku, co bezpośrednio wpłynęło na rozliczenia podmiotów operujących w modelu spotowym.

Warto podkreślić, że 11 czerwca 2024 roku odnotowano pierwszą ujemną cenę w Polsce, co stało się sygnałem dla odbiorców przemysłowych do zmiany strategii zakupowej. Ujemne ceny nie obniżają jednak automatycznie rachunków każdego przedsiębiorstwa – korzyści te są dostępne wyłącznie dla podmiotów posiadających umowę typu spot z ceną dynamiczną. Przejście na taryfę dynamiczną umożliwia realny zarobek na konsumpcji energii w godzinach nadpodaży, co czyni ten model niezwykle atrakcyjnym dla firm posiadających elastyczne procesy produkcyjne.

Model transzowy: kupuj energię jak walutę, nie jak zboże

Transza to część rocznego wolumenu energii kupowana w ustalonym dniu notowań na rynku terminowym OTF (Organizowany System Obrotu). Przykładowo, firma zużywająca 1 GWh rocznie może podzielić swój wolumen na 12 transz po 83 MWh każda, co pozwala na uśrednienie ceny zakupu i redukcję ryzyka cenowego o 40 % według symulacji RiskSimulator. Taka strategia zabezpiecza budżet przedsiębiorstwa przed gwałtownymi skokami cen, które charakteryzują rynek energii w okresach kryzysów geopolitycznych.

Stosowanie hedgingu energii pozwala na uniezależnienie się od chwilowych wahań rynkowych, przekształcając zakup prądu w proces zarządzania aktywami finansowymi. Przedsiębiorstwa wykorzystujące instrumenty finansowe takie jak BASE_Y-24 lub BASE_Q mogą precyzyjnie planować koszty produkcji w perspektywie wieloletniej. Strategia ta jest szczególnie efektywna w sektorach o wysokiej energochłonności, gdzie udział kosztów energii w strukturze wydatków przekracza 15 %.

Efektywność modelu transzowego została zweryfikowana w szerokiej skali przez Energy Solution, zarządzającą portfelem 250 firm o łącznym zużyciu 2 TWh rocznie. Proces optymalizacji przebiega w następujących etapach:

• Audyt zużycia: Precyzyjne określenie profilu energetycznego firmy oraz identyfikacja potencjału do przesunięcia obciążeń.
• Wybór brokerów: Wyłonienie partnera handlowego oferującego dostęp do systemów TGE oraz najniższy narzut spółki obrotu.
• Rozliczenie transz: Systematyczne zakupy energii w oparciu o ustalone wskaźniki cenowe, skutkujące średnią obniżką kosztów o 300 zł/MWh.

Realne dane rynkowe wskazują na wymierne sukcesy tego podejścia: fabryka wielkopowierzchniowa w Poznaniu osiągnęła 15 % oszczędności w 2023 roku, natomiast sieć supermarketów współpracująca z firmą Brewa zredukowała koszty o 10 %. Warto negocjować klauzulę korekcyjną w umowach, która pozwala na unieważnienie transzy, jeśli cena na giełdzie spadnie o więcej niż 5 % w ciągu 7 dni od momentu zakupu.

Broker, agregator czy samodzielnie – kto może kupować na TGE

Zgodnie z art. 49 ust. 3 ustawy Prawo energetyczne, bezpośredni dostęp do systemów transakcyjnych TGE posiadają wyłącznie podmioty legitymujące się licencją Komisji Nadzoru Finansowego (KNF). Proces uzyskania statusu członka giełdy wiąże się z wysokimi barierami wejścia, obejmującymi opłatę w wysokości 50 tys. zł oraz wymóg posiadania kapitału zakładowego na poziomie minimum 125 tys. zł. W związku z tym, dla większości małych i średnich przedsiębiorstw najskuteczniejszą ścieżką jest skorzystanie z usług wyspecjalizowanego brokera energetycznego.

Broker występuje w roli pośrednika, który w imieniu klienta zawiera transakcje na Rynku Dnia Następnego lub rynku terminowym OTF. Podmiot ten pobiera prowizję, która zazwyczaj oscyluje w granicach 0,3-0,8 % wartości energii, zapewniając w zamian wsparcie analityczne i operacyjne. Wybór odpowiedniego pośrednika powinien być poprzedzony weryfikacją jego obecności na liście licencjonowanych podmiotów prowadzonej przez URE, która jest aktualizowana w cyklach miesięcznych.

Poniższe zestawienie porównuje parametry współpracy z wiodącymi podmiotami wspierającymi zakup energii bezpośrednio z giełdy.

Sezonowość i mikrotiming: kiedy kupować, by nie przepłacić

Analiza danych TGE Market Analytics wskazuje na silną sezonowość cen energii elektrycznej, co determinuje optymalne okna zakupowe. Przykładowo, średnia cena bazowa na Rynku Dnia Następnego w maju 2024 roku wyniosła 312 zł/MWh, podczas gdy w sierpniu wzrosła do poziomu 487 zł/MWh. Różnica wynosząca 175 zł/MWh przy wolumenie 1 GWh generuje oszczędność rzędu 175 tys. zł, co pokazuje wagę tzw. mikrotimingu w procesach zakupowych.

Historycznie najniższe średnie ceny RDN odnotowuje się w maju oraz wrześniu, co potwierdzają statystyki TGE z lat 2019-2023. Wynika to z umiarkowanych temperatur, które redukują zapotrzebowanie na ogrzewanie oraz klimatyzację, przy jednoczesnej wysokiej sprawności instalacji OZE. Nowoczesne narzędzia, takie jak Watson Energy, pozwalają na automatyczne monitorowanie rynku i wysyłanie alertów SMS w momencie, gdy cena spadnie poniżej zadanego progu, np. 250 zł/MWh.

Dla planowania zakupów na lata 2025-2026 zaleca się stosowanie harmonogramu transz rozłożonego zgodnie z cyklem popytowym. Optymalny model zakupu zakłada realizację 6 transz w ciągu roku:

1. Luty: Zakup pierwszej transzy przy wykorzystaniu spadków cen po szczycie zimowym.
2. Kwiecień: Realizacja wolumenu przed wzrostem popytu na klimatyzację (Q2).
3. Czerwiec: Wykorzystanie nadpodaży z fotowoltaiki w godzinach południowych.
4. Sierpień: Zabezpieczenie ceny przed szczytem jesiennym.
5. Październik: Wykorzystanie okna przed wzrostem zapotrzebowania ciepłowniczego.
6. Grudzień: Zamknięcie rocznego wolumenu przy niższej aktywności przemysłowej.

Taka struktura zakupowa – zakładająca 60 % wolumenu w Q2 i Q4 oraz 40 % w Q1 i Q3 – pozwala zminimalizować wpływ okresów o najwyższym popycie ciepłowniczym na cenę końcową. Dodatkowo, ceny dynamiczne wprowadzone od 1 lipca 2024 roku umożliwiają przesunięcie do 30 % dobowego zużycia na godziny nocne (2:00-6:00 rano), co stanowi kolejny filar optymalizacji kosztów energii w nowoczesnym przedsiębiorstwie.