Podkomisja obradująca pod przewodnictwem posła Macieja Małeckiego (PiS),  przewodniczącego podkomisji, zrealizowała następujący porządek dzienny:

– dyskusja na temat obliga giełdowego oraz roli spółki Towarowa Giełda Energii  w obsłudze i rozwoju polskiego rynku gazu i energii.

W posiedzeniu udział wzięli: Monika Gawlik dyrektor Departamentu Spółek Paliwowo-Energetycznych Ministerstwa Aktywów Państwowych wraz ze współpracownikami, Aleksandra Świderska dyrektor Departamentu Elektroenergetyki i Gazu Ministerstwa Energii wraz ze współpracownikami, Łukasz Goliszewski prezes zarządu Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych SA, Piotr Listwoń prezes zarządu Towarowej Giełdy Energii SA oraz ze współpracowniczką, Łukasz Bentkowski dyrektor Departamentu Analiz Rynkowych PGE SA, Przemysław Bielecki dyrektor Departamentu Regulacji Enea SA, Grzegorz Bujanowski dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem, Igor Muszyński dyrektor wykonawczy do spraw regulacji i zgodności oraz Piotr Sosnowski dyrektor Działu Regulacji Paliw Gazowych ORLEN SA, Adam Ferens dyrektor do spraw sieci elektroenergetycznych Polenergia SA, Paweł Jabłoński dyrektor wykonawczy do spraw zarządzania portfelem oraz Kaja Jedlińska kierownik zespołu regulacji i spraw międzynarodowych Tauron SA, Robert Jurgielaniec zastępca dyrektora Departamentu Biura Obrotu Hurtowego oraz Agnieszka Paska kierownik operacyjny Departamentu Regulacji PGE SA, Szymon Kowalski wiceprezes zarządu Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, Piotr Kardaś członek zarządu Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu wraz ze współpracownikami, Janusz Turski dyrektor generalny Stowarzyszenia Papierników Polskich.

W posiedzeniu udział wzięli pracownicy Kancelarii Sejmu: Kamila Pawluczuk i Łukasz Żylik – z sekretariatu  Komisji w Biurze Komisji Sejmowych.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dzień dobry państwu. Otwieram posiedzenie podkomisji stałej do spraw infrastruktury krytycznej, górnictwa i energetyki. Witam wszystkich gości biorących udział w dzisiejszym posiedzeniu.

Stwierdzam kworum.

Porządek dzisiejszego posiedzenia przewiduje dyskusję na temat obliga gazowego oraz roli spółki Towarowa Giełda Energii w obsłudze i rozwoju polskiego rynku gazu i energii.

Witam na posiedzeniu naszej podkomisji pana Piotra Listwonia, prezesa zarządu Towarowej Giełdy Energii. Dzień dobry, panie prezesie. Jest z nami pan Łukasz Goliszewski, prezes zarządu Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych SA, pani Olga Dzilińska-Pietrzak, manager do spraw regulacyjnych w TGE SA, pani Monika Gawlik, dyrektor Departamentu Spółek Paliwowo-Energetycznych  w Ministerstwie Aktywów Państwowych, pani Jolanta Czapla, główny specjalista w tym samym departamencie MAP, pan Henryk Kaliś, prezes zarządu Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu, pan Szymon Kowalski, wiceprezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, Piotr Kardaś, członek zarządu FOEEiG, Grzegorz Bujnowski, dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem w Orlenie, Igor Muszyński, dyrektor wykonawczy do spraw regulacji i zgodności ORLEN SA, Paweł Jabłoński, dyrektor wykonawczy do spraw zarządzania portfelem w Tauronie, Piotr Sosnowski, dyrektor Działu Regulacji Paliw Gazowych ORLEN SA. Pan dyrektor jest stałym bywalcem naszej Komisji, dziękuję.

Jest z nami pani Agnieszka Paska, kierownik operacyjny Departamentu Regulacji w PGE, pan Robert Jurgielaniec, zastępca dyrektora Departamentu Biura Obrotu Handlowego PGE, pan Przemysław Bielecki, dyrektor Departamentu Regulacji Enea SA, pan Adam Ferens, dyrektor do spraw elektroenergetycznych w Polenergii, pan Janusz Turski, dyrektor generalny Stowarzyszenia Papierników Polskich, pani Radosława Bociek, zastępca dyrektora Departamentu Elektroenergetyki i Gazu w Ministerstwie Energii, pan Michał Mikuła, przewodniczący zespołu do spraw rynku energii For FOEEiG, pani Kaja Jedlińska, kierownik zespołu regulacji i spraw międzynarodowych w Tauronie, pan Jacek Kasprzyk, członek FOEEiG, pani Marlena Stuglik, dyrektor departamentu analiz rynkowych w PGE, pan Łukasz Bentkowski, dyrektor departamentu analiz rynkowych w PGE, pan Maciej Drozd dyrektor do spraw regulacji z Polskiej Izby Magazynowania Energii i Elektromobilności i pan Waldemar Szulc, dyrektor Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie.

Szanowni państwo, porozmawiamy dzisiaj na temat obliga i na temat roli TGE. Mamy kogoś z Ministerstwa Energii? Zaraz będziemy jeszcze ustalać. Tak, jest pani dyrektor. Witam panią dyrektor Aleksandrę Świderską z Ministerstwa Energii. Już witałem panią Radosławę Bociek.

Zaczniemy od prezentacji TGE. Potem poproszę resorty o kilka zdań i później będzie dyskusja. Panie prezesie, prezentacja jest duża, ale myślę, że nie będę bardziej ponaglał, bo temat jest istotny i ciekawy, zwłaszcza jeśli chodzi o powiększenia obliga, ale z tym, że jednocześnie tylko jeden gaz tak naprawdę może sprowadzać do Polski. Panie prezesie, powiem tak. Pan wybierze formę obfitości informacji. Myślę, że też część rzeczy wyjdzie nam później w dyskusji w pytaniach, więc proszę przejść przez prezentację, a my później będziemy dopytywali.

Prezes zarządu Towarowej Giełdy Energii SA Piotr Listwoń:
Dobrze. Bardzo dziękuję, panie przewodniczący. Szanowni państwo, żeby przejść do konkretów, jeżeli chodzi o Towarową Giełdę Energii, myślę, że przez 25 lat zdążyliście państwo poznać samą spółkę i jej rolę na rynku. Z tych najważniejszych aspektów należy wspomnieć, że TGE jest podmiotem ściśle nadzorowanym przez Urząd Komisji Nadzoru Finansowego, Urząd Regulacji Energetyki, jak i również przez Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER), czyli jest regulowana na wielu płaszczyznach pod względem funkcjonalności, funkcjonowania, regulacji. Jest to podmiot, który musi prowadzić transparentny i bezpieczny obrót, podobnie jak nasza Izba Rozliczeniowa Giełd Towarowych, która również jest nadzorowana przez Urząd Komisji Nadzoru Finansowego, również w kontekście wszystkich procesów rozliczeniowo-rachunkowych, które muszą spełniać najwyższe standardy bezpieczeństwa rozliczeń i rozrachunku energii elektrycznej. Dialog jest dla nas ważny, dlatego też cieszymy się na tę możliwość spotkania się z państwem dzisiaj na podkomisji i porozmawiania na temat ważnych aspektów nie dla samej giełdy, ale właściwie dla uczestników rynku i dla rynku, jakimi są mechanizmy zwiększania podaży zarówno energii elektrycznej, jak i gazu na rynku giełdowym.

Z aspektów, które ściśle chcielibyśmy podnieść, to rola spółki, czyli przede wszystkim zapewnienie konkurencyjności rynków organizowanych przez TGE. Musimy sobie zdawać sprawę z tego, że gospodarka kraju musi być konkurencyjna wewnętrznie, ale przede wszystkim wobec innych krajów Unii Europejskiej oraz globalnie. W związku z tym wszelkie mechanizmy zwiększające konkurencyjność polskich podmiotów zasługują na szczególną uwagę i troskę, dlatego też na kolejnym slajdzie będzie troszkę o tej konkurencyjności.

Drugi aspekt to jest przejrzystość i wiarygodność cen giełdowych jako rynkowego benchmarku. Ceny, indeksy publikowane przez giełdę są wykorzystywane bardzo obszernie przez różne sektory gospodarki kraju, przez odbiorców, którzy nabywają tę energię nie tylko bezpośrednio na giełdzie czy za pośrednictwem domów maklerskich, lecz także w przetargach czy po prostu od spółek obrotu. Bardzo często benchmarkują się w rozliczeniach do cen giełdowych, dlatego też zależy nam na tym, aby odpowiednia płynność i transparentność rynku giełdowego była duża, aby każdy miał wrażenie i poczucie, że te ceny, które tworzą się na rynku giełdowym, są w oparciu o dużą ilość energii i gazu zarówno po stronie kupna, jak i sprzedaży.

Skoro mówimy o konkurencyjności i wiarygodności cen giełdowych, to niezbędne jest oczywiście zapewnienie niedyskryminacyjnego dostępu do wolumenów energii i gazu ziemnego. Bardzo szybko przez… „Giełda jako rynek konkurencyjny” – mamy cztery takie główne filary charakteryzujące rynek konkurencyjny. To jest oczywiście naturalna konkurencja, która wzmacnia konkurencję cenową pomiędzy sprzedawcami i nabywcami, niezależnie od tego, jaką grupę energetyczną czy grupę kapitałową mają za sobą. Wyrównujemy szanse pomiędzy uczestnikami rynku. To znaczy, że każdy jest równy wobec siebie na rynku giełdowym, tak jak powiedziałem, niezależnie od grupy, która za nią stoi. Naszą domeną jest bezpieczeństwo dostaw i zabezpieczenie ryzyka. Dzięki naszym produktom, które oferujemy dla uczestników rynku, można handlować z dłuższym rozciągnięciem czasowym, żeby zabezpieczyć cenę i dostawę energii i gazu w przyszłości, co, jak rozumiem, jest krytycznym i bardzo ważnym elementem zabezpieczenia tej właśnie dostawy i ceny dla przemysłu czy ogólnie odbiorców końcowych, i oczywiście odpowiednie zarządzanie ryzykiem rynkowym, ryzykiem cen.

Oczywiście musimy brać przede wszystkim pod szczególną uwagę potrzeby odbiorców, którzy na samym końcu tworzą to PKB, tworzą tę konkurencyjną gospodarkę kraju. Też zależy nam na tym, aby dobra płynność tego pierwotnego rynku hurtowego była na tyle duża, aby wszelkie mniejsze czy większe spółki obrotu mogły nabyć odpowiednią ilość towaru w rozumieniu energii elektrycznej i gazu, aby móc później na rynku detalicznym… Przez detal nie rozumiem tylko i wyłącznie odbiorców indywidualnych, domowych, ale przez „detalicznych” rozumiem również odbiorców m.in. przemysłowych, którzy w organizowanych przez siebie przetargach po prostu liczą na większą konkurencję podmiotów, którzy są w stanie dostarczać im energię i gaz niż tylko jeden czy trzech, czy czterech.

Oczywiście naszą domeną jest również optymalizacja kosztów. Należy zwrócić uwagę,  iż dzięki temu, że odbiorcy, klienci czy uczestnicy obrotu podpisują tylko dwie umowy, z Towarową Giełdą Energii i z Izbą Rozliczeniową Giełd Towarowych, czyli dwie umowy o członkostwo na wystandaryzowanych zasadach, mają dostęp do całego rynku, do 80 członków bezpośredniej giełdy oraz ponad 220 klientów domów maklerskich. To powoduje, że mamy efektywność funkcjonalną, efektywność kosztową, także w kontekście zabezpieczenia ryzyka kontrahenta, bo w umowach bilateralnych nie bierzemy pod uwagę tylko kilkunastu podmiotów, z którymi możemy handlować. Mamy otwarty rynek. Możemy tak naprawdę handlować z prawie  300 podmiotami na rynku w oparciu tylko o dwie umowy bez ponoszenia ryzyka kontrahenta, bo całość ryzyka jest przenoszona na IRGiT, która zabezpieczała odpowiednio cenę, rozrachunek finansowy i rozrachunek ilościowy zakupionej lub sprzedanej energii lub też gazu.

Ważnym aspektem jest oczywiście ograniczanie cen z perspektywy szczególnie odbiorców przemysłowych. Tutaj pozwoliliśmy sobie na przytoczenie cytatu z pewnego opracowania pani Pandery i pana Adamczewskiego, że cena energii powinna wynikać z dobrze ukształtowanego, płynnego i konkurencyjnego rynku energii. Nie ma lepszego sposobu na ograniczenie cen i zwiększanie transparentności kosztowej niż konkurencyjnie działający rynek energii, zwłaszcza w czasach transformacji, w której się znajdujemy. Oczywiście każdy rynek ma swoje bolączki. Wydaje się, że po 25 latach jesteśmy rynkiem już całkiem dobrze ukształtowanym, natomiast każdy rynek ma swoje bolączki, my również. Bolączką jest to, że często zmieniają się regulacje, które kształtują ten rynek. Obecnie naszą bolączką jest to, że na rynku giełdowym nie mamy wystarczająco dobrej płynności energii elektrycznej, która to powoduje istotne trudności z zabezpieczeniem ceny i dostawy energii w kontraktach długoterminowych przez odbiorców przemysłowych i energochłonnych.

Przechodząc do rynku energii elektrycznej, przygotowaliśmy kilka slajdów, myślę, że z państwa punktu widzenia też ciekawych, które prezentują na osi czasu od 2009 r. do właściwie obecnego roku wolumeny energii, które były handlowane co roku w podziale na rynek terminowy. To jest ten pomarańczowy, bardziej łososiowy, ciemniejszy kolor. Jaśniejszy to jest rynek spot, na którym z jednej strony możemy w ostatnim czasie obserwować dość dużą zmianę sposobu kontraktowania. Właściwie od roku 2023 widzimy, że te jaśniejsze, łososiowe słupki powoli zrównują się z tymi bardziej ciemnymi, czyli z rynkiem terminowym. To pokazuje, że wolumeny zaczynają być coraz bardziej kontraktowane na rynku spotowym. Jest to też w pewien sposób ryzyko zmienności cen właśnie dla dużych odbiorców, na to warto zwrócić uwagę.

Warto też zwrócić uwagę, że między rokiem 2009 a rokiem 2017 funkcjonowało 15-procentowe  obligo giełdowe, ale wtedy mieliśmy jeszcze kontrakty długoterminowe (KDT), które zobowiązywały wytwórców do tego, aby sprzedawać energię elektryczną w oparciu o giełdę, po to, żeby ta cena była transparentna, aby KDT-y rozliczały się o precyzyjniejszą i bardziej transparentną cenę. Mimo tego, że to było 15% obliga regulowanego, mieliśmy, jak państwo widzicie, całkiem dobrą… za chwilę to pokażę, jaka była wtedy płynność poszczególnego kontraktu. Możecie państwo zobaczyć, jaki był wtedy obracany wolumen obrotu. Na tym slajdzie jest także przedstawione, jaki jest udział wolumenu obliga w zużyciu netto, czyli ile obligo wynosi w praktyce. Można mówić o tym, że obligo wynosi 15, 30 lub 100%, ale ta różowa czy fioletowa linia realnie pokazuje i pokazywała, że w roku 2011 to obligo faktycznie miało taką wartość na poziomie około 50–60%, później ono spadało wraz z wygaszaniem KDT-ów, właściwie zakończeniem tych kontraktów długoterminowych, gdzie w roku 2016–2017 ten wolumen istotnie spadł.

Do czego to doprowadziło? 2018 rok to były dość istotne wzrosty cen energii elektrycznej w wyniku właśnie 2017 r., kiedy podaż na rynku giełdowym była dość niska. Spółki potrzebowały zakupywać energię elektryczną i nie miały za bardzo do niej dostępu. Cena rosła. To powodowało, że minister energii, wtedy pan minister Tchórzewski, zdecydował się na najpierw komunikacyjne, później regulacyjne podniesienie obliga giełdowego do 100%. Co to spowodowało? Spowodowało to, że w roku 2018, właściwie do roku 2021, obligo wynoszące 100% realnie wynosiło między 40% a maksymalnie 52% udziału tego wolumenu obliga w zużyciu netto. Widzicie państwo, że płynność rodzi płynność, czyli od wolumenu obliga handluje się dodatkowo energią, którą się kupuje, którą się sprzedaje, którą się obraca na rynku giełdowym, a to powoduje dużo większą płynność i dużo większą ilość kontraktów, co powoduje też zmniejszenie ryzyk rynkowych, spreadów cenowych, o których powiem za chwilę.

Kolejny slajd to jest właśnie płynność kontraktu BASE na następny rok, czyli najbardziej chodliwy i płynny TGE. Możecie państwo zaobserwować, że od roku 2018 do roku 2021  te pomarańczowe kwadraciki są właściwie zbliżone, przyklejone do linii zerowej. To odzwierciedla spread, jaki wtedy wynosił na kontrakcie rocznym. On kształtował się poniżej 2 zł, a przeważnie poniżej 1 zł. Ten spread w okresie kryzysowym wzrósł do bardzo dużych wysokości, nawet powyżej 130 zł, ale i konsekwentnie od 2023 r. widzimy, że ten spread zaczyna maleć, ale nigdy nie dotarł… nawet w lutym, nawet w końcówce 2025 r. wynosił średnio około 6–8 zł. Spread też jest odzwierciedleniem kosztów, jakie ponoszą uczestnicy obrotu, zakupując lub sprzedając energię elektryczną.

Ten slajd również pokazuje jeszcze jeden ważny aspekt. Kolumny zielona jaśniejsza i kolor zielony ciemniejszy to są średnie dzienne liczby kontraktów notowanych w poszczególnych miesiącach. To pokazuje, ile kontraktów mogliśmy średnio zawierać w ramach każdej sesji od 2018 r. do roku 2021. Ten wykres pokazuje, że na rynku terminowym można było nabyć między 40 a 70 kontraktów dziennie. Dzisiaj, po kryzysie, czyli rok 2024 i rok 2025, to jest 10–20 kontraktów, czyli ta płynność spadła przynajmniej dwu- albo nawet trzykrotnie. Za chwilę powiem więcej, na co to wpływa, jeżeli chodzi o uczestników rynku. Warto wspomnieć o tym, że oczywiście niska podaż, niskie obroty to jest również niska płynność, a to przeradza się także na koszty uczestników rynku giełdowego.

Kolejny slajd. Zanim przejdę do studium przypadku jako taki przykład, z czym ewentualnie odbiorcy mogą się mierzyć, to chciałbym jeszcze tylko pokazać płynność na europejskich rynkach terminowych energii elektrycznej. Tutaj pozwoliłem sobie dorysować Polskę czerwonym kwadracikiem, ponieważ nie była w ogóle wzięta pod uwagę ze względu na to, że zaczynamy od Rumunii. To jest taki współczynnik churn rate, czyli porównanie wielkości obrotów do zużycia, do konsumpcji energetycznej netto w danym kraju. W Polsce w 2025 r. ten współczynnik wynosił 0,46, gdzie państwo widzicie, że w innych krajach, nawet w Rumunii, Czechach, Belgii, Austrii, Szwecji, Hiszpanii, Holandii, we Włoszech ten wskaźnik jest na dużo wyższym poziomie. Oczywiście w Niemczech on jest najwyższy, tam głównie handluje się na instrumentach finansowych, więc też ten churn rate jest uzasadniony.

Najbardziej rekordowym rok, gdzie osiągnęliśmy 208 TWh na rynku terminowym, to był rok 2020. Wtedy churn rate Polski wynosiło 1,35, czyli bylibyśmy mniej więcej na poziomie Hiszpanii, która osiągnęła 1,3. W dalszym ciągu jesteśmy w średniej stawce. Dzisiaj to jest 0,46. Ten wykres pokazuje też, jaką mamy niską płynność rynku giełdowego niestety bez tej regulacji, która wymusza na wytwórcach, zwłaszcza w kontekście produkcji energii elektrycznej z węgla czy z gazu, handlowania tą energią na rynku giełdowym i udostępniania tej energii dla innych uczestników rynku.

Giełdowy rynek energii a obligo – to są takie ważne aspekty, które wskazują na to, że obecnie na niepłynnym giełdowym rynku energii elektrycznej występują istotne trudności w kontraktacji długoterminowej. Zobligowanie wytwórców do kontraktowania dostawy przede wszystkim w oparciu o rynek giełdowy zwiększy podaż energetyczny na giełdzie, płynność rynku i naturalną konkurencję cenową pomiędzy elektrowniami. Oczywiście obligo przyczyni się do zwiększania konkurencji na rynku detalicznym, co jest bardzo ważne i to wielokrotnie podkreślamy, że nie tylko patrzymy na obligo giełdowe tylko z perspektywy rynku hurtowego, tego pierwotnego, ale musimy patrzeć, że duża ilość spółek obrotu nabywa energię elektryczną po to, żeby być w stanie w ogóle funkcjonować na rynku detalicznym. To jest po to, żebyśmy mieli w przetargach organizować przemysł przez odbiorców dużych, energochłonnych, żebyśmy mieli nie tylko cztery oferty, ale żebyśmy mieli ich 15, żeby po prostu było z czego wybierać, aby tam była naturalna konkurencja cenowa. Więc pamiętajmy o tym, że obliga giełdowe to nie jest tylko rynek hurtowy, to jest nawet i przede wszystkim rynek detaliczny.

Oczywiście obligo, o czym mówiłem, zmiesza ryzyka rynkowe, spready i koszty handlowe. Chodzi między innymi o to, że większa płynność na giełdzie powoduje krótszy czas nabywania energii oraz niższe ryzyko zmian cen w tym czasie. Większa płynność i konkurencja podmiotów na giełdzie przyczynia się do zmniejszenia spreadów, o których już wspomniałem, czyli spreadów pomiędzy najlepszymi cenami kupna i sprzedaży poszczególnych produktów. To ma swoje odzwierciedlenie w niższych kosztach handlowych i większej skłonności do obniżenia cen przez odbiorców końcowych. Za chwilę powiem na przykładzie, o co dokładnie chodzi.

Obligo również umożliwia przedsiębiorstwom energetycznym ograniczyć ryzyko zmienności cen przez jej zabezpieczenie na rynku terminowym. Teraz dojdę do studium przypadku, który opracowaliśmy w oparciu o dane rzeczywiste. Mamy przykład podmiotu energochłonnego, przemysłowego, który zużywa rocznie 525 000 MWh, czyli 0,5 TWh. Tak jak zresztą wspomniałem, z danych na wykresie z listopada ubiegłego roku wynika, że średnia dzienna liczba kontraktów na produkcie rocznym BASE_Y +1 to około 14 kontraktów. Średnia dzienna zmienność ceny produktu rocznego w okresie 30 sesji, którą wyliczyliśmy na bazie danych rzeczywistych, wyniosła wtedy 14,20 zł.

Odnosząc się do tego konkretnego przypadku, energochłonny podmiot potrzebuje zakupić na kolejny rok 525 000 MWh rocznie. Biorąc pod uwagę to, że jeden kontrakt na instrumencie rocznym wynosi 8760 MWh, to oczywiście przy podzieleniu tego jedno przez drugie wynosi 60 kontraktów. Tyle kontraktów musi nabyć ten odbiorca przemysłowy albo bezpośrednio na giełdzie, albo za pośrednictwem domu maklerskiego, albo nawet organizując przetarg na rynku detalicznym. Tylko w takiej sytuacji spółka obrotu będzie musiała domknąć tę jego pozycję na rynku giełdowym, żeby móc dostarczyć mu tę energię energetyczną. Co to oznacza? Nawet przy bardzo sprawnym handlu, podkreślam raz jeszcze, taki podmiot jest w stanie zawrzeć dwa kontrakty z 14 dziennie, co oznacza, że niezbędne będzie 30 sesji do tego, aby domknąć tę pozycję, czyli półtora miesiąca. W tym czasie przy tej zmienności 14,20 zł, którą wyliczyliśmy, koszt dla takiego odbiorcy, który będzie musiał zapłacić za tę energię, to jest około 7,46 mln zł. To jest dodatkowy koszt. To nie jest koszt nabycia energii, tylko to jest dodatkowy koszt przez to, że płynność rynkowa jest na tyle niska, że ten podmiot musiał otwierać tę pozycję przez prawie półtora miesiąca, aby móc zrealizować dostawę na kolejny rok. W okresie obowiązywania obliga giełdowego w wysokości 100%, gdzie, tak jak mówię, ono realnie nigdy nie wnosiło o 100%, tylko maksymalnie 52%, średnia dzienna liczba kontraktów na produkcie rocznym wynosiła około 50 kontraktów, co umożliwiałoby zakontraktowanie analogicznej wielkości zapotrzebowań na dziewięciu sesjach, czyli trzykrotnie szybciej i znacznie taniej.

Jakie są z tego wnioski? Proszę państwa, musimy pomyśleć o tym, że sektor przemysłu to fundament polskiej gospodarki. W 2021 r. stanowił o zatrudnieniu 21% pracujących Polaków,  to jest około 3,6… Dobra, nie będę już wchodził bardzo mocno w szczegóły. Wypracował  23% wartości w gospodarce. Mamy też na sali przedstawicieli, którzy reprezentują produkcję metali, wyrobów gotowych, która generuje około 68 mld zł, produkcję wyrobów z gumy i tworzyw sztucznych – to jest ponad 43 mld zł, rafineryjnych i koksownie – 38 mld zł, wyroby mineralne – 29 mld zł, chemia – 26 mld zł. Ogólnie według forum energii przemysł zużywa rocznie około 67 TWh. To jest bardzo duża ilość energii, którą potrzebuje zakontraktować na rynku, dlatego musimy udostępnić im takie możliwości, aby ten rynek był płynny.

Przy obecnych poziomach płynności na giełdzie odbiorcy zmuszeni są do wyczekiwania i poszukiwania pseudookazji, czyli kontraktów spełniających warunki podstawowej konkurencyjności wobec zagranicznych przedsiębiorstw w wolumenach odpowiadających pojedynczym kontraktom. Taki model kontraktacji wydłuża jej czas, angażuje dodatkowe zasoby, generuje dodatkowe ryzyko i koszty, przenosi kontraktacje z rynku terminowego na krótkoterminowe i spot. Natomiast spółki obrotu przy niewystarczającej płynności nie są w stanie zagwarantować tym przemysłowym odbiorcom konkurencyjnych cen w przetargach, ponieważ poza swoją oczywistą marżą muszą doliczyć przy takiej płynności marże wynikające z zarządzanego ryzyka rynkowego. Jeżeli jest duża zmienność i spółka obrotu na rynku giełdowym musi zawrzeć tę ilość kontraktów odpowiadających przykładowo na tym studium przypadku 30 sesji, to ta zmienność jest całkiem spora, więc musi też to zawrzeć w swoim koszcie, co na samym końcu powoduje, że ten odbiorca przemysłowy płaci po prostu dużo, dużo więcej, niż gdyby mógł sam zakontraktować się bezpośrednio albo za pośrednictwem spółki obrotu na rynku giełdowym. To tyle, jeżeli chodzi o rynek energii.

Teraz przechodząc do rynku gazu, to jest analogiczny slajd pokazujący wolumeny historyczne obrotu na rynku giełdowym, także w podziale na rynek terminowy i rynek spot. Jak państwo wiecie, od 2014 r. funkcjonuje obligo na poziomie 55%, które, jak ta różowo-fioletowa linia wskazuje, realnie mieści się tuż poniżej 50%, jeśli chodzi o udział pomimo wolumenu obliga w zużyciu tego gazu w Polsce.

Warto zwrócić uwagę, że pomimo tego poziomu obliga gros transakcji dla podmiotów energochłonnych jest zawieranych jeszcze w sposób bilateralny, najczęściej w oparciu o zasadę take or pay,  która nie jest elastycznym sposobem kontraktacji dla podmiotów przemysłowych, które powiedzmy, że stwarza im dodatkowe ryzyka i koszty związane z zakupem gazu. To jest jedno. Później, gdyby okazało się, że tego gazu mają za dużo i potrzebują go odsprzedać, to też ten sposób kontraktowania bilateralnego nie do końca zawsze jest efektywny. Po prezentacji poproszę ewentualnie o potwierdzenia ze strony odbiorców, czy ich odczucia faktycznie pokrywają się z naszymi analizami.

Kolejny slajd pokazuje gaz ziemny i ceny giełdowe na tle cen importu. Zieloną linią są zaznaczone ceny na rynku TGE. To jest cena gazu kontraktowanego na TGE. Czerwoną i niebieską linią mamy odpowiednio zaznaczone ceny gazu. Niebieska linia to jest gaz spoza Unii Europejskiej i EFTA, a na czerwono jest gaz z UE i EFTA. Widzimy, że ten niebieski spoza UE jest cenowo najniższy, ten importowany z Europy i EFTA jest trochę droższy, ale mimo tego na TGE cena jest najwyższa. Te wskaźniki są w jakiś sposób skorelowane. Oczywiście te ceny uwzględniają koszty importu tego gazu.

Kolejny slajd pokazuje te ceny, które są niżej, czyli linie pomarańczowa, zielona, czarna itd. Pomarańczowa pokazuje spread pomiędzy TGE a hubem gazowym THE, czyli niemieckim, a linia fioletowa pokazuje spread pomiędzy TGE a TTF. Widzimy, że te linie są bardzo mocno ze sobą skorelowane, ale zawsze cena na TGE jest tzw. TTF i THE+. Niezależnie od tego,  ile wysiłków wprowadziliśmy w infrastrukturę przesyłową w Polsce możliwości importowe gazu poprzez Baltic Pipe, poprzez terminal LNG w Kłajpedzie, które mocno dywersyfikują źródła dostawy, co super nam się udało i za to gratuluję, natomiast to nie od razu ma swoje odzwierciedlenie w cenach. W dalszym ciągu ceny na rynku giełdowym w Polsce mamy z uwzględnieniem przesyłu z Niemiec, choć ta struktura importu zdecydowanie się zmieniła. Ten spread na poziomie między 5 a 6 euro za megawatogodzinę powoduje, że odbiorcy przemysłowi, którzy zużywają duże ilości gazu, są mniej konkurencyjni o te 5–6 euro na każdej megawatogodzinie niż rynki zachodnie.

Kolejny slajd pokazuje płynność rynków europejskich i rynków terminowych. Tu znowu jako Polska nie zostaliśmy ujęci mimo tego, że mamy predyspozycje i aspirujemy do hubu gazowego w naszej części regionu, ponieważ ta płynność na rynku polskim jest w dalszym ciągu niewystarczająca. Najczęściej zużywamy tylko na własne potrzeby i to dla jakiejś części sektora. Duża część energii jest jednak konsumowana czy sprzedawana bilateralnie. Pozwoliłem sobie pokazać po lewej stronie, tam, gdzie jest tabela, że TGE w 2024 r. miało ten współczynnik churn rate na poziomie 0,62, gdzie ta najniższa płynność w hubie PVB wynosiła w tym czasie 0,9. Mamy te wskaźniki zdecydowanie dużo niższe. Po prawej stronie państwo widzicie też przedstawioną płynność w różnych hubach i znowu TGE tam się nie znalazło. Po prostu na polskim rynku handlu gazem ten nasz współczynnik wynosił wtedy 0,4.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Panie prezesie, przepraszam, wszedłbym w słowo.

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
Tak, proszę.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Mamy ten współczynnik churn rate. Prosiłbym o wyjaśnienie tego rozdźwięku między współczynnikiem TTF a państwa współczynnikiem. W jakiś sposób możemy porównać Holandię do Polski w zakresie zużycia gazu. Moje pytanie brzmi: Z czego wynika ta różnica? Czy to jest tak, że oni musieliby kilkakrotnie więcej obrócić tym gazem, czy oni mają na przykład wliczone w tym współczynniku instrumenty finansowe, a państwo macie po prostu sprzedaż z dostawą?

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
Tak, na pewno…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Co po waszej stronie mogłoby się pojawić, żeby zwiększyć ten współczynnik oprócz zwiększenia obligo? Jeżeli nawet to obligo poszłoby do 85% albo, powiedzmy, o 60% w górę, albo o 30 punktów procentowych, to i tak nie zmieni tej struktury. Prosiłbym o wyjaśnienie… Czy porównujemy, nie wiem, gruszki do gruszek, czy mówimy o dwóch różnych światach?

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
Tak jak powiedziałem, churn rate to jest wolumen kontraktowany, wolumen obrotu na danym hubie lub giełdzie w stosunku do konsumpcji energii elektrycznej… przepraszam, gazu. Jeżeli konsumpcja w danym kraju jest odpowiednio mniejsza, a wolumeny są duże, to churn rate  jest duże, powyżej jednego albo nawet więcej. U nas produkty, które oferujemy na TGE, to są produkty, forwardy z fizyczną dostawą, czyli kontrakty długoterminowe z fizyczną dostawą. To jest element, który jest spójny, ale też różniący nas od niektórych większych hubów gazowych, w których też instrumenty finansowe odgrywają rolę, są łatwiejsze w obsłudze w związku z tym, że nie są związane z fizyczną dostawą gazu. Natomiast nie zmienia to też takiego aspektu, że na wykresie po prawej stronie mamy other European Union hubs, gdzie mimo tego ten współczynnik jest dużo, dużo wyższy, dużo więcej terawatów tam się obraca niż na TGE.

Czy zamierzamy coś z tym zrobić? Oczywiście. Nie jesteśmy rynkiem, giełdą, która liczy tylko i wyłącznie na obligo jako element, który zbawi świat i Polskę. Również pracujemy nad tym, żeby także zaoferować naszym uczestnikom obrotu możliwość kontraktowania bezdostawnych produktów, czyli w oparciu o instrumenty finansowe futures na gaz. Jednakże nasze konsultacje z uczestnikami rynku pokazują, że nawet jeżeli wprowadzimy tego typu produkty, to i tak większość podmiotów, odbiorców może być zainteresowana dodatkowo zabezpieczeniem ceny bezdostawnej, ale przede wszystkim dla odbiorców i dużej części uczestników liczy się dostawa i te zachodnie huby w dużej części opierają się o kontraktowanie długoterminowe, również z dostawą gazu.

Poseł Krzysztof Gadowski (KO):
Jeszcze jedno pytanie, które padło, ale chyba pan nie zauważył albo umknęło panu. Czy to podniesienie obliga w jakim sensie jest w stanie zmienić te wskaźniki i ewentualnie o ile to obligo musiałoby wzrosnąć?

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
Mam slajd na samym końcu, który pokazuje mniej więcej, jak przewidujemy obligo giełdowe na tych projektowanych poziomach, jakie może osiągnąć wolumeny obrotu, jeżeli możemy poczekać chwilę do tego momentu. Upraszczając odpowiedź, na takim przykładzie, gdzie płynność dostarczana przez obligo powoduje dodatkowe wolumeny obrotu. To powoduje, że pomimo tego, że obligo na gaz wynosi 55%, wolumen tego prawdziwego obliga się zmienia. Państwo widzicie tam niebieską czy fioletową, różową kropkę. Ona odzwierciedla wolumeny. One są w zależności od tego, jaką mamy ilość konsumpcji gazu, więc czym więcej będzie wolumenu wynikającego z obliga giełdowego, gazowego na giełdzie, to będzie powodowało automatycznie dużo większą ilość także dodatkowych transakcji wynikających z tego obliga, takiego wtórnego obrotu na rynku, co powoduje właśnie zwiększoną płynność, zmniejszenie ryzyk rynkowych, spreadów cenowych itd., które są ważne z perspektywy odbiorców, m.in. także przemysłowych.

Jeżeli chodzi o giełdowy rynek gazu a obligo, na pewno obligo zapewni dostępność gazu na hurtowym rynku niezależnie od siły rynkowej poszczególnych podmiotów, na co chcę zwrócić uwagę, że to jest podstawowa funkcja TGE. Obligo umożliwi elektroenergetyce, która ma coraz większe zapotrzebowanie na gaz teraz i będzie miała je wkrótce, aby elastycznie móc kontraktować gaz w podobny sposób, jak kontraktują energię energetyczną, czyli kiedy kontraktują terminowo zakup energii elektrycznej, to również jednocześnie na tym samym rynku chcieliby kontraktować także zakup gazu, który by odzwierciedlał ich zapotrzebowanie. Dzięki temu będzie możliwe elastyczne bilansowanie swojego zapotrzebowania na rynkach spot gazu, które mamy dostępne. Ta elastyczność będzie się odmieniała przez przypadki przez najbliższe miesiące i nawet lata. W naszym interesie jest, żeby zapewnić taką możliwość handlu i elastyczność.

Co jest jeszcze bardzo ważne z perspektywy konkurencyjnego rynku gazu? Oczywiście obligo gazowe nie jest remedium – nie chciałbym powiedzieć, ale tak się mówi – na całe zło, choć tutaj nie mamy zła, bo mamy po prostu całkiem dobrze prosperujący rynek. W ostatnim czasie te wolumeny rosną i bardzo się z tego powodu cieszymy, ale uważamy, że jest to jeden z elementów kompleksowych działań, który należałoby podjąć, aby rynek gazu w Polsce był bardziej konkurencyjny. Między innymi tutaj mówimy o ustawie o zapasach, o tym, że jeżeli mamy aspiracje być hubem gazowym, to nie tylko w ujęciu fizycznego przesyłu i dalej kontraktowania tego w sposób bilateralny, ale aby stworzyć faktycznie silny, mocny indeks w regionie, który byłby skorelowany z zachodnimi rynkami i hubami, ale zbliżonymi, nie względem 5 czy 6 euro. Mamy do tego predyspozycje i mam nadzieję, że nie zaprzepaścimy tej szansy, aby stworzyć dla naszego regionu tak mocny, silny indeks cenowy, zwłaszcza że poprzez nasz kraj możemy i powinniśmy zasilać też naszych partnerów z zagranicy, którzy tego gazu także potrzebują. Jeżeli tego nie będziemy robić, to po prostu jest też taka obawa w kontekście bezpieczeństwa gazowego w Polsce, że za parę lat będą chęci do tego, żeby wrócić do importu gazu z Federacji Rosyjskiej, nie przez nas, tylko oczywiście przez naszych sąsiadów.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Panie prezesie, tu znów bym się zatrzymał. Pan powiedział teraz bardzo ważną rzecz. Zresztą już jedno pytanie pan mi, nie powiem, wyczerpał, ale poruszył. Co jest potrzebne państwa oczami, żeby się ziściło to, że będziemy mieli silny indeks Polski, że będziemy rywalizowali z np. TTF czy z norweską giełdą, z niemiecką giełdą, ale tu, w tym rejonie Europy, będziemy numerem jeden? Co po państwa stronie powinno się ziścić, po stronie firm, a co po stronie legislacji? Co my jako posłowie możemy zrobić? Jaki powinien być kierunek, czy organizacyjny? Jeszcze zadam pytania dotyczące też takich spraw funkcjonowania giełdy. Co powinno się wydarzyć co po stronie państwa, co po naszej stronie?

Teraz jeszcze poprosiłbym o doprecyzowanie, dlaczego według państwa w Polsce mówimy o kupnie z dostawą, i klienci są tym zainteresowani, a w Holandii bardzo mocno kręci się obrót instrumentami finansowymi. Czego brakuje w Polsce, żeby to się działo?

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
Zacznę od końca. W Polsce w 2012 r. zrobiliśmy analogiczne produkty na rynku energii elektrycznej, ponieważ uczestnicy tego oczekiwali. Chcieli przede wszystkim zabezpieczyć cenę niezależnie od zmieniających się uwarunkowań geopolitycznych czy makroekonomicznych.  To, co różni forwardy od futuresów, to jest to, że w futures nie wiemy, jaka jest cena. My wiemy tylko, po jakiej cenie zawieramy transakcję, ale ona każdego dnia się zmienia w zależności od tego, co się dzieje na rynku. Tak naprawdę na końcu rozliczamy się po innej cenie, niż ją pierwotnie zakupiliśmy. Forwardy dają poczucie bezpieczeństwa podmiotom i sprzedającym, i nabywającym, że niezależnie od tego, co się dzieje na rynku, sprzedajemy po tej samej cenie na samym końcu każdego dnia w realizacji dostawy, po jakiej to zakontraktowaliśmy. Taka forma kontraktacji w Polsce przyjęła się najbardziej.

Również to, że rynek instrumentów finansowych jest objęty innym reżimem regulacyjnym, bardziej unijnym, ustawami MiFID, ustawami EMIR, przez które do rozliczania instrumentów finansowych potrzebne są izby rozliczeniowe typu CCP, w których nie można wnosić o zabezpieczenie pieniężne w postaci uprawnień do emisji CO₂, praw majątkowych, gwarancji bankowych… W ostatnim czasie od czasu covidowego mamy również 777, które można… wnosić zabezpieczenia do wysokości 75% zabezpieczeń w naszej izbie rozliczeniowej. To powoduje elastyczne podejście, wprowadzające bardzo dużo oszczędności po stronie uczestników rynku, którzy mogą skorzystać z tych możliwości. Gdybyśmy byli na instrumentach finansowych nie można by było z tego skorzystać. W tej transformacji, której jesteśmy, tego typu produkty, które oferujemy, mają swoje uzasadnienie, bo są po prostu dużo tańsze w obsłudze na rynku.

Tak jak powiedziałem, będziemy musieli zaoferować instrumenty finansowe.  W zależności od tego, jakie będą potrzeby, uczestnicy będą mieli dowolność handlu na jednych i na drugich produktach. Mimo to wierzymy… Też nasz polski rynek kształtuje się od dłuższego czasu i mimo tego dopiero powoli wchodzimy w taki sposób zachodniego kontraktowania. Wcześniej nie myśleliśmy o instrumentach finansowych. To było dla nas trudniejsze do obsłużenia. Zawsze byliśmy powiązani z dostawą, że dostawa energii i gazu jestem tym podstawowym narzędziem i elementem, który nas interesuje. Dlatego te forwardy tak się przyjęły i są z nami do tej pory.

Jeżeli chodzi o to, co powinno się zmienić, to generalnie koszty, czyli to, co powiedziałem, czy futures albo forward, to jest przede wszystkim koszt zabezpieczenia ceny dla uczestników tego rynku. Jeśli chodzi o to, co powinno się zmienić, to kompleksowe działania, które my identyfikujemy, to jest zwiększenie konkurencyjności. Po pierwsze, powinniśmy budować rynek giełdowy. Jeżeli chcemy stworzyć silny indeks, to on nie może być pozagiełdowy, bo my wtedy nie znamy cen kontraktacji pomiędzy podmiotami bilateralnie. Powinien on być w oparciu o rynek giełdowy. Każda dodatkowa cegiełka wolumenu to rynek płynny z niższym spreadem, który daje bezpieczeństwo w każdym momencie otworzenia i zamknięcia pozycji, niezależnie od wielkości podmiotu, który potrzebuje się zakontraktować.

Na pewno mamy dużo podmiotów, które chcą nabywać gaz, ale mało podmiotów, które mogą go dostarczyć. Musimy się otworzyć na konkurencję w zakresie podaży. Wiem, że od razu logika wskazuje: OK, ale to będzie konkurencja dla Orlenu, czyli naszego czempiona, którego też Skarb Państwa ma udziały i dywidendy, natomiast wierzymy w to, że nawet otwarcie konkurencji i prowizoryczne zmniejszenie w pierwszym roku, dwóch czy trzech latach udziału w rynku Orlenu spowoduje, że stworzymy faktyczny, handlowy hub gazowy i skala jego obrotów, z którymi będziemy mieli do czynienia, pozwoli Orlenowi odrobić tę różnicę tej utraty udziału, a spowoduje, że my będziemy mieć silny indeks, dużo większą płynność i bezpieczeństwo również w zakresie pozyskiwanego gazu. Dlatego też, żeby móc się otworzyć na stronę podażową, powinniśmy także zmodyfikować ustawę o zapasach, która dzisiaj jest ograniczeniem dla podmiotów, które chciałyby być po tej stronie rynku i sprzedawać gaz dla odbiorców. Niestety dzisiaj ona po prostu mocno ogranicza stworzenie takiej konkurencji.

Tak jak powiedziałem, to jest kompleksowe działanie, to nie jest tylko obligo i to należy sobie jasno powiedzieć. Obligo jest jednym z elementów, które wspiera. Nie jest samym remedium na wszystko.

Tu będzie bardzo krótkie studium przypadku. Można powiedzieć, że jest duży podmiot, duży odbiorca przemysłowy o zapotrzebowaniu około 2 mld m³ gazu. Już niezależnie od tego, czy to będzie 1 mld, czy mniej, to można osoba łatwo podzielić. Biorąc pod uwagę, że mamy obecnie spread cenowy między cenami na TGE a TTF+ czy THE+ te 5–6 euro, to koszt wynikający z samego tego spreadu i wielkości zapotrzebowania na dostawę gazu wynosi około 110–132 mln euro. To jest bardzo dużo, to jest 0,5 mld zł dla dużych odbiorców przemysłowych. Jeżeli to będzie dwa razy mniejsza wielkość, to będzie połowa, czyli 250 mln zł. Są bardzo duże koszty, gdzie już na starcie kupując ten gaz do wyprodukowania swojego dobra, jesteśmy już niekonkurencyjni, bo to podnosi ceny tego dobra, które chcemy produkować.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Czyli pan prezes podał, ile płacą więcej Azoty, ile płaci więcej KGHM, ile płaci więcej na przykład Enea, tak?

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
Odzwierciedlając te zapotrzebowanie, to tak by to wyglądało. Oczywiście w tym przypadku…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dyrektor Orlenu kręci tu głową, ale państwo te spready macie duże. To tak wygląda. Panie dyrektorze, doceniam, że pan jest. Tu powinien być ktoś z zarządu i z tego się tłumaczyć.

Panie prezesie, teraz jeszcze wrzucę temat obliga. Jeżeli dojdzie do 85%, to spółki, które wymieniłem: KGHM, Azoty, Enea – one przekraczają 15%. Więc i tak będą musiały kupować przez giełdę, nie będą mogły kupić bilateralnie od importera, tak?

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
Natomiast co w tym złego, żeby kupować na rynku giełdowym?

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Po prostu tak pytam.

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
One i tak kupują. Te ceny są bardzo często w jakiś sposób skorelowane z rynkiem giełdowym. Jeżeli mamy możliwość zakupić na giełdzie, to czemu nie kupić na giełdzie, na rynku transparentnym niż na rynku detalicznym?

Chciałbym już kończyć prezentację. Pan przewodniczący pewnie chciałby rozpocząć już dyskusję. Przechodzę do już ostatnich slajdów: „Konkurencyjny rynek giełdowy”, rynek energii. Jest to zapewnienie bezpieczeństwa dostaw, kształtowanie cen, eliminacja monopoli właśnie poprzez funkcjonowanie rynku giełdowego i dostęp do rynku.

Chciałbym podkreślić ostatni punkt na tym slajdzie. Każdy z nas jako odbiorca indywidualny ma pierwsze prawo zmiany dostawcy energii elektrycznej i gazu. To dotyczy zarówno energii, jak i gazu. Jeżeli my musimy regulacyjnie doprowadzać do tego, w naszym przypadku niestety regulacyjnie, aby tworzyć konkurencję na rynku detalicznym, abyśmy my jako odbiorcy indywidualni również mieli prawo do zmiany dostawcy, a nie tylko byli ograniczeni do jakiejś tam grupy podmiotów, która została kiedyś uprzywilejowana tym, że ma albo takie możliwości magazynowe, albo ma takie możliwości importowe, albo ma takie możliwości wytwórcze… Jeżeli dostali to kiedyś z dobrem inwentarza, to jako spółki publiczne, jako spółki państwowe również w tym zakresie mają pewne swoje rzeczy do zrealizowania. Dlatego naszym zdaniem jako podmiotu prowadzącego rynek giełdowy i obrót transparentny powinni po prostu dzielić się tymi wolumenami i wrzucać na rynek giełdowy po to, aby móc zrealizować podstawowe prawa konsumenta jako zmiana dostawcy energii czy też gazu.

Wolumeny, o które też było pytanie. W 2025 r. wykres pokazuje obroty bez obliga na poziomie poniżej 75 TWh. Jeżeli weszłoby obligo w tym kształcie przedstawianym w obecnych regulacjach od połowy roku, czyli od 1 lipca, co warto zaznaczyć, transakcje wewnątrzgrupowe musiały być objęte obligiem. Naszym zdaniem to jest bardzo ważny aspekt i to nie jest prawda, że to jest prawo nabyte. Wyroki sądów konstytucyjnych również wskazują na to, że to nie jest prawo nabyte. Można dokonywać takich zmian i oczekiwać regulacyjnie, aby coś, co było wcześniej zawarte, zostało jednak objęte obligiem i dostosować tę kontraktację na rynek giełdowy, przesunąć tę kontraktację. Przy takim założeniu, że obligo wchodzi od połowy roku i transakcje wewnątrzgrupowe są objęte obligiem, to możemy liczyć na wolumeny w 2026 r. powyżej 150, około 160 TWh. Z czasem one będą się zmniejszały. Ten peak roku 2026 wynika z tego, że jeżeli ustawa wejdzie w życie od połowy roku, to znaczy, że podmioty zobowiązane będą musiały nabyć ilość energii elektrycznej za drugie półrocze, ale jednocześnie będą to traktowały jako przyszły rok. Dlatego jest taki wzmożony handel po prostu w tym jednym półroczu, który powoduje ilość tej energii obracanej na giełdzie. W kolejnych latach ten wolumen spada w wyniku tego, że mamy kontraktację w krótkim okresie czasu zarówno na rok obecny, jak i na kolejne,  i też spada w wyniku tego, że sama ilość energii elektrycznej produkowanej ze źródeł konwencjonalnych będzie po prostu malała.

Tu też znowu warto to podkreślić, że jeżeli obligo giełdowe nie uwzględniałoby w sobie transakcji wewnątrzgrupowych, czyli transakcje wewnątrzgrupowe zostałyby takie, jakie są, to te wolumeny, tylko że dużo niższe, zostaną przeniesione na rok 2028. Tak szacujemy, że obecnie kontraktacja wewnątrzgrupowa może się odbywać na rok, dwa do przodu, co spowoduje, że ten zamierzony efekt, który mielibyśmy, który powodowałby zwiększenie płynności, o który wszyscy, przynajmniej odbiorcy i też giełda postuluje, po prostu zostałby przeniesiony o dwa lata do przodu, czyli gdzieś na rok 2028.

Jeżeli chodzi o gaz ziemny, to obecny poziom tutaj… Przepraszam, tu jest pomyłka, jest napisane „obroty bez obliga”, tu powinno być oczywiście „obroty z obligiem na poziomie 55%”. Mam na myśli, że bez tego dodatkowego obliga, które w tej chwili jest proponowane. W zeszłym roku to wynosiło 175 TWh. To zwiększenie poziomu obliga spowoduje mniej więcej wzrost o około 22% do poziomu 215. Oczywiście obligo zależne jest od tego, jakie jest zużycie gazu w Polsce, więc te wartości mogą się różnić. To są takie nasze oscylacyjne poziomy. Ta różnica między, powiedzmy, te 215 a 175, to jest jeszcze ta część wolumenu gazu, którym w dużej części są zainteresowane podmioty energochłonne, to jest przemysłu, które dzisiaj nie mogą nabyć tego gazu, lub mają dość istotne ograniczenia w płynności, w dostępności tego gazu. Mimo tego, że te wolumeny w ostatnim roku się zdecydowanie polepszyły, niż miało to miejsce w poprzednich latach. To tyle z mojej strony. Dziękuję.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dziękuję bardzo.

Zapytam. Pierwsza rzecz, jeszcze wracając do tego podniesienia rangi i pozycji naszej giełdy. Czy bez instrumentów finansowych jest możliwość wzrostu znaczenia indeksu państwa i rozwoju giełdy w naszej części Europy? To jest jedna rzecz. Mam drugie pytanie. Aby móc handlować na TGE, trzeba to robić przez biuro maklerskie. Jak wygląda to na innych giełdach? Jeżeli niemiecki…

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
To znaczy… Od końca, czyli… A, przepraszam.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Jeszcze ja, panie prezesie. Jeżeli przyjmujemy, że zwiększa się obligo giełdowe w tej wysokości, którą proponuje rząd, to przychody państwa powinny wzrosnąć o 100%. Kiedy obligo było obniżane kilka lat temu w związku z kryzysem cenowym na rynku energii i gazu, to państwo podnieśliście stawki, bo zmniejszył wam się wolumen. Czy w związku z tym, jeśli zwiększy wam się wolumen, czy zrobicie analogiczny ruch, obniżając stawki? To takie pytanie o stawki.

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
W takim razie zaczniemy od końca, czyli pytań o stawki i koszty. My też odrobiliśmy pracę domową, jeśli chodzi o koszty związane z obrotem zabezpieczeniami na rynku gazu i porównaliśmy te koszty do kosztów ceny hurtowej gazu lub też dla gospodarstw domowych i dla obecnych… Jeszcze bez zwiększenia, to nawet jak sobie pomnożymy to razy dwa, tak jak pan przewodniczący powiedział, dzisiaj łączne koszt handlu, rozliczeń i zabezpieczeń dla każdej megawatogodziny versus cena hurtowa gazu przy obecnych poziomach zabezpieczeń, które można wnosić w wyniku regulacji, to są prawie 2‰ wartości tej transakcji i też ceny. Uważam, że to są bardzo niskie wartości i nie warto na nie w ogóle patrzeć w kontekście tego, jaki podstawowy cel ma obligo. W kontekście domowych cen to jest 1,2‰. To jest udział kosztów TGE i izby rozliczeniowej, czyli ogólnie handlu na TGE i rozliczeń w izbie, jeśli chodzi o cenę gazu. Mówimy o bardzo znikomych wartościach, nieznaczących w kontekście tego, jaką rolę i znaczenie ma obligo dla odbiorców w tym kraju.

Idąc do pytania odnośnie do sposobu handlu, nie tylko przez domy maklerskie, to oczywiście mamy obecnie na giełdzie 80 podmiotów bezpośrednich. Na giełdzie działają bezpośrednio największe podmioty, które specjalizują się handlem energią czy też gazem ziemnym, ale mamy też duże firmy, których core biznesu nie polega na handlu energią czy gazem, które działają przez domy maklerskie, ale nie jest to wymóg. Można działać zarówno bezpośrednio, jak i w domu maklerskim. Po prostu są to pewne aspekty funkcjonalne. Nie trzeba mieć maklera, żeby handlować przez dom maklerski. Post trading jest też załatwiany przez dom maklerski, więc powiedzmy, że jest dużo więcej dogodności dla podmiotów, które nie specjalizują się wprost i handel energią czy też gazem to nie jest ich core biznesu.

Fakt jest taki, że futuresy na energię nie pozwalałyby za bardzo rozliczać się przemysłom energetycznym bezpośrednio na giełdzie, bo wtedy wchodzimy już w reżim instytucji finansowych i trzeba działać bezpośrednio za pośrednictwem domów maklerskich. To powoduje podwojenie tego kosztu, bo zawsze jest dodatkowy pośrednik, który jest gdzieś po drodze.  Ten model, który jest przyjęty w Polsce, jest bardzo efektywny kosztowo, jeśli chodzi o handel i rozliczenia, czyli koszty wynikające po prostu z tego, z czego utrzymuje się TGE i IRGiT, ale również i przede wszystkim, bo to są nieistotne koszty… Przede wszystkim przez wiele lat wprowadziliśmy z izbą… Nawet pan przewodniczący pamięta, jak na posiedzeniach w ramach spotkań sztabu kryzysowego w Ministerstwie Energii i też Ministerstwie Aktywów Państwowych, razem z prezesem Łukaszem robiliśmy wszystko, co możliwe z naszej strony, aby te koszty funkcjonowania rynku giełdowego były jak najniższe i one do tej pory funkcjonują.

Naprawdę mamy bardzo fajnie funkcjonujący rynek. Futures podrożyłby to funkcjonowanie, więc my go wprowadzimy, ale słyszymy od uczestników rynku, że Forwardy w dalszym ciągu mogą być najbardziej preferowaną formą. Oczywiście jest to kwestia dalszego etapu rozwoju rynku. Czy to już jest taki etap, że futuresy zastąpią forwardy? Może niekoniecznie, bo w dalszym ciągu w Europie Zachodniej także kontraktuje się właśnie w oparciu o forwardy.

Pierwsze pytanie było właśnie dotyczące churn rate, czy jest możliwe zbudowanie na forwardach. Jest oczywiście ograniczone. Nie zbudujemy churn rate na pięciokrotnie wyższych wolumenach obrotu niż konsumpcja gazu w Polsce, ale jesteśmy w stanie go zbudować na poziomie 1, 1,5, 2, czyli dwukrotnie więcej, niż jest konsumpcja. Mamy przecież bardzo duże możliwości importowe gazu do Polski. Nie ma przeciwwskazań, żebyśmy wylądowali przynajmniej w środku stawek tych hubów gazowych, żeby nasz hub regionalny w tej części Europy był naprawdę znaczący, żebyśmy mogli zachęcić podmioty zagraniczne do dołączenia wolumenowo do tego hubu. Nie chodzi tylko o to, żeby budować płynność na Orlenie. Orlen dołoży swoją cegiełkę, ale inni także muszą dołożyć cegiełkę do tej płynności.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dziękuję bardzo.

Teraz poproszę Ministerstwo Energii z materiałem.

Dyrektor Departamentu Elektroenergetyki i Gazu Ministerstwa Energii Aleksandra Świderska:
Dzień dobry, Świderska Aleksandra, Departament Elektroenergetyki i Gazu.

Może nie będę zabierać wiele czasu. Przekazaliśmy materiał i on też częściowo wpisuje się w to, co tak szeroko opisywał pan prezes w zakresie funkcjonowania giełdy. Z punktu widzenia ministra energii traktujemy obligo giełdowe nie jako cel sam sobie, tylko faktycznie środek do realizacji większego celu. Dostrzegamy jego potencjalną rolę, jaką jest możliwość przyczynienia się do zwiększania wolumenu czy energii, czy gazu ziemnego, jaka jest obracana na giełdzie, co może przyczyniać się do budowy płynnego obrotu na rynku hurtowym, ale też przekładać się na usprawnianie obrotu na rynku detalicznym. To właśnie jest nie do przecenienia – przyczynia się do pokazywania czy wyznaczania pewnego benchmarku cenowego dla innych uczestników rynku, o czym również pan prezes wspominał. Kwestia tego benchmarku, przynajmniej na rynku energetycznym, będzie tylko rosła. Sprzedawcy już od jakiegoś czasu oferują oferty z ceną dynamiczną dla odbiorców indywidualnych, więc dostrzegamy dużą rolę tego obliga, to znaczy, bardziej budowania wolumenu.

Jeżeli chodzi o energię energetyczną, wydaje nam się, że ta rola obliga jest nie do przecenienia. Stąd pojawi się ten nasz projekt rządowy zmiany ustawy – Prawo energetyczne, gdzie przywracamy obligo giełdowe dla energii elektrycznej na poziomie 80% i proponujemy podwyższenie obiega giełdowego dla gazu ziemnego do poziomu 85%.

W tym kontekście zwiększania obciążeń dotyczących obliga kluczowym czynnikiem dla nas jest kwestia kosztów dla uczestników rynku. Pan przewodniczący też o to dopytywał i w tym kontekście otrzymaliśmy uwagi od uczestników rynku, które wpisywały się też we wcześniejsze informacje, które gdzieś krążyły. To jest kwestia możliwości zamiany zabezpieczeń finansowych na zabezpieczenia o charakterze niefinansowym. Do końca roku akurat jest możliwość uiszczania tych zabezpieczeń o charakterze niefinansowym w wysokości 75%. Propozycja ze strony rynku polega na tym, aby podwyższyć ten procent. Będziemy rozpatrywać te uwagi z właściwymi resortami, bo w tym zakresie akurat resort energii nie jest w stanie podjąć samodzielnie decyzji. Jakkolwiek kibicujemy i uważamy, że w połączeniu z faktycznie płynnym funkcjonowaniem rynku giełdowego jest to dobre posunięcie.

Wcześniej rozmawialiśmy też z prezesem à propos faktycznie obniżania zabezpieczeń finansowych, że trzeba to zrobić bardzo mądrze, tak żeby nie obniżyć bezpieczeństwa obrotu na giełdzie. Ta kwestia jest absolutnie na naszym radarze. Też to, co dostrzegliśmy, co jasno wynika z uwag, które otrzymaliśmy w uzgodnieniach i w konsultacjach publicznych, to jest kwestia tego, aby mechanizm był na tyle dobrze skonstruowany, żeby po jego wejściu w życie jego skutek jak najszybciej się uwidocznił. Chodzi o to, żeby nie wprowadzać jakichś wyłączeń, możliwości faktycznie blokowania na kolejne lata, bo taka jest tendencja po stronie uczestników rynku, aby wprowadzać wyłączenia, mieć możliwość zawierania kontraktów długoterminowych poza giełdą. Tak że jest ta tendencja do odwlekania pozytywnego skutku podwyższenia obliga w energii elektrycznej, dostrzegamy ją, ale chcielibyśmy, żeby mechanizm był wyważony. Z jednej strony, żeby właśnie ten skutek zmaterializował się dość szybko, ale z drugiej strony też nie chcielibyśmy zaskakiwać uczestników rynku. Stąd nie jestem przekonana, czy akurat wprowadzenie tych zmian będzie możliwe od połowy roku, czy może jednak w trochę dalszym terminie. Naszym głównym celem jest wyważenie interesów wszystkich uczestników rynku, tak żeby ostatecznie ten efekt był pozytywny dla wszystkich i żeby mogli go też również poczuć odbiorcy domowi w takim zakresie, bo to o nich najbardziej nam chodzi i na nich nam zależy.

Jeżeli chodzi już konkretnie o obligo giełdowe dla gazu ziemnego, też pan prezes poruszył kwestię tego, że nie jest to jedyny faktor, który decyduje o płynności obrotu. Głównym czynnikiem czy jednym z głównych czynników pozostaje ustawa o zapasach. Chyba wszystkim stronom sceny politycznej przyświeca jeden cel – to jest bezpieczeństwo energetyczne, natomiast istnieje różnica w podejściu i środkach. Stąd dotychczasowe losy ustawy o zapasach z zeszłego roku.

Będziemy wracać do tej dyskusji w Ministerstwie Energii. Być może ten temat jest na tyle wrażliwy, że poza zwykłymi uzgodnieniami, konsultacjami pewnie będzie potrzebna jakaś dyskusja na poziomie politycznym ponad podziałami, tak żeby wszyscy byli pewni, że zaproponowany mechanizm zabezpiecza to, co najważniejsze, czyli bezpieczne dostawy do odbiorców, ale przy okazji w jakimś zakresie zmniejsza obciążenia administracyjne i finansowe po stronie uczestników rynku, tak żeby faktycznie też w tym zakresie wesprzeć przedsiębiorstwa…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Pani dyrektor, przepraszam, przerwę. Nie poruszajmy tematu zapasów bez kierownictwa ministerstwa.

Dyrektor departamentu ME Aleksandra Świderska:
Jasne.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Myślę, że będzie może okazja do powrotu do tego tematu na forum całej Komisji energii.

Zapytam panią dyrektor. Skąd wzięliście w Ministerstwie Energii te progi 80 i 85% w obligach? Z jakich obliczeń to wyszło, że akurat ten próg jest optymalny oczami Ministerstwa Energii?

Dyrektor departamentu ME Aleksandra Świderska:
Jeżeli chodzi o energię elektryczną, to przyznaję, że prowadziliśmy robocze uzgodnienia i z prezesem Urzędu Regulacji Energetyki i z Towarową Giełdą Energii, gdzie próbowaliśmy spojrzeć na sprawę od strony wolumenu obrotów, tak żeby ten wolumen był na poziomie gdzieś chociażby zbliżonym do 2022 r. i to 80% w naszym wspólnym odczuciu pozwalało faktycznie wrócić do takiego wolumenu obrotów. Natomiast przykro mi, ale nie jestem w stanie odpowiedzieć na to pytanie dotyczące wartości 80% przy gazie ziemnym, ponieważ wskutek zmian w organizacji rządu i przechodzenia tego tematu my jako departament otrzymaliśmy to zadanie już do realizacji niejako po Ministerstwie Przemysłu, więc ja nie znam tego źródła. Przykro mi.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
To jest prośba o przekazanie w Ministerstwie Energii, że jeśli będzie ustawa w Komisji, to na pewno będą pytania w tym zakresie z prośbą o dokładne wyliczenie.

Dyrektor departamentu ME Aleksandra Świderska:
Czy mogę, panie przewodniczący? Oczywiście ja nie jestem członkiem kierownictwa, ale te wartości są tylko propozycją, też otrzymaliśmy uwagi do poziomu, więc myślę, że jeszcze się…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Pani dyrektor, chciałbym mieć pewność, że jeśli pan minister energii przyniesie nam ustawę do Sejmu, ustawę rządową, ale prowadzi ją minister energii, to będziemy wiedzieli, że próg 80% w energii elektrycznej i próg 85% w gazie nie wynika z tego, że ktoś siedział i powiedział: „dobra, weź, wpisz 80%, „nie, nie przesadzaj wpiszmy 85%”, albo odwrotnie, tylko że stoją za tym liczby, wyliczenia i konkretna kalkulacja. Tylko o to mi chodzi i o to będziemy na pewno pytać przy ustawie. Teraz poproszę kolejne pytania.

Właśnie miałem zapytać pana przewodniczącego Krzysztofa Gadowskiego, czy ma pytania, a ma. Proszę.

Poseł Krzysztof Gadowski (KO):
Dziękuję bardzo.

Pani dyrektor, rzeczywiście pracujemy nad tymi ustawami. Ministerstwo wyłożyło… prowadzicie konsultacje. Kiedy planujecie ostatecznie położyć ten projekt na stole? Czy zdążymy w tym pierwszym półroczu?

Dyrektor departamentu ME Aleksandra Świderska:
Zdecydowanie zdążymy. Oczywiście próbujemy jakoś kolejkować nasze projekty, żeby dostosować się do naszych możliwości kadrowych. Dzisiaj ma kulminację obecny projekt UC84, czyli reforma z systemu przyłączeń. Pierwsze czytanie jest na Komisji i za chwilę będziemy ruszać z obligiem. To nie jest tak, że nic nie robiliśmy z obiegiem. Mam przejrzane i zaproponowane odniesienie do wszystkich uwag, które spływały w uzgodnieniach, w konsultacjach, które kończyły się w grudniu, tak że jesteśmy gotowi, żeby pójść do ministrów już z rekomendacjami. Myślę, że gdzieś na przełomie stycznia, lutego będziemy wychodzić z czymś pewnie na zewnątrz, najpóźniej gdzieś tam w pierwszej połowie lutego.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dziękuję bardzo.

Tym przeszliśmy do rundy pytań. Czy pani dyrektor jeszcze ma coś do dodania ze strony Ministerstwa Energii?

Pan poseł Ireneusz Zyska, bardzo proszę.

Poseł Ireneusz Zyska (PiS) – spoza składu podkomisji:
Dziękuję bardzo. Mam pytanie do Towarowej Giełdy Energii, a właściwie Ministerstwa Energii, może bardziej do Ministerstwa Aktywów Państwowych, ale jednak do strony rządowej. Jakie państwa zdaniem będzie miało skutki wprowadzenie obliga giełdowego w zakresie energii dla polskich grup energetycznych, tych związanych z wytwarzaniem energii z paliw kopalnych, szczególnie z węgla kamiennego? Jakie będą skutki organizacyjne, finansowe dla polskich grup energetycznych, które w tej chwili zawierają te kontrakty między sobą poza giełdą?

Mam pytanie do pana prezesa Towarowej Giełdy Energii. Jaki będzie miało skutek pana zdaniem wprowadzenie obliga giełdowego na rynku energii, jeżeli chodzi o ceny detaliczne energii dla odbiorców indywidualnych, ale także dla przemysłu szczególnie energochłonnego? Dziękuję.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Bardzo proszę o udzielenie odpowiedzi.

Dyrektor Departamentu Spółek Paliwowo-Energetycznych Ministerstwa Aktywów Państwowych Monika Gawlik:
Dzień dobry. Monika Gawlik, dyrektor Departamentu Spółek Paliwowo-Energetycznych w Ministerstwie Aktywów Państwowych.

Jako MAP w ramach konsultacji zawnioskowaliśmy o usunięcie, brak możliwości stosowania wyłączeń w ramach grup kapitałowych i o to będziemy tutaj wnosić, więc w tym momencie…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Przepraszam, o wyłączenia w ramach grup kapitałowych?

Dyrektor departamentu MAP Monika Gawlik:
Tak, żeby nie były objęte obligiem, tak.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Tak, czyli żeby nie było sytuacji, że ANWIL kupuje z Energii przez giełdę?

Dyrektor departamentu MAP Monika Gawlik:
Tak.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
A PGNiG Obrotu Detalicznego czy MyOrlen, jak to się będzie chyba nazywało, kupuje z oddziału obrotu handlowego też przez giełdę?

Dyrektor departamentu MAP Monika Gawlik:
Tak.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
To ja mam od razu do bardzo ważnego pytania pana posła Ireneusza Zyski. Ilu klientów kupuje z giełdy, z OOH w Orlenie, a ilu z OD?

Dyrektor departamentu MAP Monika Gawlik:
Myślę, że o odpowiedź na to pytanie poproszę pana dyrektora.

Prezes zarządu Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych SA Łukasz Goliszewski:
Panie przewodniczący, szanowni państwo, dziękuję za zaproszenie. Czy ja dobrze rozumiem? Czy pan przewodniczący pyta o to, ile gazu przez Towarową Giełdę Energii, ile to jest w…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Mamy w Orlenie, mamy dwóch… To znaczy, inaczej. Na naszym rynku mamy dwóch graczy: OD, które oprócz chyba 7,2 mln klientów ma kilku dużych odbiorców… I teraz: Czy oni mają sprzedaż gazu też przez giełdę, czy tylko obrót hurtowy Orlenu ma tę usługę, czy OOH świadczy też obrót gazem przez giełdę i dla ilu klientów?

Prezes zarządu IRGiT SA Łukasz Goliszewski:
Dzisiaj, jeżeli chodzi o Orlen, obszar handlu gazem, wcześniej OOH, jak pan przewodniczący zauważył, sprzedajemy gaz w dwóch kanałach. Pierwszy kanał to jest Towarowa Giełda Energii i to jest dla nas dzisiaj kluczowy kanał sprzedaży jako dla grupy Orlenu i drugi są to kontrakty over-the-counter (OTC), czyli zawierane poza rynkiem giełdowym, mówiąc prościej, kontrakty bilateralne Orlen–klient.

Jeżeli chodzi o tę pierwszą część, to z uwagi na transparentność, na wszystkie zasady, my nie wiemy, kto jest po drugiej stronie. Oczywiście w większości nie będziemy się tutaj oszukiwać, że to jest spółka PGNiG OD, natomiast dalsza struktura tych klientów nie jest nam znana. To jest rynek pod tym względem nietransparentny, nazwijmy to, ale też co do zasady tak ma być. My wystawiamy nasze oferty, kto kupuje ten gaz, czy to jest jedna spółka, druga, czy jest jakiś klient końcowy. My jako sprzedawca nie mamy takiej wiedzy. Natomiast oczywiście ten pozostały portfel klientów, których mamy, to są klienci zidentyfikowani. Na dzień dzisiejszy są to najwięksi przemysłowi odbiorcy gazu ziemnego w Polsce.

To wynika ze struktury segmentacji, jaka była realizowana w 2013–2014 r. w momencie wprowadzania obliga giełdowego, kiedy został przyjęty pewien próg, poniżej którego klienci zostali, nazwijmy to, przeniesieni do spółki PGNIG OD i kupowali gaz za pośrednictwem PGNIG OD. Pozostali ci najwięksi klienci zostali klientami eks-PGNIG, dzisiaj Orlen.

To tak wygląda, jeżeli to odpowiada na pytanie pana przewodniczącego. Chyba że jeszcze pojawią się jakieś dodatkowe, to służę.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Wystarczy. Dziękuję bardzo.

Poseł Ireneusz Zyska (PiS) – spoza składu podkomisji:
Jednak prosiłbym panią dyrektor o odpowiedź na pytanie. Nie wiemy, w jakim kształcie to prawo wejdzie. Jeżeli wejdzie obligo i obligo polega na tym – i myślę, że wtedy ma sens – że uczestnicy obrotu energią wytwarzaną z węgla kamiennego są zobligowani, żeby uczestniczyć na rynku Towarowej Giełdy Energii, to jakie w takim przypadku będą skutki? Takie zadałem pytanie. Bardzo proszę.

Dyrektor departamentu MAP Monika Gawlik:
Jeżeli chodzi o konsekwencje braku wyłączenia, bo również tutaj mówimy o energii elektrycznej, wyłączenia OZE i braku wyłączeń domów wewnątrz grup wewnątrzkorporacyjnych, to po pierwsze, będzie wzrost kosztów niebilansowania, powiązanie sprzedaży na rynku hurtowym z koniecznością rozliczenia i niezbilansowania w oparciu o cenę rozliczeniową na rynku bilansującym, wzrost kosztów profilu, czyli brak dedykowanych produktów na TGE skorelowanych z produkcją ze źródeł OZE, wzrost opłat giełdowych, to jest kosztów transakcji, kosztów depozytów, kosztów dostępu do systemów i wzrost kosztów niezbilansowania po stronie inwestorów z uwagi na brak możliwości sprzedaży w formule pay-as-produced. Jeżeli chodzi o szczegóły, to myślę, że tutaj spółki jak najbardziej będą służyły szczegółowymi odpowiedziami.

Poseł Ireneusz Zyska (PiS) – spoza składu podkomisji:
Generalnie skutkowałoby to pogorszeniem sytuacji finansowej spółek, tak, czy całych grup?

Dyrektor departamentu MAP Monika Gawlik:
Dlatego też w ramach konsultacji jako Ministerstwo Aktywów Państwowych zgłosiliśmy właśnie o wyłączenia spod obliga.

Poseł Ireneusz Zyska (PiS) – spoza składu podkomisji:
Tak, ale mam takie głębokie przeświadczenie, że wprowadzenie obligo ma służyć temu, żeby jednak uzyskać niższe ceny energii dla odbiorców i mieć też bardziej płynny rynek energii, o czym było w prezentacji Towarowej Giełdy Energii. Rozumiem delikatność tego tematu. Prosiłbym już, żeby może pan prezes odpowiedział na moje pytania.

Prezes zarządu TGE SA Piotr Listwoń:
To teraz znowu od końca, czyli od pytania pana Ireneusza Zyski. Naszym zdaniem efekt… Pamiętajmy o tym, zresztą pani dyrektor z Ministerstwa Energii, pani Aleksandra powiedziała, że będą prowadzone prace, bo takie były postulaty w zakresie zwiększenia możliwości wnoszenia zabezpieczeń w formie niepieniężnej w kontekście nawet 777, czyli poddanie się pod egzekucję, aby zwiększyć ponownie do 90% z obecnego 75%. Przy obecnym stanie płynności rynku to się nam nie do końca podoba, ale pod warunkiem, że płynność rynku byłaby zwiększona właśnie poprzez obligo, jest to możliwe, ponieważ jedno z podstawowych narzędzi zarządzania ryzykiem rynkowym… jest aspekt tego, że ma się możliwość zamykania pozycji podmiotu, który zdefaultował, czyli nie jest wypłacalny. W przypadku, kiedy duża część jest pokrywana w środkach niepieniężnych i dlatego jeszcze nie ma odpowiedniej płynności na rynku giełdowym, wtedy to generuje dodatkowe ryzyko.

Natomiast jeżeli te prace w zakresie regulacyjnego zwiększenia poziomu wnoszenia zabezpieczeń niepieniężnych w formie 777 przez spółki do IRGiT byłyby zwiększone, one w dużej części skompensowałyby koszty podniesienia obliga giełdowego zarówno na energii, jak i na gazie przynajmniej o połowę wolumenu tego, który byłby podniesiony. Czyli jest to dwutorowe działanie, z jednej strony zwiększenie obliga i zwiększenie tego poziomu z 75% do 90% przynajmniej w połowie wolumenu będzie neutralne kosztowo dla podmiotów objętych tym obligiem. Pamiętajmy jeszcze o jednej rzeczy, że to jest pewien przywilej korzystania z tych środków niepieniężnych właśnie poprzez podmioty zobligowane. Dzisiaj te podmioty nie są zobligowane do niczego, a mają przywilej, bo kiedyś tak powstał ten przepis, a dzisiaj dążymy do tego, że ten przepis można przywrócić albo nawet zwiększyć, ale to powinien być pewien obowiązek, nie tylko przywilej. Pod względem kosztów spółek w dużej części on będzie neutralny przy połączeniu tych dwóch działań.

Jeżeli chodzi o ceny, to rozpatrywałbym to w dwóch obszarach. Jedno to jest energia elektryczna, a drugie to jest gaz. Jeżeli chodzi o energię elektryczną, to my przede wszystkim poprzez obligo giełdowe, wskazujemy na aspekt płynnościowy kosztów spreadu, o którym wszystko to, co mówiłem na prezentacji, ale mówimy również o dostarczaniu na giełdę dla odbiorców energii także z efektywniejszych bloków węglowych, nie tylko tych, które są drogie. Jeżeli nam zależy na cenie, na benchmarku cenowym, aby na rynku giełdowym były również niższe ceny, to nie możemy zabierać z rynku giełdowego te najbardziej efektywne bloki węglowe, które są na węgiel brunatny i cena ich produkcji jest najniższa, tylko zachować je sobie do transakcji wewnątrzgrupowych, czyli wykorzystać trochę przewagę posiadania własnych zasobów wytwórczych na własne cele komercyjne swojej własnej grupy i właśnie do tego są transakcje wewnątrzgrupowe.

Jeżeli chcemy dać dla społeczeństwa, dla odbiorców lepszą cenę, to musimy również dać to efektywniejsze bloki również na rynek giełdowy. Dzisiaj mówimy o tym zwiększeniu obliga i w ogóle przywróceniu obliga na giełdę właśnie w tym kontekście, żeby także te bloki występowały na giełdzie, nie tylko żeby ta jedna grupa czerpała z tego korzyści. Na pewno to będzie miało odzwierciedlenie także w cenach, ale musimy pamiętać o tym, że ceny na rynku giełdowym nie są tylko i wyłącznie w oparciu o produkcję energii, tylko koszty i koszty wytwarzania, ale również uprawnienia do emisji. Nie mogę powiedzieć i położyć tutaj głowy, że wprowadzimy obligo na 80%, to cena energii spadnie, bo w międzyczasie cena Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (ETS) wzrośnie i ona po prostu nawet zniweluje nam ten efekt. Tam jest zbyt dużo fundamentalnych wpływów na cenę energii, które spowodują, czy cena energii spadnie, czy cena energii wzrośnie. Musimy podejmować kompleksowe działania w różnych obszarach, także ETS, żeby po prostu te ceny energii były bardziej efektywne kosztowo dla przedsiębiorstw. Jeżeli chodzi o rynek gazu, to właśnie poprzez zwiększenie podaży, dostęp do rynku mamy możliwość zwiększania konkurencji nie tylko o obligo, ale również o ustawie zapasowej, mamy możliwość oddziaływania na większą konkurencyjność tego rynku i presję cenową na obniżenia marż i obniżenia cen gazu, ale przede wszystkim powinniśmy dążyć do tego, żeby ten spread cenowy między Zachodem a Polską się zmniejszył.

Dzisiaj myśląc logicznie mogę sobie wyobrazić, po prostu nie znając szczegółów kontraktacji, że bez odpowiedniego obliga mógłby ktoś powiedzieć, że a po co mam handlować na giełdzie, jeżeli ten gaz, który importuję do Polski, mogę wysłać za granicę, czyli na przykład do Niemiec i tam uzyskać cenę na przykład dobrą. Dlaczego mam obniżać ten spread w Polsce? Właśnie poprzez obligo, bo ja nie mogę inaczej zrobić niż tylko sprzedać go w Polsce. Między innymi, to jest efekt takiego, że zwiększamy też obligo po to, żeby te nie tylko zwiększyć konkurencyjność na rynku i dostęp do gazu, ale również dlatego, żeby ta cena i żeby ten spread był niższy.

Poseł Ireneusz Zyska (PiS) – spoza składu podkomisji:
Bardzo dziękuję.

Jeszcze, w związku z odpowiedzią pana prezesa, konstatując: Jaka jest wizja Ministerstwa Aktywów Państwowych? Państwo odpowiadacie za majątek, ale to jest majątek, który służy do wytwarzania energii w tym obszarze. Czy ta państwa wizja jest zbieżna z tym, co przedstawia Towarowa Giełda Energii, czy też jest już tutaj zauważalny pewien rozdźwięk?

Dyrektor departamentu MAP Monika Gawlik:
Jesteśmy teraz w międzyresortowych rozmowach z Ministerstwem Energii i będziemy mieli specjalne, dedykowane spotkanie i będziemy oczywiście to wyjaśniać. Natomiast rzeczywiście tutaj pewne kwestie, które są podnoszone przez pana prezesa, są troszkę, że tak powiem… Pan prezes ma troszeczkę inny pogląd na to, niż ministerstwo aktywów, a dokładnie to na przykład Orlen. Tak. Jeżeli chodzi o nas, to mogłabym poprosić pana dyrektora, żeby przedstawił stanowisko?

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Po kolei. Bardzo proszę, panowie. Najpierw poproszę o przedstawienie się, tylko ponieważ o 13:00 mamy ważną Komisję i będziemy musieli przenieść się na inną salę, to proszę o zwięzłe wypowiedzi.

Wiceprezes zarządu Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej Szymon Kowalski:
Dobrze. Postaram się bardzo krótko i zwięźle. Dzień dobry, witam serdecznie pana przewodniczącego, szanownych panów posłów. Szymon Kowalski, wiceprezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej.

Na początek w ogóle to bardzo dziękuję za zwołanie tego posiedzenia i podjęcie tego trudnego tematu, ale myślę, że bardzo ważnego. Myślę, że też powinniśmy osadzić ten wątek, o którym tutaj dyskutujemy, w trochę takiej głębszej dyskusji na temat funkcjonowania rynku energii. Mam wrażenie, że dzisiejsza dyskusja zawęziła się nam do płynności na Towarowej Giełdzie Energii, a nie dyskutowaliśmy o cenach. Na tym tak naprawdę to się skończyło, a powinniśmy dyskutować tutaj o cenach i jak faktycznie te propozycje wpłyną na ceny energii.

Mam taką refleksję, że na pewno nie mamy zdefiniowane, jak wprowadzenie obliga wpłynie na obniżenie cen, ale mamy zdefiniowane pewne problemy, które się w związku z tym generują. Jako przedstawiciel branży odnawialnych źródeł energii, Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, my widzimy szereg ryzyk, które powoduje nałożenie obliga na nas. Jakie tu są ryzyka? Myślę, że przede wszystkim jest to wzrost kosztów. My dzisiaj jako… Proszę? Mówię o OZE, ale mówię tutaj w szczególności… Nie chcę mówić o całej branży. Myślę, że też są inne stowarzyszenia, więc też się wypowiedzą. Mówię tutaj jako OZE, jako przedstawiciel Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, czyli tego podmiotu, który jednak generuje sporą część wolumenu tej energii. Ale jakie są problemy? Jak mówię, korzyści są nie zdefiniowane. Na pewno są zdefiniowane problemy. Jakie to są problemy? Między innymi jest to problem z bankowalnością projektów.

Jeżeli chcemy dzisiaj wybudować jakiekolwiek nowe źródło, my finansujemy je ze środków zewnętrznych. To jest nowe źródło, ze środków pochodzących z instytucji finansowych, z banków. Nie jesteśmy w stanie – zresztą też Związek Banków Polskich podkreślił to w opinii do projektu ustawy rządowej, że będzie miał problemy z finansowaniem źródeł dlatego, że my potrzebujemy i banki potrzebują długoterminowego zabezpieczenia. Giełda nie daje nam tej możliwości. Oczywiście teoretycznie mamy produkty giełdowe, mamy produkty terminowe, ale one nie są dzisiaj zbudowane pod produkcję z energii z OZE. To są produkty tak zwane paskowe. Dzisiaj źródła OZE są źródłami o zmiennej charakterystyce pracy. Nie jesteśmy w stanie dopasować się do tych produktów. To jest pierwszy problem i tak naprawdę kluczowy, czyli jest to ryzyko z punktu widzenia wytwórców. Oczywiście mówimy tu zarówno o tych małych, jak i dużych wytwórcach. Wyobraźmy sobie, że finansujemy źródła małe, ale też finansujemy źródła duże, tak jak offshore. Wprowadzenie tego obliga dzisiaj z punktu widzenia offshore powoduje, że mówiąc tak trochę kolokwialnie – przepraszam za wrażenie – rozjeżdża nam się project finance. My dzisiaj finansując dziesiątki miliardów inwestycji, umowy na sfinansowanie są podpisywane na wiele miliardów i de facto wprowadzenie obliga z punktu widzenia również jednostek obszarowych, powoduje, żeby praktycznie musimy wrócić do stołu negocjacyjnego z instytucjami, które nas finansują, dlatego że zmieniają się warunki, dlatego że mamy obligo, dlatego że choćby koszty bilansowania zwiększą się, albo będą nieokreślone. To jest ta część finansowa.

Jeżeli chodzi o zwiększenie kosztów, obligo w kształcie zaproponowanym przez ministerstwo powoduje, że każda, nawet najmniejsza jednostka będzie musiała założyć swoją spółkę obrotu. Co to oznacza? Będzie musiała pójść do Urzędu Regulacji Energetyki, złożyć wniosek…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Przepraszam bardzo. Będziemy mieli temat ustawy o obligo na posiedzeniu Komisji Energii. Dziś mówimy o Towarowej Giełdzie Energii. Trochę wychodzimy poza ten obszar, ale skoro pan to poruszył, to jest to chyba okazja do potwierdzenia tego. Jeśli słyszymy, że OZE jest najtańsze, to państwo zawojujecie tę giełdę. Jeśli będzie obligo, to wy wejdziecie z najtańszymi produktami i po prostu macie niesamowity handicap.

Wiceprezes zarządu PSEW Szymon Kowalski:
Tylko, panie przewodniczący, my dzisiaj sprzedajemy tę energię tanio poza giełdą. Ceny na giełdzie są kształtowane w inny sposób. My jako OZE jesteśmy biorcą ceny. Ceny kształtują jednostki o tak naprawdę najwyższych kosztach krańcowych i my jesteśmy biorcą ceny. My jako tako tej ceny nie obniżamy. Dlatego ta dyskusja powinna być strukturalna. To jest to, co powiedziałem na temat kształtu rynku i na temat tego, jak ten rynek powinien wyglądać…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Powiem to jeszcze raz: to nie jest to forum.

Wiceprezes zarządu PSEW Szymon Kowalski:
Jasne, ja tylko odpowiadam na pytanie pana przewodniczącego.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dlatego przez długi czas nie przerywałem panu, natomiast dzisiaj mówimy o TGE. Jak będzie ustawa o obligo, pan będzie to podnosił. Więc im więcej taniej energii na giełdzie, im będzie więcej ofert, to chyba lepiej.

Natomiast teraz będzie głos Orlenu, bo jeszcze mam sygnał od pana przewodniczącego Krzysztofa. Tak? Pani dyrektor wskazywała wcześniej na Orlen na uzupełnienie odpowiedzi.

Dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem ORLEN SA Grzegorz Bujanowski:
To znaczy, uzupełnienie odpowiedzi, czy też może odniesienie się do…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Pani dyrektor zaczęła mówić i odesłała do pana, więc traktuję to jako uzupełnienie odpowiedzi.

Dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem ORLEN SA Grzegorz Bujanowski:
Tak. To znaczy, jeżeli chodzi o stanowisko Orlen w kwestii podniesienia obliga giełdowego, co ma bezpośrednio wpływ później oczywiście na operacje na Towarowej Giełdzie Energii, naszym zdaniem dzisiejszy poziom obliga jest gwarantem płynności i dostępności gazu, jeżeli chodzi o Towarową Giełdę Energii. Podniesienie tego poziomu do 85% ma jeden skutek – nazwijmy to – uboczny, polegający na tym, że najwięksi odbiorcy przemysłowi, o których wspomniałem, tracą wybór, czy chcą kupować gaz za pośrednictwem Towarowej Giełdy Energii, czy to za pośrednictwem innych podmiotów, które kupią gaz na TGE, a kupowaniem tego gazu bezpośrednio od Orlenu. Dzisiaj ci klienci mają wybór i w tym kształcie rynku podejmują różne decyzje. Jedni klienci sami zostają, inni odchodzą, kupują sami, czy zaopatrują się u innych dostawców, ale mają realny wybór.

85% obliga wprowadza to, że musimy przeprowadzić dokładną ewaluację naszego portfela klientów i mogę z dużym prawdopodobieństwem powiedzieć, że tak naprawdę musielibyśmy zrezygnować ze sprzedaży gazu bezpośrednio jako Orlen do tych największych klientów. Już nie nazywając, przedstawiciele tych klientów są tutaj obecni na sali. To jest ważny element. W naszej ocenie poniesienia obliga giełdowego, bo rozumiem, że nie chodzi o samo zwiększenie churn rate, o zwiększenie płynności i pozostałych elementów, tylko mówimy o celu długofalowym, jakim jest obniżenie ceny gazu… (niezrozumiałe) energii. Rozumiem, że mówimy o tym.

W naszej ocenie podniesienie obliga nie spełni tego, czy nie rozwiąże tego problemu. Dzisiaj mamy 55%. W 2024 r. faktyczna realizacja obliga była powyżej 70%. Też ten miesiąc będzie taki, że poziom obliga dzisiaj mamy na takim poziomie. Bariery, jakie mamy dzisiaj, czy jakie ceny, to wspomniana już zarówno przez przedstawicieli Towarowej Giełdy Energii, jak i przez Ministerstwo Energii ta ustawa o zapasach. Wiem, że pan przewodniczący nie chce, żeby teraz może zbyt opowiadać na ten temat, powiedzmy, ściągać. Zwiększenie obliga tak naprawdę zwiększa obowiązek podaży tego gazu po stronie Orlenu, a tak naprawdę nie mamy żadnego wpływu na inne podmioty, które mogłyby realnie konkurować z nami na Towarowej Giełdzie Energii.

To jest dzisiaj w naszej ocenie główny element, a drugi to jest na pewno związany z kosztami infrastrukturalnymi, kosztami logistyki. Proszę pamiętać o tym, że dzisiaj cena na Towarowej Giełdzie Energii jest skorelowana z THE, na co tutaj wskazał pan prezes – i to jest 100% racji, dane się zgadzają – powiększona o dwa elementy: o koszty związane z logistyką gazu, czyli koszty zakupu i transportu gazu, a także z kosztami administracyjnymi, nazwijmy je mówiąc wprost, związanymi z kosztem ustawy o zapasach. Jeżeli popatrzymy na koszt, na cenę kształtowaną na Towarowej Giełdzie Energii, to tak wygląda ta cena i to są dzisiaj w naszej ocenie dwa kluczowe elementy, które wpływają na cenę na TGE.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Mam takie pytanie. Zacznę od tego. Myślę, że celem tych wszystkich regulacji w tym zakresie jest to, żeby w Polsce była jak najtańsza energia, a przynajmniej akceptowalna społecznie, żeby była pewność dostarczania i bezpieczeństwo energetyczne, żeby polskie firmy mogły być dzięki temu konkurencyjne, a rodziny nie cierpiały z tego powodu, że jest za drogo i takich rozwiązań trzeba szukać. Natomiast pan dyrektor raczył powiedzieć o tym, żeby troszczyć się o ceny. To proszę mi wyjaśnić, skąd też macie hiperspready? Tak naprawdę to przebijacie o 30 zł TTF w Polsce. Kupujecie taniej na TTF, dokładacie 30 zł przy niskich cenach gazu na świecie, bo to już nie są te ceny z rosyjskiej agresji czy wcześniej, gdzie przewijały się ceny 300 euro za megawatogodzinę, tylko macie teraz niskie ceny. W związku z tym, procentowo naprawdę dorzucacie niesamowity wór kamieni na plecy każdego odbiorcy. Proszę mi wyjaśnić, skąd Orlen bierze te spready. Bo później wyjdzie Orlen, powie: „hurra, mamy rekordowy wynik”, ale ten rekordowy wynik to są pieniądze zapłacone przez odbiorców i domowych, i tych dużych odbiorców i problemy w Azotach itd. Proszę mi wyjaśnić, skąd, dlaczego trzymacie te gigantyczne spready między giełdami: giełdą w Holandii a giełdą w Polsce.

Dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem ORLEN SA Grzegorz Bujanowski:
Panie przewodniczący, jeżeli chodzi o trzydziestozłotowe spready, to możemy o tym porozmawiać, ale mówimy o spreadach, z jakimi się dzisiaj spotykamy w sytuacji ekstraordynaryjnej. Mam na myśli rekordowe zużycie gazu w Polsce. GAZ-SYSTEM i także my komunikowaliśmy, że dwa tygodnie temu padają rekordy. Oprócz tego, mamy rekordowy eksport gazu na Ukrainę. Tutaj działa ewidentnie prawo…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Przepraszam, od kiedy mamy to rekordowe zużycie gazu?

Dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem ORLEN SA Grzegorz Bujanowski:
Mówimy teraz o styczniu. Natomiast pan mówi, o którym okresie?

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
A ja panu mówię, że wy te spready macie od stycznia 2025 r. i je utrzymujecie.

Dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem ORLEN SA Grzegorz Bujanowski:
Jeżeli chodzi o spread…

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
30 zł na megawatogodzinie. Rok temu nie mieliśmy takiej zimy jak teraz.

Dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem ORLEN SA Grzegorz Bujanowski:
Dla jakiego produktu? To wtedy możemy to zweryfikować. Panie przewodniczący, dzisiaj, jeżeli popatrzymy na spread na przykład chociażby na lato, dzisiaj, jeżeli chce ktoś kupić gaz na Towarowej Giełdzie Energii na lato, to ten spread jest na poziomie około 3 euro, czyli około 11–12 zł. Dzisiaj taki jest spread. Oczywiście, możemy znaleźć notowania, jakieś szoki cenowe, szoki popytowe, które pokażą te maksymalne spready. Natomiast jeżeli dzisiaj zobaczymy chociażby, a nawet rok 2027, rok 2028, te spready są na poziomie 10–11 zł do rynku THE i to jest to jest fakt. Więc te trzydziestozłotowe spready dzieją się w takich sytuacjach, chociażby jak teraz, natomiast to nie jest norma. Mówimy o sytuacjach ekstraordynaryjnych.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Czy możemy wrócić do 19. slajdu w prezentacji?

Ta fioletowa kreska to jest wasza cena na TGE, a pomarańczowa to jest TTF, tak? Zaraz. Przepraszam, tak. Niemiecka.

Manager do spraw regulacyjnych w TGE SA Olga Dzilińska-Pietrzak:
Pomarańczowa i fioletowa kreska to są spready, a zielona, czarna i powiedzmy turkusowa, to są ceny na rynkach. Zielona to jest Towarowa Giełda Energii, czarna i turkusowa to są rynki: niemiecki i holenderski. Pomarańczowa to jest spread między Towarową Giełdą Energii a rynkiem niemieckim. Fioletowa między rynkiem holenderskim.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dziękuję bardzo.

Proszę to wyjaśnić.

Dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem ORLEN SA Grzegorz Bujanowski:
Tak naprawdę, dla nas najbardziej obiektywnym i mijającym tutaj podniesienie jest na pewno rynek THE z uwagi na to, że to jest rynek niemiecki, najbardziej płynny, najbliżej połączony geograficznie i tak naprawdę to stanowi benchmark do ceny na Towarowej Giełdzie Energii, ponieważ z tamtego kierunku na tym rynku można kupić gaz, zaimportować go do Polski, skonsumować go lub sprzedać go na TGE. To jest dla nas w tym momencie, kluczowy benchmark dla polskiego rynku. Oczywiście indeks THE jest ściśle skorelowany z TTF-em. Jak tutaj też państwo widzicie, jest spread pomiędzy indeksem THE a TTF. Natomiast patrząc na geografię, na to, gdzie jesteśmy ulokowani, to jest właściwy indeks. Przyznam, że nie wiem, jaka była brana do tego metodologia, ale ten spread, jak widzimy, ta pomarańczowa linia, to jak patrzymy, nie jest 30 zł do TTF-u, panie przewodniczący. Natomiast kwestia jest tego, czy to były produkty przehandlowane, czy to były settlementy. Trochę nie znam metodologii, jaka tu była przyjęta i możemy to gdzieś w jakiś sposób zweryfikować, zgłębić i przesłać, odnieść się do tego slajdu. Natomiast mówię to, co dzisiaj widać. Możemy wszyscy wejść na Towarową Giełdę Energii, popatrzeć na cenę i zweryfikować dalszą krzywą, jak ta cena się dzisiaj kształtuje i porównać ją z ceną na rynku niemieckim. Jak mówię, dzisiaj przygotowując się do tego spotkania, zweryfikowałem to i podtrzymuję te spready.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dzisiaj na Komisji pada informacja, że macie 6 euro na megawatogodzinie.

Dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem ORLEN SA Grzegorz Bujanowski:
Teraz mamy. W tym okresie ekstraordynaryjnego zapotrzebowania mamy. Proszę zobaczyć, co się dzieje, jeżeli chodzi o infrastrukturę. Dzisiaj ten kosz odzwierciedla dobilansowywanie systemu i zakup gazu na rynku niemieckim, import tego gazu przez interkonektor Mallnow, który jest utylizowany niemal w 100%. Jeżeli zobaczymy koszty infrastrukturalne, koszty importu gazu na rynku spot. Pamiętajmy, że rynek spot też jest rynkiem bilansującym. Trudno mówić, że to jest w takich sytuacjach jakiś wyznacznik ceny i ta cena jest zwyczajnie wysoka, ponieważ sam koszt interkonektora w Mallnow na produktach dobowych, żebyście mieli też państwa świadomość, to jest 8 euro za megawatogodzinę. To jest sam koszt kupienia przepustowości, żeby zaimportować gaz z Niemiec do Polski na produkcie dobowym. Kiedy tak dobilansowująco działa rynek spot, to jest dzisiaj 8 euro za megawatogodzinę. To jest taki koszt. Na Vyravie na Słowacji, jeżeli musielibyśmy na produkcie dobowym zaimportować gaz, gdyby się skończył Mallnow, to jest na produkcie dobowym 13 euro za megawatogodzinę. To są realne koszty. Tu Orlen nie zarabia. To nie jest jakiś nasz upside. To są nasze realne koszty, które my w takiej sytuacji, z jaką się teraz mierzymy, realnie ponosimy. I stąd te spready teraz. Mówimy o tych ostatnich dłuższych tygodniach.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dziękuję.

Proszę, pan.

Dyrektor do spraw sieci elektroenergetycznych Polenergia SA Adam Ferens:
Dzień dobry. Dziękuję za głos. Adam Ferens, Polenergia. Jestem dyrektorem do spraw sieci elektroenergetycznych.

Szanowni państwo, Wysoka Komisjo, ponieważ Polenergia specjalizuje się w OZE i w energii elektrycznej, chciałem powiedzieć, że obligo, które będzie regulowało rynek, zabije rynek Power Purchase Agreement. Kosztem giełdy energii będziemy opóźniali całą transformację. Dlaczego jest to istotne? Tutaj pan przewodniczący nie dał dokończyć koledze. Polenergia jest członkiem Polskiego Stowarzyszenia Energii Wiatrowej. Żeby zrozumieć ten mechanizm –  OZE nigdy nie było uwzględnione w obligach giełdowych. We własnym projekcie część jednak jest i sprzeciwiamy się temu. Wnioskujemy, żeby tak nie było.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Już mówię. Jeszcze raz mówię. To nie jest ustawa o obligu gazowym i energii elektrycznej. To nie jest ta ustawa. My mówimy o Torowej Giełdzie Energii. Na Komisji będzie ustawa, panowie przyjdziecie, przewodniczący zapewne udzieli głosu. Dzisiaj rozmawiamy o TGE. Rozumiem. Naprawdę, bardzo długo nie przerywałem pana koledze i bardzo cieszę się, że panowie jesteście. Natomiast dzisiaj to nie jest to forum. Głos wybrzmiał. Myślę, że jesteście w korespondencji z Ministerstwem Energii, natomiast przy ustawie, jak będą konkretne zapisy, będzie forum do rozmowy. Dziękuję.

Teraz panu udzielam głosu.

Przewodniczący zespołu do spraw rynku energii Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu Michał Mikuła:
Dzień dobry, Michał Mikuła, jestem przewodniczącym do spraw rynku energii w Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu, więc reprezentuję tę grupę przedsiębiorców energochłonnych. Na co dzień też jestem pracownikiem firmy, która ma huty szkła i zakłady przemysłowe w Polsce. Nabywam tą energię na giełdzie oraz gaz.

Chciałem zacząć od energii. Naprawdę dosłownie kilka minut będę się treściwie odnosił do spreadu cenowego w gazie. To będzie tylko jedno słowo. Tak naprawdę my się z tym borykamy. Przypominam państwu wszystkim, że jestem tu dzisiaj osobiście, pewnie też w takim towarzystwie, ponieważ w Polsce płacimy najwyższe ceny energii i gazu. Najwyższe. I teraz idąc do ceny gazu, przez wiele lat rozumieliśmy, że ten spread wynikał z tego, że był gaz z Jamału i tak to było tłumaczone przez PGNiG, że ten spread z tego wynika. Natomiast od 2022 r. kupujemy około 40% gazu Renewable Natural Gas i 40% z Baltic Pipe, czyli właściwie jak większość krajów w Europie. Zdywersyfikowaliśmy mniej więcej podobnie, tak jak te kraje i tak samo dopytujemy Orlen i PGNiG, dlaczego ten spread jest na takim poziomie. To wytłumaczenie tutaj pana dyrektora brzmi tak, że ten gaz, gdyby był pobierany i kupowany na rynku niemieckim, to te kwoty byłby doliczane. No, ale przecież tak nie jest. Nie jest tak, że Orlen czy PGNiG kupuje ten gaz na tamtej giełdzie. Kupują tak jak pozostałe kraje. Więc jednak ten zysk według naszej opinii pozostaje po prostu w tej grupie, a my się dalej borykamy z tym, co pan tutaj pokazuje. To tylko krótki komentarz do gazu.

Jeżeli chodzi o energię elektryczną. Proszę państwa, podpisywałem w 2023 r. kontrakt, robiłem przetarg na rok 2025 i 2026. Wówczas na dziesięć firm zapytanych o kontrakt, wszystkie miały zapis o tym, że jest transza, bo nikt nie kupuje takich dużych wolumenów na raz, kupujemy po prostu transzowo. Tak kupują tacy przedsiębiorcy jak my. Zapisy w kontrakcie były takie, że transza jest zrealizowana, czyli ja mogę zrealizować zakup na giełdzie tylko wtedy, kiedy obrót będzie, powiedzmy, że trzykrotnie większy i musi to być co najmniej 4 czy 5 transakcji. Powiem państwu, że na dziesięć prób zakupu transz na małym poziomie, bo 10%, czyli  50 GWh 6–7 razy nie jestem w stanie zrealizować takiej transzy – wszystko przez brak płynności. Wszystko to ma miejsce przez brak obliga i tego, że takie zapisy wyniknęły z kontraktu. Zostaliśmy uczuleni i teraz jestem w kolejnym przetargu na wybór sprzedawcy na kolejny rok i te same zapisy się pojawiają. Nie jestem w stanie kupować tej energii, ponieważ brak jest płynności.  Nie ma takiej ilości. I tutaj pan prezes podał zresztą bardzo dobry przykład: Co by było, gdybyśmy chcieli kupić 0,5 TWh, czy tak jak moja firma zużyła właśnie w listopadzie 1,5 TWh energii?  I pan prezes przytoczył tak super przykład, bo w listopadzie już jest duża płynność na produkt kolejnego roku, ale takie firmy jak nasze nie kupują tego w listopadzie, tylko kupują już na dwa lata wprzód, a wtedy ta płynność jest jeszcze gorsza i wtedy my nie możemy kupić. Jeżeli ja pracuję firmie, która ma zakłady przemysłowe w całej Europie, to proszę mi wierzyć, że na tych listach zawsze jestem na końcu w ogonie tych firm, które nie są w stanie zrealizować tego zakupu tej energii w tym czasie, w którym moja organizacja oczekuje, żebyśmy to zrobili.

Dlatego tutaj dzisiaj jestem i jestem zwolennikiem tego, aby to obligo było zwiększone, ponieważ odczuwam na co dzień w swojej pracy brak możliwości kupowania energii wtedy, kiedy potrzebuję. Wtedy, kiedy decydujemy jako organizacja, że jest to cena, która jest przystępna i powinniśmy zrealizować zakup. Nie dość, że się z tym borykamy, dzisiaj jeszcze, jak są kontrakty, to, drodzy państwo, kilka lat temu marża takiego przedsiębiorstwa jak tutaj państwo siedzicie, wynosiła kilka złotych. Dzisiaj to jest kilkanaście lub 20 plus. Dlaczego? Ponieważ te firmy doliczają ryzyko tego, że taka organizacja jak moja, kupując tak duże transze, nie jest w stanie zapewnić mi tej płynności albo realizacji tej transzy i wszystko pokrywa w tej marży. Więc nie dość, że kupuję najdroższą energię, kupuję najdroższy gaz, to płacę coraz wyższe stawki obsługi tego kontraktu przez sprzedawców. Dziękuję bardzo.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dziękuję bardzo.

Czy Ministerstwo Energii odniosłoby się do tego głosu? Mówimy o cenach. To jest kwestia też projektu, który państwo przygotowujecie, żeby takie ryzyka rozwiać i zlikwidować.

Dyrektor departamentu ME Aleksandra Świderska:
Generalnie w naszym odczuciu żadna zmiana nie może nastąpić niezwłocznie. Natomiast wydaje nam się, że należy przyjąć, że to zwiększenie tego wolumenu w dalszej perspektywie nieuniknienie przyczyni się do obniżenia cen, natomiast jesteśmy otwarci na każde głosy, które faktycznie nakierowują nas na mitygację ryzyka, które gdzieś tam, w tej krótszej perspektywie miałoby powodować jakieś perturbacje. Proces nie zakończył się, tak że mamy nadzieję, że faktycznie wyjdziemy z jakimś elastycznym rozwiązaniem, które będzie równoważyć interesy, tak jak wcześniej mówiłam, wszystkich uczestników rynku.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Dziękuję bardzo.

Szanowni państwo, temat wykraczałby mocno poza ten wątek, który zapisaliśmy w punkcie dzisiejszego posiedzenia. Myślę, że te sprawy będą wracały, bo czekamy na ustawę związaną z obligo.

Natomiast proszę, to pytanie jest do Ministerstwa Aktywów Państwowych, do Orlenu. Proszę mnie sprostować, jeżeli bym się mylił. Czy wynik Orlenu na segmencie gazu w 2024 r., to nie było 16 mld zł?

Dyrektor wykonawczy do spraw handlu gazem ORLEN SA Grzegorz Bujanowski:
Informacja… Tak.

Przewodniczący poseł Maciej Małecki (PiS):
Znakomity wynik. Ktoś na niego się zrzucił. Rozumiem, że Orlen jako czempion musi zarabiać.  Jest kołem zamachowym naszej gospodarki, natomiast są różne elementy koncernu multienergetycznego.

Szanowni państwo, dziękuję bardzo. Myślę, że z częścią z państwa spotkamy się na posiedzeniu Komisji energii, która zaczyna się o godzinie 13:00. Biuro naszej Komisji musi też zająć się przygotowaniem tamtej Komisji. W związku z tym bardzo dziękuję za asystę. Dziękuję państwu za uwagę, zamykam posiedzenie podkomisji.