Robots
Cookies

Ustawienia cookies

Strona Teraz Środowisko wykorzystuje cookies. Część z nich jest niezbędna do funkcjonowania strony. Inne służą poprawianiu jakości naszych usług.
Więcej  ›
04.03.2024 04 marca 2024

Giełda. Słońce w obrocie

Rok po zaproponowaniu tzw. zielonych indeksów przez giełdę energii, okazują się one coraz bardziej pożądane.

   Powrót       25 września 2023       Energia   

Fotowoltaika po wkroczeniu na rynek energii doświadcza związanych z tym wyzwań. Zmiany są dynamiczne, zwłaszcza jeśli uwzględnić ingerencje w postaci regulacji, takich jak mrożenie cen energii czy oddalanie w czasie wprowadzenia taryf dynamicznych. W tym kontekście istotne są trendy widoczne na styku producentów energii ze źródeł odnawialnych (OZE) i handlu energią na giełdzie. Ich przejawem było zaproponowanie indeksów OZE przez Towarową Giełdę Energii jesienią 2022 r. - Indeksy OZE, wdrożone przez TGE w formie pilotażowej, spotkały się z ciepłym przyjęciem, o czym świadczy zbadana przez nas ilość pobrań danych ze strony internetowej tge.pl. Przed nami duże wyzwanie, tj. badania z sektorem OZE oraz spółkami obrotu w kwestiach ich wykorzystania, niemniej już teraz można potwierdzić przydatność indeksów, jako dobry benchmark do ofert kojarzonych z produkcją energii z wiatru oraz PV – informuje nas Grzegorz Żarski z Towarowej Giełdy Energii (TGE).

Dalszy los indeksów OZE

Indeksy wprowadzane były z myślą o poszerzaniu świadomości rynkowej w zakresie OZE, transparentności rynku, wsparcia w decyzjach biznesowych i przy negocjowaniu umów cPPA (ang. corporate Power Purchase Agreement). Jaka będzie przyszłość zielonych indeksów? - Analizujemy obecnie ich szersze wykorzystanie. Z jednej strony można stworzyć na ich bazie produkty czy instrumenty finansowe na TGE. Z drugiej zaś, można je również wykorzystać w przyszłości pod kątem rozliczeniowym – mówi Żarski. Jak dodaje, oba kierunki wymagają dodatkowego uregulowania, a także konsultacji z sektorem finansowym oraz całą branżą OZE. Jednak póki co, indeksy OZE przedstawiają głównie wartość informacyjną. - Na dziś głównym odniesieniem dla kontraktów PPA lub CFD [różnicowych – przyp. red.] są jednak indeksy bazujące na profilach BASE (nie różnicujące wielkości produkcji w zależności od sezonowości czy charakterystyki produkcji w ciągu dnia). Dotychczasowe badania wskazują na interesujące zależności związane z generacją wiatrową i fotowoltaiczną, o czym będziemy chcieli dalej rozmawiać z rynkiem, prezentując wyniki analiz – zapowiada.

Reakcja na ujemne ceny

W kontekście generacji fotowoltaicznej rok 2023 jest wyjątkowy. W czerwcu po raz pierwszy w historii polskiej energetyki odnotowano ujemne ceny energii. Co to oznacza dla rynku? - W Polsce ujemne ceny wystąpiły incydentalnie – głównie dzięki przymusowym wyłączeniom PV, które mają zapobiegać nadprodukcji w systemie i jednocześnie pozwalają mniej elastycznym źródłom wytwarzania na produkcję po „dodatniej” cenie – wyjaśnia Adam Kościelniak, partner zarządzający w A-RES i członek zarządu w Rinno Power. Precedens jednak wywołał poruszenie w branży OZE. - Branża zaczyna szukać rozwiązań m.in. technicznych, które pozwalają po pierwsze uniknąć wyłączeń falowników z powodu zbyt wysokiego napięcia w sieci, a po drugie zaprzestać produkcji w razie wystąpienia cen ujemnych – dodaje wskazując, że chodzi o rozwiązania takie jak np. specjalistyczne oprogramowanie czy osprzęt.

Tematyka cen ujemnych nie oddziałuje np. na kontrakty cPPA w formule Pay-as-produced ze stałą ceną. Jeśli chodzi jednak o umowy wirtualne oraz fizyczne, gdzie profil wytwarzania nie jest zgodny z profilem dostawy, sytuacja zaczyna się komplikować. – Problem pojawia się przy rozliczaniu umów do benchmarków dobowych, gdy profil tzw. baseload nie jest zgodny z profilem wytwarzania. Dlatego widać globalną tendencję branży do szukania rozliczeń w benchmarkach, które odpowiadają profilowi wytwarzania, a nie benchmarku dziennym – mówi Kościelniak.

Komentuje też kwestie dotyczące zmiany uwarunkowań dla fotowoltaiki w systemie aukcyjnym. – Dostrzegalny jest coraz większy problem z aukcjami OZE, bo różnica między ceną godzinową (po której fotowoltaika sprzedaje) a średniodobową (do której następuje rozliczenie), jest coraz większa i staje się wyzwaniem dla sprzedającego. Między tym, co „wpada” końcowo do operatora farmy PV, a średniodobową ceną różnica potrafi być ogromna. Dając przykład: w wakacje średniodobowe ceny często osiągały 700 zł/MWh, a ceny w godzinach pracy fotowoltaiki w tych samych dniach często były na poziomie 300-400 zł/MWh, co generowało koszt profilu na poziomie takim samym, jak cena uzyskiwalna na tzw. „spocie”. Przy niskiej cenie aukcyjnej sprzedający energię mógłby więc nawet tracić na aukcji, zamiast zarabiać – podkreśla Kościelniak. To zestawienie wystarczy, by zrozumieć rosnące zainteresowanie wykorzystywaniem indeksów OZE do rozliczeń.

Marta Wierzbowska-Kujda: Redaktor naczelna, sozolog

Polecamy inne artykuły o podobnej tematyce:

13-procentowy wzrost gruntowych pomp ciepła w 2023. Pozostałe segmenty odnotowały spadki (01 marca 2024)Wiadomo jak liczyć wodór odnawialny poza sieciami gazowymi. Opublikowano rozporządzenie (01 marca 2024)Ponad 100 milionów euro na technologie wodorowe. 20 konkursów dla projektów B&R (29 lutego 2024)Biogaz i trigeneracja. Wod-kan wie, jak wykorzystać swój potencjał energetyczny (27 lutego 2024)Lasy Państwowe dla klimatu to też termomodernizacja i optymalizacja zużycia energii (27 lutego 2024)
©Teraz Środowisko - Wszystkie prawa zastrzeżone.
Kopiowanie i publikacja tekstów, zdjęć, infografik i innych elementów strony bez zgody Wydawcy są zabronione.
▲  Do góry strony