4 tygodni temu
W polskiej debacie energetycznej powraca jak bumerang temat obliga giełdowego, przedstawiany jest jako odpowiedź na rosnące ceny energii, ograniczoną płynność rynku terminowego i wysoki poziom koncentracji pionowej sektora. W uzasadnieniach regulacyjnych w ostatnim konsultowanym projekcie pojawia się ogólna teza, iż większy wolumen skierowany od wytwórców na giełdę poprawi transparentność, odbuduje rynek forward i w efekcie ustabilizuje ceny dla odbiorców końcowych. Problem polega na tym, iż to rozwiązanie dobrze pasuje do rzeczywistości sprzed dekady, ale coraz słabiej opisuje sposób, w jaki dziś działa europejski rynek energii. Co więcej, stoi w wyraźnej sprzeczności z kierunkiem, jaki w ostatnich miesiącach obrała Unia Europejska.
Aby zrozumieć, dlaczego obligo nie jest odpowiedzią na problem cen energii, trzeba zacząć od podstawowego pytania: co dziś w ogóle kształtuje cenę energii elektrycznej w Europie? Odpowiedź jest dobrze znana uczestnikom rynku i została jednoznacznie potwierdzona w najnowszych dokumentach unijnych. To przede wszystkim koszt paliw, w szczególności gazu, cena uprawnień do emisji CO₂ oraz struktura miksu wytwórczego. W komunikatach Komisji Europejskiej i konkluzjach Rady Europejskiej podkreśla się, iż to właśnie zależność od importowanych paliw kopalnych jest głównym kanałem przenoszenia kryzysów geopolitycznych na ceny energii elektrycznej. W tym układzie sposób obrotu energią ma znaczenie drugorzędne.
W marcu 2026 r. temat ten został postawiony wprost. W konkluzjach Rady Europejskiej wskazano, iż wysokie i zmienne ceny energii wynikają w dużej mierze z kosztów paliw i systemu ETS, a stabilizacja cen dla gospodarki wymaga działań systemowych. Jednocześnie państwa członkowskie wezwały Komisję Europejską do przygotowania propozycji zmian w systemie ETS, które ograniczą jego zmienność i wpływ na ceny energii. W praktyce oznacza to rosnącą rolę aktywnego zarządzania podażą uprawnień oraz większe wykorzystanie mechanizmów takich jak rezerwa stabilizacyjna MSR.
To istotna zmiana filozofii. ETS przestaje być traktowany jako mechanizm w pełni rynkowy, a zaczyna być narzędziem polityki gospodarczej, które musi uwzględniać konkurencyjność europejskiej gospodarki. Celem nie jest jego demontaż, ale ograniczenie skoków cen i poprawa przewidywalności, co ma najważniejsze znaczenie dla przemysłu.
Równolegle Komisja Europejska rozwija działania skierowane bezpośrednio do odbiorców końcowych. W marcu 2026 zaprezentowano kolejne elementy pakietu Citizens’ Energy Package mającego na celu obniżenie rachunków za energię i zwiększenie dostępności energii dla gospodarstw domowych i przemysłu. W dokumentach tych wyraźnie wskazuje się, iż stabilizacja cen powinna opierać się na kombinacji działań: obniżeniu obciążeń fiskalnych, wsparciu odbiorców wrażliwych oraz rozwoju kontraktów długoterminowych.
To prowadzi do kluczowego elementu europejskiej strategii: roli kontraktów typu PPA i CfD. Reforma rynku energii elektrycznej jednoznacznie przesuwa ciężar stabilizacji cen z rynku krótkoterminowego na mechanizmy długoterminowe. To właśnie one mają zapewnić przewidywalność kosztów energii dla odbiorców i stabilność przychodów dla wytwórców. W tym modelu rynek spot i giełda pełnią rolę pomocniczą – służą bilansowaniu systemu i wyznaczaniu sygnałów cenowych, ale nie są podstawowym narzędziem stabilizacji cen.
Na tym tle powrót do obliga giełdowego wygląda jak próba stabilizowania cen poprzez mechanizm, który w europejskim modelu ma coraz mniejsze znaczenie, a choćby jest archaiczny. Rynek krótkoterminowy nie jest dziś narzędziem budowania stabilnych cen, ale miejscem ujawniania ich bieżącego poziomu. Stabilność powstaje gdzie indziej – w kontraktach, miksie energetycznym i ograniczeniu ekspozycji na paliwa kopalne.
W tym kontekście warto przyjrzeć się sytuacji w Polsce. Często podnosi się argument, iż brak obliga ogranicza transparentność rynku. Rzeczywiście, obowiązujące przepisy Prawa energetycznego przewidują system raportowania i publikacji danych, w tym informacji o transakcjach oraz kwartalnych wskaźników cen energii elektrycznej, obejmujących także rozliczenia w ramach grup kapitałowych. Problem polega jednak na tym, iż jest to transparentność o charakterze sprawozdawczym i opóźnionym, która ma ograniczoną wartość dla funkcjonowania rynku.
Informacja publikowana ex post, raz na kwartał, nie buduje realnej konkurencji ani nie zwiększa dostępności energii dla uczestników rynku. Nie daje też możliwości weryfikacji, czy w danym momencie energia była faktycznie dostępna dla podmiotów spoza grupy na porównywalnych warunkach. Z punktu widzenia rynku jest to wiedza historyczna, która nie przekłada się na bieżące decyzje handlowe ani na kształtowanie ceny w czasie rzeczywistym.
Dlatego problemu transparentności nie można uznać za rozwiązany. Obecne mechanizmy dostarczają informacji, ale nie wpływają na zachowania uczestników rynku ani na strukturę obrotu. W praktyce oznacza to, iż możliwe jest jednoczesne spełnienie obowiązków raportowych i utrzymanie dużej części wolumenu w ramach zamkniętych struktur grupowych.
To właśnie w tym miejscu pojawia się potrzeba bardziej zaawansowanego podejścia regulacyjnego, które wykracza poza bierne raportowanie. Jednym z kierunków może być wzmocnienie kontroli transakcji wewnątrzgrupowych poprzez regulacje sektorowe inspirowane zasadami cen transferowych. Nie chodzi przy tym o przeniesienie przepisów podatkowych do energetyki, ale o ich uzupełnienie o elementy rynkowe.
W praktyce mogłoby to oznaczać obowiązek odniesienia cen w transakcjach wewnątrzgrupowych do publicznych benchmarków, takich jak indeksy giełdowe, oraz wprowadzenie wymogu uzasadniania odchyleń od tych poziomów. Jeszcze istotniejsze byłoby wprowadzenie testu dostępności rynku, który wymagałby wykazania, iż energia sprzedawana w ramach grupy była realnie oferowana na rynku na porównywalnych warunkach.
Takie podejście nie eliminuje transakcji wewnętrznych, ale ogranicza ich wyłączność i zwiększa konkurencję o odbiorcę. Co istotne, działa ono w sposób bardziej precyzyjny niż obligo giełdowe, ponieważ uderza bezpośrednio w problem zamknięcia rynku, a nie w sam kanał sprzedaży energii.
Równolegle należy rozwijać rynek finansowy. W europejskich analizach podkreśla się, iż płynny rynek terminowy jest najważniejszy dla stabilizacji cen, ponieważ umożliwia hedging i budowę krzywej cenowej. Polska pozostaje w tym obszarze w tyle, ale przyczyną nie jest brak obliga, ale brak uczestników finansowych, mechanizmów market making i integracji z większymi rynkami europejskimi.
Nie można też pominąć roli miksu energetycznego. W konkluzjach Rady Europejskiej jednoznacznie wskazano, iż przyspieszenie rozwoju OZE, inwestycje w sieci i interkonektory oraz rozwój źródeł stabilnych, takich jak energetyka jądrowa, są najważniejsze dla trwałego obniżenia cen energii. Jednocześnie podkreślono, iż gaz powinien pełnić przede wszystkim rolę źródła elastyczności, a nie fundamentu systemu, ponieważ jego importowy charakter zwiększa podatność gospodarki na wahania cen.
To wszystko prowadzi do wniosku, który coraz wyraźniej wybrzmiewa w europejskiej polityce energetycznej. Stabilnych cen energii nie da się osiągnąć przez regulowanie sposobu handlu energią. Można w ten sposób poprawić transparentność, ale nie zmieni się fundamentalnych kosztów systemu. Stabilność powstaje na poziomie struktury rynku, kontraktów długoterminowych i miksu energetycznego.
Z tej perspektywy obligo giełdowe jawi się jako narzędzie, które może uporządkować pewne elementy rynku, ale nie jest w stanie odpowiedzieć na najważniejsze wyzwania. Może zwiększyć formalną przejrzystość obrotu, ale nie zbuduje płynnego rynku finansowego, nie rozwinie PPA i nie zmniejszy zależności od importowanych paliw.
Jeśli celem polityki energetycznej ma być stabilizacja cen dla przemysłu i gospodarstw domowych, punkt ciężkości musi zostać przesunięty. Zamiast regulować kanał sprzedaży energii, należy skupić się na warunkach jej wytwarzania, kontraktowania i wykorzystania. Oznacza to reformę ETS i aktywne wykorzystanie MSR, rozwój kontraktów długoterminowych, inwestycje w stabilny miks energetyczny oraz budowę elastyczności systemu poprzez magazyny energii i zarządzanie popytem.
W przeciwnym razie istnieje ryzyko, iż zamiast nowoczesnego rynku energii powstanie system, w którym coraz więcej elementów jest regulowanych administracyjnie, a rzeczywista konkurencja pozostaje ograniczona. A to prowadzi do wniosku, który coraz częściej pojawia się w europejskiej debacie: stabilnych cen energii nie da się osiągnąć przez regulowanie rynku, jeżeli nie zmieni się fundamentów systemu, opartego o niskoemisyjne lub zeroemisyjne źródła energii.
Autor artykułu – Grzegorz Żarski
