Kuffel: Obligo na 100 procent z ziemi włoskiej do Polski

Ostatnie kilka miesięcy wniosło wiele zmian na rodzimym rynku energetycznym. Oprócz zawirowań cenowych – spowodowanych przede wszystkim tym, co dzieje się w Europie – inną „nowością” jest wprowadzenie 100-procentowego obliga giełdowego, które stanie się rzeczywistością w bardzo bliskiej przyszłości – pisze Magdalena Kuffel, współpracownik BiznesAlert.pl.

Zmiana konstrukcji rynku, którą wprowadzi obligo giełdowe jest ogromnym wyzwaniem, nie tylko dla przedsiębiorstw energetycznych, ale przede wszystkim dla operatora giełdy oraz regulatora – organów, które muszą zapewnić sprawne funkcjonowanie giełdy, mimo nowo wprowadzonych zasad. Nie jest to wyzwanie natury wyłącznie technicznej (wielokrotnie zwiększona ilość transakcji może przysporzyć wiele problemów z zakresu IT, choćby takich jak wystarczająca płynna rejestracja kontraktów), ale wyzwanie, które nazwałabym „systemowym”.

Systemowym, gdyż – jak powiedzieliśmy w paragrafie powyżej – zmiana zasad „poruszania się” na rynku, aby była zakończona sukcesem, musi zapewnić jego uczestnikom optymalne warunki funkcjonowania. W praktyce oznacza to, że podmiot operacyjny powinien mieć do swojej dyspozycji instrumenty, które pozwolą mu – jako kupującemu lub jako sprzedawcy – zarejestrować wcześniej wykonywaną transakcję bez napotkania większych problemów. Aby było to możliwe, konieczne jest dokonanie dokładnej „analizy potrzeb” nowych członków giełdy, którzy do tej pory z niej nie korzystali, przygotowując tym samym produkty oraz kontrakty, które umożliwią im płynne operacje.

Zazwyczaj – i nie jest inaczej w tym przypadku – uważam, że w sytuacji, gdy mamy możliwość korzystania z doświadczenia innych, jak najbardziej powinniśmy z tej możliwości skorzystać. W kontekście tego artykuły, zachęcam do przyjrzenia się konstrukcji włoskiego rynku energetycznego, który od początku jego powstania (proces liberalizacji rynku zaczął się w 1999 roku) opierał się na założeniu stuprocentowego obrotu giełdowego. Naturalnie, jego kształt ciągle się zmienia, za sprawą kolejnych adaptacji oraz zmieniającej się atmosferze ekonomiczno-politycznej, budując jeden z najbardziej kompleksowych (i jednocześnie jednym z najbardziej wydajnych) rynków energii w Europie. Mimo, iż inne rynki, w szczególności te północno Europejskie, mają wyższe wolumeny obrotu, IPEX może pochwalić się ciągle rosnącym współczynnikiem płynności ( od 2014 czynnik ten wzrastał, osiągając 72% w 2017 roku) oraz  rosnącym numerem uczestników rynku (w 2017 roku GME powitało 281 nowych uczestników – w sumie jest ich 2 153[1]).

Pierwszym krokiem w kierunku liberalizacji włoskiej energetyki był rok 1999, kiedy wprowadzono w życie dekret 79/99, znany lepiej jako Dekret Bersaniego. Dekret ten „zaburzył” monopolistyczny rynek, w którym Enel (dzisiaj jedna z największych firm energetycznych w Europie i na świecie) był odpowiedzialny za cały łańcuch dostaw energii elektrycznej (Enel zajmował się produkcją, przesyłem, dystrybucją oraz sprzedażą prądu na terenie Włoch); jedynymi wyjątkami od tego stanu rzeczy były firmy komunalne, które zarządzały sieciami elektroenergetycznymi na obszarach największych metropolii oraz zakłady przemysłowe, które stawiały na autoprodukcję.

Aby było to możliwe, powołano GME (Gestore Mercati Energetici – Menedżer Rynków Energii), spółki w całości należącej do Ministerstwa Gospodarki i Finansów, mającej na celu zarzadzanie oraz obsługę rynku energii, rynku gazu oraz zarządzanie rynkiem instrumentów związanych z ochroną środowiska. Do dzisiaj jest to punkt odniesienia dla wszystkich operacji handlowych przeprowadzanych na włoskiej giełdzie energii IPEX (skrót pochodzący od pełnej nazwy: Italian Power Exchange).

IPEX jest wyłącznie platform, na której producenci oraz nabywcy dokonują transakcji; jej operatorem oraz właścicielem jest wspomniany już GME. Jej zarządzanie nie jest łatwe, jak przekonamy się za moment.

W odniesieniu do energii, GME prowadzi rynek fizyczny typu forward (MTE), rynek handlu produktami codziennymi (MPEG) z trybem ciągłym, rynek aukcyjny z jednodniowym wyprzedzeniem (MGP) oraz rynek aukcyjny śróddzienny (MI) oparty na 5 sesjach.

Ponadto, GME reprezentuje na giełdzie operatora sieci elektroenergetycznej Terna (we Wloszech jest tylko jeden operator sieci) w imieniu którego prowadzi platformę usług dodatkowych (MSD), za pośrednictwem której zbiera oferty i przekazuje ich wyniki operatorowi sieci, zapewniając ciągłość dostaw. Ten mechanism balansujący pozwala na korekcję ewentualnych braków/nadprodukcji, co zapobiega tzw. blackoutom.

Nie mniej ważna (a w moim mniemaniu najważniejsza) jest platforma do rejestracji transakcji bilateralnych OTC (PCE – Piattaforma dei Conti Energia ). Na tej platformie strony, które zawarły umowy poza giełdą IPEX, rejestrują swoje handlowe zobowiązania i wyznaczają powiązane harmonogramy generacji oraz konsumpcji energii elektrycznej, które zobowiązują się wykonywać na podstawie tych samych umów. Jest to platforma, której warto się przyjrzeć, mając na uwadze co powiedzieliśmy sobie we wprowadzeniu – iż konieczne jest zapewnienie odpowiednich instrumentów w szczególności dla tych uczestników giełdy, którzy do tej pory z niej nie korzystali, a dla których stanie się to, mniej lub bardziej, koniecznym obowiązkiem. Z pewnością jest to grupa użytkowników, którzy do tej pory opierali swoje transakcje na kontraktach zawartych bezpośrednio pomiędzy producentem a kupującym.

Wracając do włoskiego rynku oraz do rejestracji kontraktów bilateralnych. PCE pozwala na rejestrację pięciu typu kontraktów, które de facto są bardzo podobne do tych dostępnych na rynku aukcyjnym, a dokładniej:

• cztery umowy typu standardowego (base load, peak load, off peak oraz kontrakty weekendowe);
• jedna umowa o typie niestandardowym (przygotowanych ad hoc).

Uczestnicy rynku PCE mogą rejestrować dane dotyczące wolumenu i czasu dostawy swoich kontraktów terminowych do dwóch miesięcy przed datą fizycznej dostawy.

Każdy uczestnik rynku posiada jedno lub więcej rachunków “wtrysku energii elektrycznej” (nazywanych CEI; nie jest to fizyczny punkt, na podstawie którego dokonuje się pomiarów, ale wirtualny stan rachunku – wyjaśniony w dalszej części paragrafu) i jeden (lub więcej) rachunek poboru energii elektrycznej (CEP) z sieci. Uczestnik Rynku może rejestrować zakupy i sprzedaż na każdym z tych rachunków, pod warunkiem, że saldo netto wynikające z nowej rejestracji stanowi sprzedaż netto (konto wtrysku) i zakup netto (rachunek poboru). Rejestracja zakupów i sprzedaży, która zmienia pozycję netto każdego uczestnika rynku na każdym rachunku, jest dozwolona na dwa dni przed rozpoczęciem odpowiedniej fizycznej dostawy – z tego powodu każda umowa może zostać zarejestrowana z 60-cio dniowym wyprzedzeniem aż do 2 dni przed dostawą. Saldo rachunku określa ilość energii elektrycznej, która może być dostarczona/wycofana lub sprzedana/zakupiona na rynku z jednodniowym wyprzedzeniem MGP lub ich kombinacjach.

Harmonogramy wtrysku oraz poboru muszą być równe lub co najwyżej niższe niż saldo: harmonogram niższy niż saldo (tzw. zestawienie bilansów PCE) reprezentuje odkup energii w krajowej cenie jednostkowej (PUN)[2] na rynku MGP (aukcyjny z jednodniowym wyprzedzeniem). Oznacza to, że w każdej godzinie mogą wystąpić zaplanowane odstępstwa zarówno pod względem wtrysku, jak i poboru energii, a pod koniec miesiąca łączne zaplanowane odchylenie może być zarówno dodatnie (rynek terminowy jest długi, jak i odsprzedaje nadwyżkę na Giełda Energii) jak i ujemne. Warto pamiętać, że dla każdego zarejestrowanego harmonogramu uczestnicy mogą określić cenę dodatnią. W przypadku rachunku wtryskowego cena taka stanowi cenę minimalną (w odniesieniu do ceny rynkowej), poniżej której uczestnik ma preferencje kupna energii elektrycznej na giełdzie, zamiast dostarczać jej określoną ilość (podobnie, w przypadku rachunku wypłat, uczestnik może określić maksymalną cenę, powyżej której taki uczestnik woli odsprzedawać energię elektryczną na giełdzie, zamiast ją wycofywać z harmonogramu).

Sprawne zarządzanie platforma, jak mogliśmy sie przekonać, jest bardzo istotnym elementem w bezproblemowym  funkcjonowaniu rynku ze stuprocentowym obligiem obrotu. Nie jest to łatwe i nie jest to tanie przedsięwzięcie. Raport podsumowujący rok 2017 opublikowany przez GME wycenia, iż roczny koszt zarządzania giełdą to około 21 milionów euro.

Jak obligo obrotu może przełożyć się na sytuację na polskim rynku energetycznym?

Jest to bardzo złożone pytanie. Z pewnością obligo wprowadza transparentność oraz zwiększa konkurencyjność, co w długoterminowej perspektywie powinno przełożyć się na korzyść klientów finalnych (co zostało “sztandarowym” wytłumaczeniem obliga przez rządzących – zresztą słusznie).

W krótkoterminowej perspektywie zachowanie rynku jest trudniejsze do przewidzenia. Wzrost cen, który obserwowaliśmy w Polsce na przeciągu ostatnich kilku miesięcy – moim zdaniem – nie był spowodowany wejściem podmiotów na giełde, a raczej “czkawką” tego, co działo się latem na pozostałych rynkach europejskich. Z drugiej strony, myślę, że te firmy, które zaczęły operacje handlowe za pośrednictwem giełdy mogły również “testować grunt”, składając oferty z myślą o maksymalnym zysku, które podbiły ceny – to powinno się wyklarować w momencie, w którym trading będzie bardziej płynny.

Jedną z największych obaw w związku z obligiem jest właśnie wzrost cen, podyktowanych większymi kosztami tradingowymi. Z mojej perspektywy, nie powinno mieć to dużego wpływu na koszty prowadzenia firm, a co za tym idzie, na ceny prądu dla klientów finalnych (a wręcz przeciwnie, jak powiedzieliśmy powyżej, powinno to obniżyć ceny). Po porównaniu opłat na największych giełdach europejskich, można dojść do wniosku, iż koszty te są na tyle niskie, że nie powinny mieć wpływu na cenę dla klientów finalnych (nie wspominając już o tym, że przy obligu będą to koszty narzucone na wszystkich, a więc nie można będzie mówić o wyłącznie jednym dystrybutorze, który podniesie ceny); wysokość wybranych opłat można znaleźć w tabeli poniżej. Oprócz kosztów uczestnictwa, firma tradingowa ponosi również koszt za transakcję, który można nazwać marżą; waha się ona od 0,01 eurocenta za MWh do około 0,03 c€, w zależności od produktu.

Podsumowując, z mojej perspektywy wprowadzenie obliga giełdowego może przynieść wyłącznie pozytywne rezultaty. Większa płynność, większa konkurencyjność, jak również większa transparentność (a co za tym idzie, wyższy poziom kontroli operacji giełdowych oraz poczynań firm na giełdzie) mogą tylko pozytywnie wpłynąć na rynek. Oprócz korzyści finansowych, z których mogą skorzystać firmy (oraz cała gospodarka, jako, że – podejrzewam – wzrośnie potrzeba na wyspecjalizowane firmy tradingowe, które nie tylko wiedzą w jaki sposób funkcjonuje giełda, ale przede wszystkim, w jaki sposób się na niej poruszać z korzyścią finansową dla klientów), wprowadzenie obliga giełdowego spowoduje bardziej zrównoważone wykorzystanie aktywów firm, które są na rynku. Oznacza to w praktyce, że firmy, które sprzedają energię wyprodukowaną przez stare, małe wydolne bloki, nie będą w stanie oprzeć się konkurencji cenowej i w konsekwencji zostaną wyparte z rynku (co nie koniecznie się dzieje przy kontraktach bilateralnych) – jednym słowem, jeden krok bliżej do bardziej “zielonej” gospodarki.

Warto jednak pamiętać, że wprowadzenie obliga to nie tylko same zalety – to przede wszystkim bardzo ciężka praca przygotowawcza. Jak powiedzieliśmy na początku artykułu, aby giełda pracowała sprawnie, konieczny jest dialog i baczna obserwacja tego, w jakim kierunku ewoluuje rynek, aby w jak najbardziej rzetelny sposób odpowiedzieć na jego zapotrzebowanie. Moim zdaniem, odpowiedni miks pomiędzy instrumentami dla rynków aukcyjnych oraz transakcji bilateralnych (OTC) jest sekretem do sukcesu wprowadzonego obliga.

[1] Na podstawie Raportu Rocznego 2017 opublikowanego przez GME

[2] PUN jest to standardowa cena dla calego terytorium Wloch. Wloski rynek energii podzielony jest na 6 fizycznych stref oraz 6 stref nazywanych “strefami o ograniczonej produkcji”, ktore sa zarzadzane oddzielnie, formujac 9 stref cenowych, ktore – w zaleznosci od generowanej mocy – skladaja sie na wysokosc standardowej ceny PUN. Dla przykladu, strefa NORD (polnocne Wlochy), w zaleznosci od warunkow, przyczynia się w ok. 50% do wysokosci ceny PUN.