W ostatnim czasie w mediach internetowych i tradycyjnych niezwykle intensywnie rezonują tezy o rzekomej spekulacji PGNiG na rynku gazu oraz wysokich stratach poniesionych na tej działalności. Po pobieżnej lekturze licznych dyskusji, szczególnie na forach branżowych, warto odnotować, że to przedstawiciele konkurencji bronią PGNiG (sic!), a najbardziej zaciekłe ataki padają ze strony osób nie mających pojęcia o praktycznej stronie działalności tej branży (często pracowników naukowych) oraz osób zaangażowanych politycznie (politycy i dziennikarze), które korzystając ze statusu własnościowego PGNiG atakują ekipę aktualnie rządzącą za nieudolne zarządzanie spółką – pisze makler papierów wartościowych, który z uwagi na politykę firmy jest zobowiązany do zachowania anonimowości – pisze makler papierów wartościowych, który z uwagi na politykę firmy jest zobowiązany do zachowania anonimowości.
Zostawiając jednak politykę, warto przyjrzeć się temu, gdzie leży istota problemu i czy jest to problem jedynie PGNiG, czy też może dotyka innych podmiotów w Europie i na świecie.
Dla osób zainteresowanych tematyką poniższy wywód nie będzie przesadnie odkrywczy, ale będzie prostym uporządkowaniem obecnej sytuacji na rynku surowców energetycznych. Dla czytelnika sporadycznie zajmującego się tą branżą będzie jednak znacznie bardziej wartościowym przybliżeniem problemu od podstaw i umożliwi zrozumienie wyzwań przed jakimi stoją firmy energetyczne.
W Niemczech działa spółka Uniper, która zajmuje się głównie produkcją energii elektrycznej w elektrowniach konwencjonalnych. Posługuję się tym przykładem z dwóch powodów. Po pierwsze, aby pokazać, że problem nie dotyka tylko PGNiG, ale wielu firm w Europie i na świecie (można tu wspomnieć analogiczne artykuły dotyczące liderów branży i.e.: Vitol, Gunvor, RWE, etc.). Czwartego stycznia tego roku pojawił się taki artykuł na jej temat. Mówiąc w skrócie w ciągu ostatnich dwóch miesięcy spółka otrzymała blisko 10 mld EUR dodatkowego finansowania krótkoterminowego, z uwagi na konieczność uzupełnienia depozytów zabezpieczających na giełdzie, na której sprzedała planowaną produkcję energii (taka pożyczka stanowi około 2/3 giełdowej wartości tej spółki i kilkukrotnie przewyższa jej standardowe potrzeby finansowe). Idąc schematem myślenia sporej części opinii publicznej w Polsce powinniśmy zobaczyć nagłówki w stylu: „Uniper bankrutuje, stracił na spekulacji na rynku energii i teraz prosi o pomoc spółkę matkę (gdyby nadal był podmiotem niemieckim to może nawet poprosiłby o gwarancje państwowe)”. Czy aby na pewno?
Posłużymy się uproszczonym wyliczeniem, aby pokazać sam mechanizm zabezpieczania marży elektrowni węglowej. Marża na wytwarzaniu energii elektrycznej (ee) w elektrowni węglowej (CDS; ang. Clean Dark Spread) może zostać w uproszczony sposób pokazana jako różnica pomiędzy przychodem ze sprzedaży wyprodukowanej ee, a kosztami węgla (dla uproszczenia kupowanego, a nie wydobywanego) oraz uprawnień do emisji CO2 (EUA). Dla osoby nie znającej terminologii finansowej należy się jeszcze wyjaśnienie, iż rozróżniamy pozycję długą (zarabiamy na wzroście ceny danego towaru) oraz pozycję krótką (zarabiamy na spadku ceny danego towaru) oraz możemy sprzedać oraz kupić coś czego w danym momencie nie posiadamy w kontrakcie terminowym (z doświadczenia wiem, że laicy często mają problem ze zrozumieniem jak mogę sprzedać coś czego nie mam – na rynku finansowym jest to możliwe).
W przypadku elektrowni węglowej możemy zatem stwierdzić, że posiada ona:
- pozycję długą na samym CDS (zarabia tym więcej, im wyższa marża) na co składa się:
- pozycja długa na ee (zarabia tym więcej, im wyższa cena ee)
- pozycja krótka na EUA i węglu (zarabia tym więcej, im niższa cena tych towarów)
Zabezpieczenie marży będzie zatem polegać na zamknięciu otwartych pozycji, a więc sprzedaży ee oraz zakupie węgla i EUA (dla uproszczenia kontraktami terminowymi). Przyjmijmy, że elektrownia węglowa ma moc do zakontraktowania 1 000 MW (dokładnie ee z pracy tego bloku), jest emisyjna na poziomie 0,9 tCO2/MWh oraz zużywa 0,5 t węgla na MWh (rok ma 8760 h). Z artykułu wiemy, że średnia cena zakontraktowania ee na rok 2022 wyniosła prawie 50 EUR/MWh (informacja podana na bazie sprawozdania spółki), więc przyjmijmy, że EUA i węgiel zostały zakontraktowane proporcjonalnie w tym samym okresie po cenach 20 EUR/t oraz 60 EUR/t. Możemy łatwo obliczyć, że zabezpieczony CDS wyniósł dla niej 2 EUR/MWh. Elektrownia zagwarantowała sobie zysk w wysokości 1 000 [MW] * 8760 [h] * 2 [EUR/MWh], czyli 17 520 000 EUR (oczywiście pomijamy remonty, awarie i rozliczenia z operatorem systemu przesyłowego, który faktycznie steruje produkcją elektrowni). W teorii wszystko wygląda świetnie, więc skąd są problemy z płynnością?
Problemem jest fakt, że każdy z towarów zapewne został zabezpieczony na innym rynku. Węgiel prawdopodobnie na rynku pozagiełdowym (OTC, ang. Over-the-Counter) w umowie bilateralnej, gdzie nie występuje mechanizm mark-to-market, czyli codzienne uzupełnianie depozytów transakcyjnych stron kontraktu (e.g.: strona, która sprzedała kontrakt musi w przypadku wzrostu ceny rozliczeniowej, ustalonej na zakończenie sesji giełdowej, przelać do giełdowej izby rozliczeniowej środki stanowiące różnicę pomiędzy ceną rozliczeniową, a ceną sprzedaży kontraktu pomnożoną razy wolumen kontraktu, które następnie zasilą konto drugiej strony transakcji). EUA zostało kupione na giełdzie ICE w Londynie, a ee sprzedana na giełdzie EEX w Lipsku. Dopóki ceny pozostawały stabilne problem nie istniał. Jednak w 2021 r. ceny cechowały się niespotykaną zmiennością i przykładowo w grudniu kontrakt roczny na ee był notowany przez kilka sesji nawet powyżej 300 EUR/MWh, EUA po około 85 EUR/t (węgiel z uwagi na umowę bilateralną pominiemy). Jak przełożyło się to na stan zabezpieczenia:
- ee: sprzedano 1 000 MW kontraktu rocznego po 50 EUR/MWh o wartości netto 438 mln EUR, pod który wpłacano depozyt wstępny (najczęściej około 10% wartości) w wysokości 43,8 mln EUR, ale na skutek codziennego rozliczania do bieżącej ceny rynkowej (która drastycznie wzrosła) sprzedawca musi dołożyć (najczęściej w gotówce lub gwarancji bankowej) depozyt uzupełniający w wysokości 2,19 mld EUR, czyli 5 razy więcej niż wynosi wartość zabezpieczonej przez niego przyszłej produkcji, bo giełdy nie interesuje, czy kontrakt został zawarty przez elektrownię, czy spekulanta grającego na spadek cen ee.
- EUA: kupiono 7 884 000 EUA po 20 EUR/EUA o wartości netto 15,8 mln EUR, pod który wpłacano depozyt wstępny 1,58 mln EUR, a na skutek codziennego rozliczania do rynku otrzymaliśmy dodatkowy depozyt uzupełniający w wysokości 512,5 mlnEUR.
Część powiększonego depozytu zabezpieczającego z giełdy ICE możemy przenieść na pokrycie brakującego depozytu na giełdzie EEX (nie wszystko, bo zmienność cen jest ogromna), więc załóżmy, iż netto spółka potrzebowała płynnych środków pieniężnych w wysokości 1,8 mld EUR i to tylko dla 1 000 MW mocy. Żeby uświadomić sobie skalę problemu to Uniper w różnych krajach europejskich ma portfel elektrowni węglowych i gazowych wielkości 15 GW (z pominięciem Rosji). W Niemczech mamy jakieś 14 GW mocy na węglu kamiennym, kolejne 17 GW na węglu brunatnym i jeszcze kilkanaście GW na gazie ziemnym, które są regularnie wykorzystywane. W Polsce udział węgla jest oczywiście jeszcze wyższy.
Widać wyraźnie, że mimo prawidłowego zarządzania ryzykiem firma znalazła się w dużych tarapatach finansowych i tylko dzięki swoim rozmiarom i pozycji rynkowej potrafiła sobie z tym problemem poradzić. Mniejsze firmy nie miały tyle szczęścia (wystarczy sobie wpisać w wyszukiwarce frazy typu „power companies goes bankrupt” i zobaczymy, że wiele mniejszych podmiotów w niemal każdym kraju ogłosiło upadłość).
Dociekliwy czytelnik zapyta, dlaczego Uniper zabezpieczył tak mizerną marżę, bo tylko 2 EUR/MWh (oczywiście w tym przykładzie, bo nie znamy realnej strategii zabezpieczającej firmy, choć zgodnie z jej komunikatami można spodziewać się, iż jest ona wyższa z powodu ponad proporcjonalnego zabezpieczenia EUA we wcześniejszych okresach), a w grudniu zeszłego roku mógł lekko licząc zabezpieczyć marżę na poziomie 150 EUR/MWh, czyli 75 razy większą (bagatela 1,3 mld EUR/GW). Taka uwaga jest po części słuszna, bo zabezpieczyć pozycję można lepiej lub gorzej, ale zarządzający portfelem jest porównywany do benchmarku opartego najczęściej o średnie rynkowe, tak jak zarządzający funduszami inwestycyjnymi. Prawdopodobnie za takie zabezpieczenie nie otrzyma premii, ale na jego obronę należy podać fakt, iż CDS za minione lata był ujemny i zapewne w obliczu panującej w UE religii klimatycznej zabezpieczane były wszelkie pozytywne marże na konwencjonalnym wytwarzaniu energii elektrycznej.
Zabezpieczenie odbywa się jednak zgodnie z zatwierdzoną strategią i odróżnia je definitywnie od spekulacji pozycja wyjściowa. Przy zabezpieczaniu mamy pozycję naturalną, wynikającą z profilu działalności naszej firmy, którą musimy zarządzić (coś zrobić lub nie zrobić nic). W rozpatrywanym przykładzie Uniper posiada opisaną ekspozycję na ryzyko z samego faktu posiadania i optymalizacji pracy elektrowni. Spekulant nie posiada pierwotnej pozycji i motywowany chęcią osiągnięcia zysku pozycję otwiera. Mówienie zatem o spekulacji w przypadku PGNiG, czy innych firm energetycznych, jest sporym nadużyciem (pod warunkiem, że nie powiększają pierwotnej ekspozycji na ryzyko lub nie zabezpieczają składowych marży nieproporcjonalnie). Dodatkowo analizę historycznych notowań polegającą na wskazaniu dołka, w którym można było kupić i szczytu, na którym można było sprzedać należy skwitować jedynie uśmiechem politowania – analiza wsteczna jest zawsze skuteczna.
To był przykład relatywnie prosty. W przypadku PGNiG dochodzą kolejne segmenty działalności, które komplikują ten obraz: dostawy do klientów, sezonowość zużycia gazu, cykle zatłaczania/wytłaczania gazu z magazynów, dostawy LNG wg różnych formuł cenowych, własne wydobycie (zarówno ropy jak i gazu), własne aktywa wytwórcze ee, itp. Dodatkowo ta pozycja nie jest stała w czasie, a zmiany d/d bywają zapewne spore.
Obecny kryzys energetyczny jest więc w największej mierze kryzysem płynności, gdyż firmy, które prawidłowo zabezpieczyły ryzyko cenowe (a zatem osiągają zysk z zawartych transakcji), ale z uwagi na brak środków pieniężnych na pokrycie depozytów zabezpieczających, które wielokrotnie przewyższają wartość samych kontraktów, muszą ogłosić upadłość (co oczywiście nie wyklucza, że upadają również firmy źle zarządzające tym ryzykiem, ale one tym bardziej nie mają szans na przetrwanie). Drastycznym przykładem jest rynek brytyjski, gdzie upadłość od początku 2021 r. ogłosiło ponad 30 podmiotów.
Podsumowując, ocena działań handlowych PGNiG przez pryzmat wyniku na instrumentach zabezpieczających, bez zestawienia ich z pozycjami zabezpieczanymi jest pozbawiona sensu i stanowi cyniczną manipulację, chętnie podchwytywaną przez media dla podtrzymania „klikalności”. Nazywanie tych działań spekulacją jest kolejnym kłamstwem. Każda osoba z branży, która pracowała w firmie państwowej dobrze wie, że skłonność do działań spekulacyjnych jest tam mocno ograniczona i właśnie chęć podjęcia spekulacji, z którą wiążą się potencjalne premie od zysku, jest głównym czynnikiem odejścia pracowników do konkurencji.
W podobny sposób można obalać kolejne mity, jak choćby te dotyczące kontraktu jamalskiego, którego formuły cenowe są objęte klauzulą tajności i zna je wąska grupa osób, a komentuje je całe grono „ekspertów” bazując na medianie medialnych domysłów. Rzetelność w mediach jest towarem niezwykle deficytowym, więc najlepszą strategią zabezpieczającą jest krytyczne spojrzenie na otaczający świat i korzystanie z własnego rozumu.
Majewski: Przepłacaliśmy za kontrakt jamalski. Rozstrzygnięcie sporu z Gazpromem już w lutym
