Sumera: Zamiast narzekać należy reformować rynek gazu w Polsce

27 listopada 2014, 11:28 Gaz
Rury

KOMENTARZ

Sebastian Sumera 

Makler Giełd Towarowych/Makler Papierów Wartościowych,  Klub Jagielloński

W ostatnim czasie, zarówno w prasie jak i przez portale branżowe, przetacza się fala krytyki wobec postępującej zbyt wolno liberalizacji rynku gazu w Polsce. Trudno nie zgodzić się z faktami przytaczanymi w licznych komentarzach, jednak z wnioskami, które są wysnuwane na ich podstawie można, a nawet należy polemizować. Nietrudno dostrzec, iż swoje niezadowolenie najgłośniej akcentują podmioty, które przystąpiły do dosyć agresywnej walki o klientów państwowego monopolisty i obecne ceny surowca stanowią dla nich mniejszy lub większy problem. Tak jednostronna optyka nie powinna zdominować jednak dyskursu publicznego, stąd też warto na polski rynek gazu spojrzeć nieco bardziej obiektywnie.

Fundamentalny problem

Bardzo często ze strony podmiotów zainteresowanych „uwolnieniem” rynku gazu (spółki obrotu, duzi odbiorcy, itp.) słychać roszczeniowe żądanie o tzw. „tani gaz”, czyli przynajmniej w cenach notowanych w zachodnioeuropejskich hubach, a najlepiej jeszcze tańszy. Niestety stawianie znaku równości pomiędzy liberalizacją rynku gazu a jego niską ceną jest podstawowym błędem, którego konsekwencje mogą być mniej lub bardziej dotkliwe. O ile najwięksi odbiorcy gazu jedynie dywersyfikują źródła dostaw optymalizując koszty pozyskania surowca i osiągają z tego tytułu mniejsze lub większe oszczędności, o tyle spółki obrotu, które przyjęły zbyt optymistyczne ścieżki cenowe przy opracowywaniu ofert dla klientów, mogą nie osiągnąć planowanych zysków, a w najgorszym razie zanotować nawet istotne straty.

Decyzja o rezygnacji ze stałej, taryfowej ceny i przejściu na samodzielne pozyskanie gazu poprzez giełdę lub na rynku pozagiełdowym (OTC), zmienia całkowicie ekspozycję na ryzyko cenowe takiego podmiotu, które w wariancie taryfowym praktycznie nie występuje (poza okresowymi zmianami stawek taryfowych). Zapewne wiele firm, widząc ceny gazu na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) w trzecim kwartale br. oscylujące w okolicach 80 PLN/MWh, z wypiekami na twarzy kalkulowało roczne zyski ekstrapolując takie poziomy cenowe na kolejne okresy.  Gaz jest jednak surowcem sezonowym, którego cena w zimie jest znacznie wyższa niż w lecie. Co więcej, od rynku który dopiero się tworzy, nie można wymagać silnej efektywności (zwłaszcza cenowej), a należy raczej poszukiwać i estymować ryzyka, które pojawią się na drodze do jego pełnego uwolnienia. W końcu nawet dojrzałe rynki finansowe jak kapitałowy czy walutowy, nie są w pełni efektywne, a co dopiero rynek towarowy z fizyczną dostawą w początkowym stadium liberalizacji, jakim jest obecnie rodzimy rynek gazu.

Główne zarzuty

Pod największym ostrzałem znajduje się tradycyjnie działalność PGNiG SA, a obecnie również jej spółki córki PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. (OD). Formułowane są sugestie o stosowaniu zmowy cenowej i celowym zawyżaniu giełdowych cen gazu. Oczywiście jest w tych zarzutach sporo racji, gdyż obecna sytuacja daje państwowemu monopoliście podwójną korzyść: zwiększa szanse na realizację narzuconego ustawowo obligo giełdowego, a wysokie ceny zniechęcają dotychczasowych klientów do dywersyfikacji źródeł dostaw, przez co grupa kapitałowa zachowuje udział w rynku. Paradoksalnie jednak to co miało być milowym krokiem w rozwoju rynku, czyli uruchomienie giełdy gazu, powoduje że powyższych tez nie da się udowodnić. Podstawowym zadaniem giełdy jest bowiem koncentracja popytu i podaży, co w efekcie prowadzi do ustalenia ceny rynkowej surowca w wyniku zawarcia anonimowych transakcji. Twierdzenie, że OD jest jedynym podmiotem kupującym gaz na TGE jest równie dalekie od prawdy jak i to, że praktycznie tylko ta spółka może kupować surowiec w tak wysokich cenach. Owszem, przy cenach gazu zbliżonych do cen taryfowych radykalnie maleje skłonność dużych odbiorców do korzystania z możliwości dywersyfikacji zakupów, która w zależności od umowy z PGNiG SA stanowi około 15-40% całego zamawianego wolumenu. Są już jednak podmioty, które w całości zrezygnowały z umów z PGNiG SA, przechodząc na samodzielne zakupy surowca i giełda jest dla nich praktycznie jedynym źródłem pozyskania gazu (podobnie jak dla części spółek obrotu). Co więcej, nie można zapominać o tym, że wraz z rozwojem rynku zwiększać się będzie udział spekulantów, którzy będą mieć z czasem coraz większy wpływ na kształtowanie cen błękitnego paliwa. Obiektywnie patrząc nie da się jednoznacznie wykazać, kto komu sprzedaje gaz na TGE, a ewentualne kontrole nadzorców, czyli KNF, URE lub UOKiK, nie wykażą żadnych nieprawidłowości, gdyż obie spółki zapewne wdrożyły właściwe procedury (tzw. „chińskie mury”), które ostatecznie podważyłyby formowane zarzuty. Analogiczne podejrzenia mogłyby dotyczyć sektora elektroenergetycznego, gdzie również dominują podmioty zintegrowane pionowo, jednak tam już chyba wszyscy uczestnicy przyzwyczaili się do takiego stanu rzeczy.

Co się zaś tyczy cen, to chyba nikt nie zaneguje prawa PGNiG SA do oferowania określonych wolumenów gazu w takiej cenie, w jakiej znajduje się popyt na surowiec. Gdyby popytu nie było, ceny musiałyby zostać obniżone do poziomu, przy którym ktoś byłby skłonny go kupić. Takie są zasady obrotu giełdowego, którego większość uczestników tak bardzo się domagała. Do momentu pojawienia się OD ceny gazu były skorelowane z rynkiem niemieckim, na czym korzystały podmioty, które zdążyły zorganizować własne zakupy surowca, a PGNiG SA ponosił z tego tytułu znaczące straty. Trudno dziwić się strategicznej spółce Skarbu Państwa, która jest notowana na Warszawskiej Giełdzie Papierów Wartościowych, iż obok wypełnia celów nadrzędnych, jak choćby zapewnianie bezpieczeństwa energetycznego kraju, dba o to, aby maksymalizować swoją wartość. Każdy kto stanąłby na miejscu prezesa firmy, na którą nałożono obowiązek w postaci obligo giełdowego, próbowałby znaleźć sposób, który pozwoliłby na zminimalizowanie negatywnych skutków wprowadzonych regulacji. Takim krokiem było właśnie powstanie spółki PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o., która być może ma około 80-90% udział w obrotach na TGE, ale jest podmiotem realizującym swoją własną strategię zakupową i mimo, że wywiera to istotny wpływ na cały rynek, to ma do tego pełne prawo. Na marginesie, porównując średnią cenę na rynku spot w hubie GASPOOL od sierpnia (początek działalności OD) do końca października z ceną gazu na TGE zobaczymy, iż faktycznie premia dla arbitrażu geograficznego (import gazu z Niemiec i sprzedaż na polskiej giełdzie) wzrosła średnio do około 4-5 PLN/MWh, jednak cały czas poziomy cenowe (średnia dla indeksu POLPXgas w tym okresie wyniosła 92,50 PLN/MWh) były bardzo atrakcyjne w porównaniu z cenami taryfowymi PGNiG SA (115-123 PLN/MWh).

Jak to jest z tym importem

Obecnie sytuacja podmiotów kupujących gaz na TGE jest coraz trudniejsza, gdyż systematycznie rośnie ilość reprezentantów strony popytowej, co już samo w sobie wywiera presję na wzrost cen, a po stronie podaży występuje jeden podmiot związany kontraktami długoterminowymi, których parametry cenowe prawdopodobnie odbiegają od obecnych realiów panujących choćby na rynkach zachodnioeuropejskich. Lekarstwem na ten stan rzeczy jest import surowca z zachodu i południa (pomijając bariery regulacyjne, w tym głównie obowiązki: dywersyfikacyjny i magazynowania). Jednak, aby fizycznie przesłać gaz zakupiony w sąsiednim kraju należy zakupić przepustowość na granicy, która udostępniana jest w systemie aukcyjnym. Tu po raz kolejny padają zarzuty pod adresem państwowego monopolisty, iż rzekomo zawyża ceny aukcji do poziomów, w których spread między sąsiednimi krajami staje się nawet ujemny. Po raz kolejny jednak spójrzmy na tę sytuację z perspektywy PGNiG SA. Jej bardzo ważnym, jeśli nie najważniejszym zadaniem, jest zagwarantowanie stabilnych dostaw gazu do odbiorców, którymi są strategiczne dla całej polskiej gospodarki podmioty tj. rafinerie, zakłady azotowe, huty, itp. Zatem w obliczu nieotrzymywania zamawianych wolumenów surowca od Gazprom Export w ramach kontraktu jamalskiego (o czym spółka w ostatnim czasie regularnie informuje), PGNiG SA musi zabezpieczać swoje źródła dostaw m.in. poprzez zapewnienie sobie technicznych możliwości sprowadzenia gazu z innych kierunków, szczególnie w okresie zimowym. Mechanizm aukcyjny jest również jednym z bardziej sprawiedliwych mechanizmów rynkowych i krytykowanie tego, czy ktoś płaci za coś taką czy inną cenę jest delikatnie rzecz ujmując niepoważne. Każdy płaci na aukcji taką cenę, która jest dla niego opłacalna (z różnych względów). Jeśli PGNiG SA ma znacząco wyższe ceny pozyskania gazu niż obecne ceny giełdowe, a nawet taryfowe, to paradoksalnie nawet płacąc „nierynkowe” stawki za przepustowość na granicy, przy braku zamawianych wolumenów z kierunku wschodniego, zarabia na sprowadzaniu gazu z zachodu lub przynajmniej minimalizuje straty. Należy również zwrócić uwagę na fakt, iż już na ostatnich aukcjach miesięcznych na listopad i grudzień, popyt był kilkukrotnie wyższy niż oferowana przepustowość, a to, że licytacja trwała tak długo świadczy o tym, iż co najmniej dwa podmioty były skłonne zapłacić taką cenę. Zbliżająca się aukcja na pierwszy kwartał przyszłego roku może być punktem przełomowym, z uwagi na znaczący przyrost dostępnej przepustowości na wirtualnym rewersie w punkcie Mallnow. Jednak nad rynkiem wciąż unosi się widmo niejasnego rozporządzenia dywersyfikacyjnego (maksymalnie 59% gazu może być importowane z jednego kraju) i kar za jego nieprzestrzeganie, które mogą odbić się czkawką tym firmom, które zbagatelizują tę kwestię.

Gdzie popełniono błędy

Bardzo duży wpływ na obecny stan polskiego rynku gazu wywarła nie do końca przemyślana strategia jego uwolnienia. Sama koncepcja obligo giełdowego nie jest złym pomysłem, aczkolwiek jego wysokość jest oderwana od realiów. Przykładowo na rynku niemieckim, do którego tak chcemy się porównywać, obrót giełdowy ma jedynie 10-15% udział, podczas gdy reszta handlowana jest na rynku OTC. Podobną wielkość (15%) przyjęto przy liberalizacji polskiego rynku energii elektrycznej, więc tym bardziej zadziwiająca jest niemal czterokrotnie wyższa wysokość obligo w sektorze gazowym. Co więcej, widać pewną niekonsekwencję za strony decydentów, gdyż póki co nie ukarano PGNiG SA za niewypełnienie ustawowego obowiązku za 2013 rok.

Niestety fundamentalną pomyłką o znacznie poważniejszych konsekwencjach było narzucenie obowiązku na strategiczną spółkę Skarbu Państwa, bez przyznania jej jakiejkolwiek rekompensaty z tego tytułu. Ponownie można przywołać doświadczenia z liberalizacji rynku energii elektrycznej, gdzie dla wytwórców wprowadzono rekompensaty z tytułu kosztów osieroconych powstałych w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (tzw. KDT), wynikających z braku możliwości odzyskania poniesionych nakładów inwestycyjnych w ramach działalności wytwórców na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej. Sytuacja sektora gazowego nie jest oczywiście tożsama, ale pewne analogie występują, jak choćby „ciężar” ponoszony przez PGNiG SA w postaci kontraktu jamalskiego. Jestem przekonany, że wprowadzenie podobnego mechanizmu wyrównania strat z tytułu uwolnienia określonego wolumenu gazu i jego sprzedaży na rynku konkurencyjnym, być może nie gwarantowałoby pełnej korelacji cenowej z krajami zachodnimi, ale bezsprzecznie zwiększyłoby szansę na szybszą i trwalszą realizację takiego scenariusza. Politycy rzadko jednak potrafią wyjść poza kadencyjny horyzont planowania, a mając w perspektywie kolejny cykl wyborczy rozpoczęty w maju tego roku, nikt nie naraziłby się wyborcom, którzy w ostatecznym rozrachunku zapłaciliby za liberalizację rynku poprzez jakąś formę opłaty przejściowej w rachunkach za gaz (podobnie jak miało to miejsce na rynku energii elektrycznej) lub poprzez dotację z budżetu państwa.

Perspektywy na przyszłość

Obecne ceny gazu wykazują sporą niezależność w stosunku do tych notowanych na giełdach zachodnioeuropejskich, zarówno z zakresie poziomów jak i trendów (zwłaszcza na rynku terminowym). Warto podkreślić, że nie jest tak, iż nasz rynek nie uwzględnia jedynie spadków cen surowca za naszą zachodnią granicą, ale również nie zwraca specjalnej uwagi na wzrosty.  Nie może to jednak nikogo dziwić wobec dosyć osobliwej struktury rynku, będącej racjonalną odpowiedzią na wadliwy plan jego liberalizacji. Ceny na TGE poruszają się jednak w pewnych granicach, które od góry wyznacza strefa cen taryfowych PGNiG SA, a od dołu ceny rynku niemieckiego z kosztem „granicy”. Przejściowe sytuacje, kiedy notowania będą przekraczać tak wyznaczone poziomy, będą się zdarzać coraz rzadziej, a co za tym idzie ułatwi to szacowanie ryzyka cenowego w różnych scenariuszach rynkowych. Średnioroczny indeks POLPXgas wyniesie w tym roku zapewne około 94-95 PLN/MWh, co biorąc pod uwagę analogiczne notowania dla niemieckiego GASPOOL-a na poziomie 88-89 PLN/MWh i przeciętne koszty przepustowości na granicach w okolicach 4-5 PLN/MWh wyraźnie pokazuje, że narzekanie na wysoki poziom cen na TGE w przypadku rynku spot jest mocno przesadzone.

Prawdopodobnie w okresie zimowym ceny przepustowości na granicach będą nadal bardzo wysokie, a ich obniżenie nastąpi dopiero w lecie, kiedy zapotrzebowanie w systemie okresowo spadnie i nasz gazowy monopolista nie będzie aż tak bardzo zainteresowany pozyskiwaniem opcjonalnych mocy importowych, zwłaszcza mając na uwadze obowiązujący go zapis take-or-pay w kontrakcie jamalskim i perspektywę odbioru gazu LNG z Kataru. Należy mieć jednak na uwadze fakt, iż czasy kiedy aukcje przepustowości kończyły się na stawce taryfowej raczej nie powrócą (szczególnie zimą) z uwagi na to, że podmiotów zainteresowanych handlem gazem z zagranicą będzie systematycznie przybywać, a przyrost przepustowości na interkonektorach nie będzie w stanie zaspokoić wzrostu popytu na nie.

Zamiast narzekać na wdrożone mechanizmy rynkowe (nawet jeśli nie działają doskonale) powinniśmy dążyć w pierwszej kolejności do: zniesienia barier regulacyjnych (zwłaszcza w obszarze obowiązku dywersyfikacyjnego i „magazynowego” przy sprowadzaniu gazu z zagranicy), większej elastyczności w umowach z PGNiG SA, systematycznego odchodzenia od cen regulowanych w poszczególnych segmentach rynku, usprawnienia i ujednolicenia procesów rozliczeń i rozrachunków w ramach przesyłu i dystrybucji, jak również popierać działania inwestycyjne w obszarze infrastruktury, które przyczynią się do realnej dywersyfikacji źródeł dostaw gazu do naszego kraju. Cena danego surowca jest bowiem wypadkową wielu czynników (fundamentalnych, politycznych, psychologicznych, etc.) i zamiast ją krytykować skupmy się na ich odpowiednim kształtowaniu.