Strategiczne wyzwanie: trudna przyszłość Towarowej Giełdy Energii

Piątek, 27 Stycznia 2017, 15:36
Dr Przemysław Zaleski

Towarowa Giełda Energii ma przed sobą trudny okres zarówno ze względu na wchodzącą na polski rynek konkurencję w postaci giełd Nord Pool i EPEX SPOT SE, jak i wyzwania polegające na wdrożeniu nowych produktów i usług dla uczestników rynku. O ile w ostatnich latach rósł wolumen transakcji i handel energią oraz (od grudnia 2012) gazem rozwijał się całkiem dobrze, to rok 2016 okazał się dużo słabszy - dla Energetyka24 pisze dr Przemysław Zaleski.

Jednym z elementów liberalizacji rynku energetycznego i zarazem zaczątkiem tworzenia jednolitego rynku energii było powstawanie giełd energii wzorem innych giełd towarowych. Historycznie na terenie Unii Europejskiej proces ten zapoczątkowały legislacje prawne w postaci Dyrektywy 96/92/UE  Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 19 grudnia 1996 r. dotyczące wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej, a następnie wzmocnione Dyrektywą 2003/54/UE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. (dotyczyła wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii). Później zmieniono ją Dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej.

Liderami przemian w kierunku liberalizacji rynku energii, były kraje skandynawskie. Już w 1993 r. Norwegia utworzyła giełdę Nord Pool, tworząc konkurencyjny rynek energii i otwierając rynek spotowy dla wszystkich uczestników - z wydzielonym zarządzającym w postaci firmy Statnett Marked AS, która do dziś ma 50% udziałów. Niedługo później, bo już w 1996 r. dołączyła się do tego rozwiązania Szwecja, co spowodowało umiędzynarodowienie giełdy, do której w ciągu następnych czterech lat doszły Finlandia i Dania. W następnych latach giełda rozwinęła swoją działalność. Jej siedziby znajdują się także w Sztokholmie, Fredericii (Dania), Helsinkach, a od 2006 roku również w Amsterdamie i Berlinie. 

Nord Pool jako giełda międzynarodowa działa na dwóch podstawowych rynkach, tj.: na tzw. rynku dostaw fizycznych (Nord Pool Spot AS) dla handlu energią w krajach nordyckich, gdzie udziałowcami są operatorzy systemów przesyłowych (OSP). Drugim jest rynek finansowy Nord Pool ASA, należący do OSP z Norwegii i Szwecji. Giełda konsekwentnie rozwijała swoje usługi w innych krajach europejskich i obecnie osiągnęła pozycję NEMO (Instytucja Nominowanego Operatora Rynku Energii Elektrycznej) w 13 z nich. Trend z rynków skandynawskich przeniósł się szybko na inne państwa i giełdy energii, najczęściej wydzielane, jako spółki z Operatów Systemów Przesyłowych, zaczęły powstawać w innych miejscach. Przykładem są: hiszpańska giełda OMEL działająca także w Portugalii, giełda IMEX działająca na rynku włoskim, BELPEX na rynku belgijskim, APX najpierw na rynku holenderskim, a następnie jako UKPX także na rynku brytyjskim, czy giełdy niemieckie, które w wyniku fuzji dwóch giełd energii: European Energy Exchange z Frankfurtu (EEX) i Leipzig Power Exchange z Lipska (LPX) w 2002 r. stworzyły giełdę EEX. Jej rozwój był bardzo dynamiczny i ukierunkowany na to, aby stała się liderem wśród giełd europejskich. Na płaszczyźnie handlu energią EEX nawiązała współpracę z francuską giełdą energii Powernext, dzięki czemu w marcu 2008 r. podpisano porozumienie o współpracy i łączenia swoich rynków energii w jednej spółce pod nazwą EPEX Spot SE. EEX i Powernext posiadają dokładnie po połowie udziałów w spółce. Europejska Giełda Energii wydzieliła firmę EEX Power Spot GmbH, która 31 grudnia 2008 r. stała się także własnością EPEX Spot SE. Polska giełda energii również powstała stosunkowo wcześnie, bo w wyniku przetargu zorganizowanego przez Ministra Skarbu Państwa już w 1999 r., który wygrało konsorcjum firm ze spółką Elektrim SA, jako liderem. Obecnie Towarowa Giełda Energii, z oznaczeniem POLPX, jest zależna od Giełdy Papierów Wartościowych, dominującego akcjonariusza.

Dla polskiej Towarowej Giełdy Energii istotne są dwie giełdy europejskie, a mianowicie skandynawska Nord Pool i starająca się o miano europejskiej EPEX SPOT SE, ponieważ uzyskały one status oferowania usług Nominowanego Operatora Rynku Energii Elektrycznej (NEMO) na obszarze Polski. W październiku 2015 r. z formalnym wnioskiem o wyznaczeniu jej jako operatora NEMO wystąpiła giełda Nord Pool Spot AS z siedzibą w Norwegii i uzyskała ten status decyzją URE z dnia 22 kwietnia 2016 r. Następnie prezes URE otrzymał zawiadomienie, że Spółka EPEX SPOT SE skorzystała z prawa oferowania usług Nominowanego Operatora Rynku Energii Elektrycznej (NEMO) w Polsce. 

Towarowa Giełda Energii pierwsza wystąpiła z wnioskiem o wyznaczenie jej, już w sierpniu 2015 r., uzyskując ten status po kilku miesiącach w połowie grudnia. Był to ważny moment w jej rozwoju, ponieważ w postępowaniu weryfikującym, które prowadził Urząd Regulacji Energetyki, TGE musiała wykazać się posiadaniem niezbędnej infrastruktury, zasobów finansowych, dostosowaną technologią teleinformatyczną i, co najważniejsze, stworzonymi i czytelnymi dla uczestników rynku procedurami operacyjnymi, które gwarantowały przeprowadzenie łączenia rynków dnia następnego oraz dnia bieżącego. Otrzymanie statusu NEMO umożliwia TGE na prowadzenie rynku energii elektrycznej w zakresie Rynku Dnia Następnego i Rynku Dnia Bieżącego oraz partycypowanie w budowaniu mechanizmów integracji rynków europejskich. W praktyce dla uczestników giełdy oznacza to, że TGE jest odpowiedzialna za stanowienie cen w obrocie lokalnym i transgranicznym oraz ilościowe i finansowe rozliczanie przepływów energii, wraz z alokacją zdolności przesyłowych na połączeniach międzysystemowych. Jest to więc zarówno nobilitacja, jak i odpowiedzialność, która łączy się z nabywaniem nowych kompetencji, pozwalających na rozwój, ale także – co istotne – daje nowe możliwości pozyskiwania przychodów przez Spółkę zarówno w kraju, jak i zagranicą. 

NEMO zgodnie z Rozporządzeniem Komisji Europejskiej nr 2015/1222 z 24 lipca 2015 może jako podmiot oferować swoje usługi dotyczące alokacji zdolności przesyłowych, zarządzania ograniczeniami przesyłowymi oraz wprowadzenia jednolitego mechanizmu łączenia europejskich rynków energii dnia następnego i dnia bieżącego. Stosownie do zapisów Rozporządzenia każdy kraj członkowski UE w terminie do 14 grudnia 2015 roku musiał wyznaczyć na początkowy okres czterech lat co najmniej jednego NEMO do przeprowadzenia budowy jednolitego rynku europejskiego. Wynika to z zapisów Kodeksu Sieciowego CACM (ang. Capacity Allocation and Congestion Management), który jest kolejnym etapem regulacji europejskich rynków energii. Następnym jest wdrożenie w krajach UE przejrzystego modelu rozliczeń dla wszystkich, czyli modelu Price Coupling of Regions dla Rynku Dnia Następnego. Efekty działania modelu PCR w regionie Europy Północno-Zachodniej (NWE) są oceniane jako pozytywne, ale to obszar powiązany ze sobą od kilku lat, bez większych ograniczeń przesyłowych. Kolejnym krokiem jest połączenie z regionem południowo-zachodnim (SWE) czyli Hiszpanią, Portugalią oraz Włochami i następnie z obszarem Europy Środkowo-Wschodniej (CEE). 

Warto jednak zauważyć, że kraje członkowskie mogły wybrać dwa modele w początkowym okresie, tj. albo model monopolistyczny, którego zaletą było to, że krajowa giełda miała możliwość przez okres czterech lat dostosować swoje możliwości techniczne, kadrowe, proceduralne i formalne, aby przygotować się do zdobywania pozycji wśród innych giełd na rynkach europejskich (z tym że nie mogła przez ten okres ubiegać się o inne rynki jako NEMO), albo model konkurencyjny, gdzie państwo od razu otwiera się na innych operatorów, ale o taki status może się ubiegać również rodzima giełda. Polska wybrała ten drugi model. Zdaniem ówczesnego Prezesa Towarowej Giełdy Energii Ireneusza Łazora to rozwiązanie było obarczone ryzykiem, bo chociaż od powstania polskiej giełdy przeszła ona całą transformację, stopniowo dostosowując swoje usługi wzorem najlepszych giełd europejskich, to jednak warto było skorzystać z modelu niekonkurencyjnego, aby udoskonalić i wdrożyć wiele inicjatyw, które dawałyby lepsze możliwości konkurencyjne. Ważną inicjatywą było dostosowanie usług do możliwości raportowania danych transakcyjnych zgodnie z wymogami REMIT, zwłaszcza uruchomienie platformy TGE RMM dla uczestników rynku oraz podpisanie umowy akcesyjnej Multi Regional Market Coupling – Day Ahead Operations Agreement, która umożliwia współpracę z innymi europejskimi giełdami energii oraz operatorami systemów przesyłowych w Europie, co nie jest bez znaczenia dla polskiej giełdy, bo jest podstawowym warunkiem dla uczestnictwa w budowie europejskiego rynku energii elektrycznej. TGE zamierzała także przygotować całkiem nowy system informatyczny, który pozwalałby obsługiwać w pełnej konfiguracji uczestników TGE na rynkach zagranicznych. Techniczne prowadzenie transakcji na własnym systemie oznacza możliwość wyznaczania ceny za jej usługę i zapewnienie konkurencyjności względem innych giełd. Obecnie TGE nawet w przypadku połączenia ze Szwecją takiej możliwości nie ma i to właśnie skandynawska giełda Nord Pool wyznacza ceny opłat. 

Dla TGE konkurencja dwóch potężnych giełd zainteresowanych polskim rynkiem to duże wyzwanie, ponieważ strony – uczestnicy rynku korzystający z usług tych giełd otrzymają możliwości handlu na już istniejących rynkach tych podmiotów i na tych samych warunkach. Drugim problemem są same wzywania dla polskiej giełdy, bo o ile w ostatnich latach rósł wolumen transakcji i handel energią oraz (od grudnia 2012) gazem rozwijał się całkiem dobrze, to rok 2016 okazał się dużo słabszy. A dokładnie łączne obroty energią elektryczną wyniosły 126,7 TWh, co oznacza spadek do roku poprzedniego o ponad 32 proc. Przyczyną były niskie obroty na rynku terminowym, niższe o prawie 39 proc. w stosunku do roku ubiegłego. Wzrosły za to obroty na rynku spotowym zarówno energii, jak i gazu. Był to wolumenowo najwyższy wynik w historii giełdy. Trzeba przyznać, że częściowa przyczyna tego stanu związana jest z licznymi zmianami na rynku energii i niepewności, jak on będzie wyglądał w następnych latach. Pewną niewiadomą jest również finalny kształt systemu aukcji OZE, Nie do końca wiadomo, jak kształtować będzie się cena wytworzenia energii czarnej zwłaszcza w sytuacji problemów, jakie mogą się pojawić w wyniku tzw. „pakietu zimowego” z wstępnymi zapisami o braku wsparcia dla instalacji węglowych, a także mocnym promowaniem polityki klimatyczno-energetycznej, które dla Polski są w takiej formule (550g/kWh) nie do przyjęcia. To rodzi dużą niepewność transakcji terminowych na lata 2017–2018 i preferowanie negocjacji określonej ceny w ramach kontraktów bilateralnych. Duże wyzwania czekają jeszcze samą giełdę, bo oczekiwania uczestników będą rosły zarówno w zakresie już istniejących warunków dla uczestników, jak i nowych produktów oraz usług.

Niewątpliwie TGE stara się rozwijać swoją ofertę, czego przykładem jest zaproponowanie rynku finansowego w postaci kontraktów futures nie tylko na prąd, ale również na gaz, zwłaszcza że od 1 stycznia 2018 wejdą w życie zapisy MIFID II, które wymuszają traktowanie kontraktów forward jak instrumentów finansowych. Giełda od stycznia 2016 roku zaproponowała kontrakty terminowe dla zielonych certyfikatów, co sądząc po ilości podmiotów, które uzyskały status Członka Rejestru Świadectw Pochodzenia (na dzień obecny 3000 członków), był krokiem w dobrą stronę. Kontrakty terminowe dają możliwość wyceny rynkowej dla praw majątkowych w okresach przyszłych, więc obrót certyfikatami daje większy komfort poczucia zabezpieczenia ich ceny oraz realizacji dostawy. TGE otrzymało również zgodę na prowadzenie platformy aukcyjnej uprawnień do emisji CO2, jednakże rozwój tej usługi będzie możliwy dopiero, gdy platforma uzyska status krajowej platformy aukcyjnej i zostanie wpisana do wykazu platform aukcyjnych zgodnie z prawem unijnym.  Ważną inicjatywą dla polskiej giełdy będzie też wykorzystanie dywersyfikacji rynku gazu w Europie Środkowo-Wschodniej poprzez Polskę, a zwłaszcza rozwoju rynku LNG jakie stwarza wybudowany gazoport i docelowo powstanie Baltic Pipe. TGE ma niepowtarzalną szansę, aby stworzyć dla uczestników rynku dogodne warunki handlu tym paliwem wraz z możliwością elastycznego bilansowania oraz magazynowania przy współpracy z istotnymi podmiotami czyli operatorem – spółką Gaz-System, gazoportem czyli spółką Polskiego LNG oraz koncernem PGNiG. Powstanie tzw. operacyjnego hubu gazowego, czyli centrum handlu błękitnym paliwem, powinno pozwalać na zawieranie transakcji handlu gazem, ich rozliczanie oraz rezerwowanie zdolności regazyfikacyjnych, przesyłowych i magazynowych, co akurat idealnie wpisuje się w plany rozwoju sieci gazociągowych w kierunku południowym (Czechy, Słowacja, Węgry) i wschodnim (Ukraina).

Towarowa Giełda Energii ma przed sobą trudny okres zarówno ze względu na wchodzącą na polski rynek konkurencję w postaci giełd Nord Pool i EPEX SPOT SE, jak i wyzwania polegające na wdrożeniu nowych produktów i usług dla uczestników rynku. Polska, decydując się na przyjęcie modelu konkurencyjnego, niejako pchnęła TGE do walki na rynkach zagranicznych, w tym również zaproponowała swoje gotowe usługi i system do prowadzenia rynku technicznego jako NEMO w krajach, które przyjęły model konkurencyjny oraz silnego uczestnictwa w inicjatywach związanych z budową jednolitego rynku energii. Doświadczenia prężnych europejskich giełd udowodniły, że rynek giełdowy dla produktów energetycznych i innych z nim powiązanych intensywnie się rozwija, bo nie tylko jest alternatywą dla tradycyjnych giełd, ale także dla samego rynku energetycznego zapewnia jawne i przejrzyste reguły biznesu dla wszystkich uczestników giełdy. Daje możliwości zawierania transakcji handlowych z wyeliminowaniem ryzyka handlowego, a samo korzystanie z usług giełd poprzez zespół traderów redukuje czas i zaangażowanie przy negocjacjach kontraktów bilateralnych oraz zapewnia wyszukanie lepszej oferty (bardziej płynny rynek, większa ilość jego uczestników). Brak wykorzystania szans, jakie stwarza przyszłość dla TGE, jest symetryczna z ilością napływających zagrożeń, ponieważ wchodzące do Polski giełdy mają ogromny potencjał finansowy i technologiczny. Charakteryzują się ponadto większą elastycznością, mniejszą liczbą biurokratycznych reguł i nadmiaru zbędnych obowiązków oraz stabilnymi zasadami w dłuższym okresie czasowym, co jest atutem nie do przeceniania.

Zobacz także: KE lekceważy orzeczenie Trybunału? Polski europoseł reaguje

Zobacz także: USA rozpoczynają sprzedaż ropy z rezerwy strategicznej

Dr Przemysław Zaleski
Dziękujemy! Twój komentarz został pomyślnie dodany i oczekuje na moderację.

Dodaj komentarz