Ireneusz Łazor.: Rewolucja na giełdzie energii

W pierwszym półroczu obroty na rynkach energii elektrycznej wyniosły zaledwie 66,4 TWh. Widać przy tym znaczący spadek płynności na rynku terminowym, który nie jest rekompensowany przez rekordowe wolumeny na rynku spot. Czy jest szansa na odwrócenie trendu w drugim półroczu?

Cieszą nas wzrosty wolumenów na rynku spot oraz fakt, że aktywność traderów pod względem liczby zawieranych kontraktów na rynku terminowym jest najwyższa w historii giełdy. Obrót przesunął się z kontraktów rocznych na miesięczne i kwartalne. Z kolei roczne obroty energią na rynku spot oscylują w granicach 20-25 TWh. Biorąc pod uwagę skalę działania obu rynków - nie jest możliwe, by rynek spot (transakcji krótkoterminowych red.) nadrobił wolumeny z rynku terminowego osiągane do tej pory. Widać na nim rzeczywiście niechęć do zawierania kontraktów rocznych na energię z dostawą w 2017 i 2018 r.

Co na to wpływa?

Powodów niechęci do kontraktów o dłuższym terminie upatrywałbym w szeregu niewiadomych, które mogą mieć wpływ na ceny energii. Chodzi głównie o niepewność co do ostatecznego kształtu rynku energii, np. ukształtowanie się cen i wolumenów w ramach aukcji dla odnawialnych źródeł energii, ale też koszty zakupu węgla, które przełożą się na producentów tzw. czarnej energii. Mamy wreszcie projekt rynku mocy (wsparcia dla elektrowni konwencjonalnych), bez kształtu którego trudno jest przewidywać przyszłe poziomy cen. A to są tylko niepewności regulacyjne. Do nich dołączają także czynniki, na które nie mamy dużego wpływu chociażby pogoda w sezonie letnim i związane z nią zapotrzebowanie na moc szczytową.

Jeśli znikną te niepewności, to większa płynność powinna wrócić na rynek terminowy, gdzie wolumeny zależą głównie od kontraktów rocznych.

Handlowcy mówią, że wolumen nie zniknął. Tylko przeniósł się na rynek bilateralny

Bardziej szczegółowo mogę odnosić się do obrotów, które są realizowane na TGE. Oczywiście obserwujemy rynek bilateralny i przykładowo na jednej z dużych międzynarodowych platform obrotu także nastąpiło zmniejszenie wolumenu w ramach kontraktów długoterminowych dla polskiego rynku. Spadki na tej platformie są znaczące zarówno w kontraktach rocznych i kwartalnych, bo blisko 50 proc. r/r w pierwszym półroczu 2016 r. Moim zdaniem – niepewność dotycząca poziomu cen w przyszłości jest jednym z głównych czynników, które wpływają na zmniejszenie wolumenów na rynku terminowym.

Jak tę płynność TGE będzie stymulować?

Jeśli nasza diagnoza, co do zmniejszenia popularności zawierania transakcji w dłuższych terminach, jest prawdziwa, to skoncentrujemy się na uatrakcyjnieniu handlu w krótszych okresach. Zamierzamy to osiągnąć przez pozyskiwanie na te rynki większej liczby animatorów. Ostatnio to grono zostało rozszerzone o Polenergię Obrót. Rozważamy też wprowadzenie nowych, krótszych produktów. Przed nami, podobnie zresztą jak przed całym rynkiem finansowym, konieczność dostosowania się do zmieniających się regulacji związanych z wejściem w życie 1 stycznia 2018 r. MIFID II (dyrektywa unijna wprowadzająca regulacje dotyczące oferowania instrumentów finansowych – red.). Te regulacje w głównej mierze wpłyną na funkcjonowanie naszego rynku terminowego. Aby spełnić wymogi dyrektywy planujemy przekształcić kontrakty typu forward na kontrakty futures z opcją fizycznego lub finansowego rozliczenia transakcji. Tę koncepcję przedstawiliśmy już uczestnikom rynku, ale ostateczną decyzję podejmiemy po ponownych konsultacjach w drugiej połowie września.

Kiedy takie kontrakty weszłyby w życie i czy zmiana koncepcji dla tego rynku oznacza całkowitą rezygnację z kontraktów forward?

Harmonogram uruchomienia notowań dla tego typu kontraktów będzie wynikał z kalendarza, który w pierwszej kolejności musi być uzgodniony z Komisją Nadzoru Finansowego.

Jeśli zaś chodzi o kontrakty forward, to mamy dwie propozycje dla rynku. Według jednego scenariusza ten instrument zupełnie zniknie. Natomiast drugi zakłada oferowanie przez TGE wielu możliwości zawierania transakcji i przekształcenie rynku terminowego w rynek OTF (od Organised Trading Facility), który dla rynku towarowego byłby czymś na kształt rynku obligacji Catalyst na GPW.  Moim zdaniem ta opcja byłaby najbardziej optymalna, ponieważ stanowiłaby alternatywę dla kontraktów bilateralnych, a przy tym widoczną korzyścią jest tutaj większa przejrzystość i transparentność. Ostatecznie jednak zdecydują ci, którzy mają zapewnić temu rynkowi płynność.

To może być ratunek nie tylko dla rynku terminowego, ale też dla uruchomionego stosunkowo niedawno rynku finansowego i kontraktów futures, którymi nie ma dużego zainteresowania.

Nasze analizy rozwoju rynku instrumentów finansowych wskazywały od początku na fakt, że potrzeba kilku lat, aby ten rynek rozwinął się na wzór rynków europejskich. Trudno też oczekiwać zwiększania płynności na instrumencie futures, który jest postrzegany jako bardziej spekulacyjny, skoro rynek terminowy zwolnił.

Chcielibyśmy wybiec do przodu i zaproponować rynkowi taki model funkcjonowania, który będzie dostosowany do dynamicznie zmieniającego się otoczenia. W tym upatrujemy swojej szansy. Jeśli zgodnie z MIFID II kontrakty forward mają być od 2018 r. instrumentami finansowymi, to w związku z tym muszą inaczej funkcjonować. Na razie uczestnicy rynku nie odczuwają konsekwencji tych zmian, ale w 2018 r. obudzimy się w innym świecie. Sądzę jednak, że po pewnym szoku, czy zaskoczeniu na początku tych zmian, obroty będą generowane na rynku regulowanym.

Który rynek będzie tym wiodącym na TGE, rynek gazu, czy energii?

Pod względem zarówno dynamiki obrotów jak i liczby uczestników w fazie rozwoju jest rynek gazu. Przykładowo w pierwszym półroczu 2016 r. na rynku gazu rozpoczęło działalność 17 nowych podmiotów. W 2015 roku łącznie – bezpośrednio i pośrednio przez domy maklerskie działało 66 firm, teraz 83. Rynek gazu rzeczywiście szybko się rozwija, bo ze względu na swój międzynarodowy charakter, jest dużo dojrzalszy niż rynek energii elektrycznej, który jest stosunkowo zamknięty.

Już w tej chwili wolumenowo te dwa rynki się zrównują. Życzyłbym sobie, aby ta równowaga pozostała. Biorąc jednak pod uwagę strukturę tych rynków i wyzwania - rynek gazu będzie zyskiwał na znaczeniu. Nie ograniczają go dwa czynniki, które stopują rozwój rynku energii. Rynek energii jest po pierwsze zainfekowany różnymi systemami pomocy dla OZE w poszczególnych krajach, a po drugie energii nie można magazynować. A ten czynnik ma niebagatelne znaczenie w przypadku gazu.

Jak chcecie skorzystać na tym rozwoju?

W strategię Towarowej Giełdy Energii wpisany jest rozwój hubu gazowego o zasięgu regionalnym. Podstawowe znaczenie ma tutaj infrastruktura i rozbudowa połączeń międzysystemowych. Jednak warunkiem sukcesu hubu gazowego zawsze będzie odpowiednia oferta handlowa, która przyciągnie obie strony transakcji. Potrzebny jest szeroki asortyment produktów i usług oraz wielu uczestników rynku – po stronie kupujących i sprzedających. To oznacza skupienie w jednym miejscu całego wolumenu obrotu tym paliwem, zarówno w kontraktach bilateralnych jak i w obrocie regulowanym. Liczymy przy tym mocno na pełne wykorzystanie mocy regazyfikacyjnej terminala LNG, a także na dalszy rozwój infrastruktury przesyłowej, w tym gazociągu Baltic Pipe. Dzięki współpracy z operatorem systemu będziemy mogli skierować ofertę do uczestników innych rynków gazu np. na rynek ukraiński. Zaoferujemy przy tym nowe możliwości handlu –  mamy w planach wydłużenie sesji na rynku spot oraz produkty lokalizowane.

Jeśli chodzi o międzynarodowy handel, to na rynku energii musicie bronić pozycji. Oprócz TGE na terenie Polski dwie inne giełdy – Nord Pool Spot oraz Epex Spot - otrzymały status NEMO (Nominowanego Operatora Rynku Energii Elektrycznej).

Polska wybrała model konkurencyjny do prowadzenia jednolitego mechanizmu łączenia europejskich rynków energii dnia następnego i dnia bieżącego dla polskiego obszaru cenowego. Rekomendowaliśmy, by przez najbliższe 4 lata działać pod ochroną w modelu monopolu, który oznaczałby, że bylibyśmy jedynym NEMO w Polsce, ale też nie moglibyśmy ubiegać się o ten status na innych rynkach. Podjęto jednak decyzję, że nasz rynek ma być konkurencyjny. Takie rozwiązania wybrały najbardziej rozwinięte rynki – np. Niemcy, czy Skandynawia. Nasi południowi sąsiedzi nie muszą konkurować z największymi giełdami energii, ponieważ zdecydowali się na ochronę swoich rynków. Przygotowujemy się do działania z konkurencją m.in. budując wolumen na naszym rynku, a także udoskonalając system informatyczny. Zależy nam na tym, by dotychczasowi uczestnicy TGE z nami zostali. Warto tutaj zaznaczyć, że gdybyśmy nie byli NEMO, to któraś z giełd z uprawnieniami w Polsce, przejęłaby prowadzenie rynku dnia bieżącego i następnego (spot – red.).