Zanim powstanie hub gazowy, musimy podjąć wiele trudnych decyzji

Materiał powstał we współpracy z PGNiG

Hub gazowy to, najogólniej mówiąc, regionalne centrum obrotu błękitnym paliwem z wykorzystaniem instrumentów spotowych oraz instrumentów finansowych w tym kontraktów forward powiązanych z fizyczną dostawą. W konsekwencji powinno ono obejmować obszar więcej niż jednego lokalnego rynku. Tymczasem dość powszechnie w naszym kraju pojęcie hubu gazowego sprowadza się do obszaru Polski i możliwości sprzedaży surowca za granicę. Aby mówić o regionalnym centrum handlu, konieczne jest dołączenie co najmniej jednego zagranicznego rynku, np. ukraińskiego lub któregoś z krajów Grupy Wyszehradzkiej (Czechy, Słowacja, Węgry) lub Rumunii. To z kolei wyzwanie polityczne związane w dużej mierze z ambicjami poszczególnych państw.

Niezależnie od ich deklaracji i faktycznych ruchów zmierzających do stworzenia regionalnego hubu gazowego konieczne są konkretne działania w kwestiach infrastrukturalnych, organizacyjnych i produktowych. Tu Polska koncentruje się obecnie na sprawach dotyczących dostępności błękitnego paliwa i możliwości jego przesyłu do państw ościennych. Mniej uwagi zwraca się na tzw. infrastrukturę handlową, na którą składają się rozwiązania prawne, instytucjonalne, dostosowane do oczekiwań uczestników rynku produkty i obsługujące handel systemy IT.

Ponadto regionalny hub gazowy musi mieć wiarygodne indeksy cenowe, a także sprawne i zintegrowane rozliczenia. Chodzi zarówno o rozliczenia operatorskie dotyczące wykorzystywana infrastruktury przesyłowej, jak i giełdowe obejmujące koszty związane z transakcjami giełdowymi i pozagiełdowymi (tzw. rynek OTC). Co więcej, organizacja obrotu musi zabezpieczać interesy uczestników rynku. Tym samym zasady handlu muszą być stabilne i powszechnie akceptowane, a regulacje powinny być przyjazne i przyciągające nowe podmioty zainteresowane prowadzaniem handlu. Spełnienie takich wymagań nie jest sprawą ani prostą, ani szybką, ani tanią.

Model integracji

Stworzenie hubu gazowego oznacza konieczność instytucjonalnej, regulacyjnej i operacyjnej integracji przynajmniej dwóch rynków. Modeli, w oparciu o jaki ich integracja może się odbywać, jest kilka. Pierwszy jest analogiczny do tzw. mechanizmu market coupling. Polega on na tym, że każdy z rynków zbiera swoje zlecenia i wyznacza dwie ceny. Pierwsza to cena lokalna, ustalana na podstawie zleceń krajowych, a druga to cena międzynarodowa, wspólna dla całego obszaru, który obejmuje hub. W takim modelu konieczne jest określenie, jakie produkty (kontrakty) będą oferowane wyłącznie lokalnie, a jakie – dostępne na jednym rynku – będą dotyczyć drugiego, ale bez możliwości fizycznej realizacji dostawy. Dodatkowo można wyznaczyć produkty transgraniczne, oferowane na jednym rynku z dostawą na drugi.

Kolejny model oparty jest na stworzeniu jednego rynku transakcyjnego. Wówczas zlecenia są zbierane z dwóch lub więcej rynków do jednego wspólnego koszyka (arkusza zleceń). Tu może jednak pojawić się problem wyboru wspólnej waluty zawieranych transakcji lub określenia wzoru do przeliczeń, wspólnego banku rozliczeniowego, wspólnych standardów dopuszczenia do obrotu i wspólnego nadzoru nad rynkiem.

Potrzebni będą też uczestnicy dopuszczeni do działania na obu rynkach równocześnie, przy czym każdy z nich zawsze będzie musiał spełniać kryteria dopuszczenia do udziału w rynku o wyższym standardzie. Istotną kwestią jest liczba operatorów (giełd i/lub rynków pozagiełdowych) działających na wspólnym obszarze handlowym. Istnieją oni już zarówno w Polsce, jak i krajach ościennych. W tej sytuacji pojawiają się dodatkowe pytania. Jak ułożyć między nimi relacje? Kto i na jakich warunkach będzie dopuszczał do działania uczestników obu rynków? Czy członkostwo na jednym rynku da dostęp do produktów na obu rynkach? Jakie systemy informatyczne będą obsługiwać oba rynki?

Problem integracji może być szczególnie trudny do rozstrzygnięcia w przypadku, kiedy jeden z rynków wspólnego obszaru handlowego będzie znajdował się poza Unią Europejską. W efekcie obowiązujące na nim regulacje nie będą zharmonizowane z prawem wspólnotowym.

Instrumenty finansowe

GG Parkiet

Mówiąc o hubie gazowym, trzeba istotną uwagę zwrócić nie tylko na fizyczny handel realizowany tym surowcem, ale i na powiązane z nim produkty oferowane przez operatora bądź operatorów. W pierwszym przypadku to produkty typu spot, a więc kontrakty na rynku dnia bieżącego i dnia następnego oraz produkty terminowe (kontrakty forward z rozliczeniem w określonym czasie dostawy towaru). Wszystkie one są oferowane w Polsce na Towarowej Giełdzie Energii.

W rozwiniętych produktowo wirtualnych hubach gazowych zdecydowana większość obrotu odbywa się produktami gdzie uczestnicy maja wybór sposobu jego rozliczenia, finansowy (różnica kursu otwarcia pozycji i aktualnej ceny rynkowej) lub „tradycyjnie" poprzez dostawę. Zadaniem instrumentów finansowych jest przede wszystkim zabezpieczenie przed nadmiernymi wahaniami rynkowych cen towaru, czyli tzw. hedging.

Uczestnicy rynku nabywają takie instrumenty finansowe, aby ograniczać ryzyko prowadzonej działalności. W rezultacie im skuteczniejsze będą to produkty, tym bardziej atrakcyjny będzie dla nich rynek, który je oferuje. W Polsce instrumentów finansowych dedykowanych rynkowi gazu obecnie nie ma. Tymczasem ich dostępność jest bardzo ważna, gdyż stanowią przedmiot zainteresowania instytucji finansowych, które zapewniają rynkowi dodatkową płynność. Ta z kolei jest motorem rozwoju każdego hubu gazowego.

Koszty zabezpieczeń

Innym wyznacznikiem atrakcyjności rynku gazu dla instytucji finansowych są koszty operacyjne. Zależą one przede wszystkim od kosztów zabezpieczenia, które można obniżać na kilka sposobów. Jednym z nich jest akceptacja pod zabezpieczenie transakcji nie tylko gotówki, ale także innych produktów. Mogą to być m.in. wiarygodne papiery wartościowe, takie jak akcje, obligacje lub uprawnienia do emisji CO2.

Uczestnicy rynku powinni mieć też pole manewru między rynkiem towarowym a finansowym. W takiej sytuacji opłaty za kontrakt rozliczany towarowo i finansowo powinny być porównywalne. Osobnym pytaniem, które musi pojawić się w kontekście produktów finansowych, jest to, kto powinien je oferować, na jakich zasadach i warunkach?

Kolejną sprawą wymagającą rozstrzygnięcia jest sposób rozliczania transakcji. To problem krytyczny, ponieważ brak rozliczenia oznacza zabójczą dla rynku utratę wiarygodności. Tu pojawia się pytanie: komu powierzyć to zadanie? Czy lokalnie licencjonowanej izbie rozliczeniowej (w Polsce jest to IRGiT), czy raczej izbie operującej na większej liczbie rynków, która mogłaby również prowadzić rozliczenia instrumentów finansowych.

W przypadku gdyby wspólny obszar handlowy miał obejmować również Ukrainę, należałoby dodatkowo wziąć pod uwagę jeszcze jedno wyzwanie. Chodzi o to, aby uczestnicy polskiego rynku nie ponosili kosztów działalności u naszego wschodniego sąsiada, gdzie niewątpliwie mamy do czynienia z rynkiem bardziej ryzykownym niż nad Wisłą. Jest tak chociażby ze względu na regulacje różniące się na Ukrainie od tych obowiązujących w UE. Instytucja rozliczeniowa nie mogłaby zatem zwiększać ryzyka dla uczestników jednego rynku z powodu jednoczesnego działania na drugim.

Należy też odpowiedzieć na pytanie, jaki jest akceptowalny poziom ryzyka, jaki będzie cykl rozliczeń, sposób fakturowania, wreszcie, jakie będą środki własne do dyspozycji izby rozliczeniowej. Ten ostatni element ma szczególne znaczenie, bowiem środki własne stanowią o zakresie działania izby oraz dają gwarancje bezpieczeństwa i pewności rozliczeń, a w konsekwencji determinują poziom ryzyka ponoszonego przez uczestników rynku. Z tego też powodu zwracają oni dużą uwagę na wysokość tych środków i uzależniają od niej decyzję o rozpoczęciu i kontynuowaniu działalności na danym hubie.

Wymienione problemy, pytania i zagadnienia wskazują najważniejsze sprawy, które trzeba rozstrzygnąć, aby zaprojektować odpowiednią infrastrukturę handlową niezbędną dla funkcjonowania silnego, regionalnego, gazowego hubu z udziałem Polski. Pod tym względem jesteśmy dopiero na samym początku drogi. Mamy sprawnie działający, bezpieczny, silny swoim wolumenem lokalny rynek gazu. Czas na kolejne kroki.

Konieczna infrastruktura

Zdecydowanie lepiej wygląda kwestia realizacji dwóch pozostałych elementów hubu, a więc dostępności surowca i infrastruktury przesyłowej potrzebnej do prowadzenia handlu. I tak w 2022 r. ma powstać gazociąg Baltic Pipe, który umożliwi dostawy surowca z Norwegii do Polski w ilości do 10 mld m sześc. rocznie. Rok wcześniej powinna zakończyć się rozbudowa terminalu LNG w Świnoujściu. Dzięki temu będziemy mogli zwiększyć import realizowany drogą morską z różnych krajów z 5 mld m sześc. rocznie do 7,5 mld m sześc. Będą to główne źródła zaopatrzenia naszego kraju po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego (na dostawy z Rosji). W obu przypadkach surowiec pojawi się w północno-zachodniej Polsce, skąd trzeba będzie go rozprowadzić po całym kraju, a także za granicę.

Gaz-System, spółka odpowiedzialna u nas za budowę gazociągów przesyłowych, zapewnia, że nowa infrastruktura, przynajmniej do niektórych naszych sąsiadów, będzie gotowa najpóźniej w 2023 r. Budowa połączenia ze Słowacją jest obecnie w trakcie realizacji i wszystko wskazuje na to, że zostanie zakończona najdalej za dwa lata. Zaawansowany jest projekt gazociągu na Litwę. Połączenie ma być uruchomione w 2023 r.

Gorzej wygląda sprawa z budową gazociągu na Ukrainę. W tym przypadku ciągle nie ma ostatecznej decyzji, a płynące z Kijowa sygnały nie są jednoznaczne. Alternatywą może być zwiększenie przepustowości istniejącego połączenia w Hermanowicach, ale to wymaga dodatkowych inwestycji po obu stronach granicy. Istnieje jeszcze połączenie w Drozdowiczach, ale obecnie jest ono wykorzystywane do tłoczenia gazu w ramach kontraktu jamalskiego i umożliwia przesył jedynie z Ukrainy do Polski.