Waży się model handlu kontraktami. Co czeka TGE?

Część rynku nie widzi alternatywy dla zwiększenia sprzedaży prądu na TGE. Mimo że wcześniej obligo nie zapewniało trwałej płynności.

Po historycznie wysokich obrotach prądem w 2014 i 2015 r. na Towarowej Giełdzie Energii zostało tylko mgliste wspomnienie. Ostatnie półtora roku to pogłębiające się spadki. Powód? Największy wytwórca prądu od początku roku nie musi realizować całej sprzedaży przez giełdę. Taki obowiązek (inaczej obligo giełdowe) Polska Grupa Energetyczna, ale też inni duzi producenci, mieli ze względu na otrzymywaną pomoc państwa. Chodzi o rekompensaty za zerwane przed laty kontrakty długoterminowe. Na to nakłada się niepewność co do przyszłego modelu działania rynku terminowego (tam spadki były najgłębsze), który w związku z koniecznością implementacji dyrektywy MiFID II (wchodzi w życie od 3 stycznia 2018 r.) musi się przekształcić w rynek finansowy lub zorganizowaną platformę obrotu tzw. OTF. Uczestnicy TGE opowiedzieli się za drugą formułą, która jest najbardziej zbliżona do prowadzonego dziś handlu z fizyczną dostawą.

Wyższe obligo, ale jakie?

W toku prac legislacyjnych nad pakietem nowelizacji ustaw wdrażających unijną dyrektywę (m.in. o obrocie instrumentami finansowymi, o giełdach towarowych oraz prawa energetycznego) pojawił się postulat podniesienia obliga giełdowego dla energii z obecnych 15 proc. Urząd Regulacji Energetyki mówi o podwojeniu, zaś TGE widzi obowiązek na poziomie 55 proc., taki, jaki ma PGNiG na rynku gazu.

– Choć kolejne spółki, wychodząc z programu pomocy publicznej, przenoszą sprzedaż wytworzonej energii do innych segmentów – zmniejszając wolumen obrotu na rynku zorganizowanym – to nadal kilku przedsiębiorców takie wsparcie otrzymuje. Do jego prawidłowego rozliczenia potrzebna jest nadal referencyjna cena energii, ukształtowana w sposób rynkowy – tłumaczy Maciej Bando, prezes URE. Dodaje, że poziom 30 proc. należy traktować jako minimalny, tj. zapewniający odpowiednio duży obrót przy jak najmniejszej ingerencji w dotychczasowe warunki handlu. Regulator konsultował wskazaną wysokość obligo z ministrem energii. Ale ostateczne stanowisko ME w tej sprawie nadal nie jest znane.

– Ostatecznie przyjęte rozwiązania będą się opierać na stanowisku wypracowanym wspólnie przez ME, URE oraz wszystkie zainteresowane podmioty działające na rynku – przekazał nam z kolei resort finansów, który pracuje nad projektem noweli o instrumentach finansowych.

Niektórzy wytwórcy, m.in. Tauron i Polenergia, popierają postulat zwiększenia obliga, nawet do poziomu wskazanego przez TGE. – Wobec znaczącej koncentracji rynku zarówno po stronie wytwarzania, jak i sprzedaży, w szczególności kiedy największe podmioty są pod kontrolą jednego właściciela, obligo wydaje się niezbędne, aby cena mogła być obiektywnie stanowiona, a niezależni wytwórcy i sprzedawcy mieli realny dostęp do rynku – tłumaczy Arkadiusz Zieleźny, prezes Polenergii Obrót. Według ekspertów Tauronu cena giełdowa utraciła już walor bycia referencyjną ze względu na duży spadek płynności. Innego zdania są przedstawiciele Energi, ale i oni mówią o 30-proc. obowiązku jako minimalnym. Z kolei Krzysztof Hrywniak, dyrektor ds. handlu hurtowego w Fortum twierdzi, że to poziom wystarczający, ale najchętniej widziałby brak obliga i płynność wynikającą z atrakcyjnych warunków obrotu.

Na powrót płynności na TGE oczekują pośredniczące w transakcjach domy maklerskie, które propozycję giełdy w sprawie wysokości obliga uznają za zasadną. – Bez podniesienia obliga sytuacja TGE będzie dramatyczna. Już dziś obroty są tak słabe, że mamy problem z realizacją transakcji na większą ilość energii. W arkuszach zleceń pojawiają się pojedyncze oferty, z których trudno uzbierać duży wolumen – twierdzi Iwona Ustach, wiceprezes DM Noble Securities.

Scenariusze uznaniowości

Jej zdaniem płynność na giełdę może nie wrócić w III kwartale – jak oczekuje TGE – o ile rynek nie otrzyma legislacyjnych gwarancji w kwestii kilku szczegółów. Chodzi m.in. o możliwość realizacji obliga na platformie OTF, co zostało już uzgodnione w trakcie konsultacji resortu finansów. Istotne są także przepisy przejściowe, na mocy których zawarte jeszcze w tym roku transakcje z terminem dostawy po 3 stycznia 2018 r. będą uznane i wliczone do obowiązku. Takie propozycje zgłosiła TGE. Jarosław Ziębiec, dyrektor biura rozwoju rynku regulowanego w TGE zapewnia, że zapadły już decyzje kierunkowe korzystne dla uczestników rynku. Jednak kwestią do uzgodnienia nadal pozostaje zasada uznaniowości, ściśle wiążąca się z funkcjonowaniem OTF. Chodzi o określenie sytuacji, w których operator platformy, np. na podstawie określonych warunków rynkowych, będzie decydował o przyjęciu lub odrzuceniu zlecenia. Zakres stosowania tej zasady jest teraz uzgadniany przez TGE z Komisją Nadzoru Finansowego przy udziale uczestników rynku. – Początkowo zaproponowaliśmy przyjęcie prostej zasady, gdzie operator uznaniowość ma zapisaną w regulaminie obrotu. W ramach konsultacji z KNF rozważane są także inne opcje – np. powiązanie tej zasady z kwestią obliga giełdowego – sygnalizuje Ziębiec.

Jak tłumaczą uczestnicy rynku, w praktyce polegać by to mogło na określeniu minimalnego i maksymalnego wolumenu obrotu w ramach jednej transakcji aż do zrealizowania obowiązku. – Propozycja KNF wydaje się jedną z bardziej sensownych – dotyczyć będzie tylko ograniczonej liczby uczestników handlu, którzy mają dostęp do dużych wolumenów energii – uważa Andrzej Zakrzewski, zastępca dyrektora DM BOŚ i dyrektor departamentu rynku energii. – W ten sposób operator rynku (czyli TGE) będzie mógł w określonych sytuacjach wyrównywać szanse mniejszych podmiotów rywalizujących w handlu z podmiotami znacznie od nich większymi, co finalnie powinno pozytywnie wpłynąć na transparentność cen – precyzuje Zakrzewski.

Jednak PGE, która podobno jako jedyna firma kontestuje zasadność zwiększenia obliga, nie jest zwolennikiem takiego rozwiązania. Wskazuje na selektywność instrumentu, który byłby skierowany do wąskiej grupy uczestników rynku, a także na trudność powiązania obliga tylko z rynkiem terminowym, podczas gdy obowiązek można realizować także na rynku spot. Wysiłki skupiają się na „oszukiwaniu uznaniowości" w obszarach, które będą dotyczyć wszystkich uczestników rynku, np. w przypadku deficytów mocy czy zgłoszeń REMIT (unijne rozporządzenie nakazujące publikację informacji mogących mieć wpływ na hurtową cenę energii). – Ponieważ nie wszystkim podoba się łączenie uznaniowości z obligiem, w najbliższych dniach zaproponujemy KNF inny wariant. W skrócie będzie polegał na tym, że jeśli obroty na giełdzie spadną poniżej pewnego poziomu, to ograniczymy ich wielkość. To doprowadzi do zawierania szeregu mniejszych transakcji i zwiększy płynność – sygnalizuje Ziębiec. Rzeczą wtórną jest ustalenie konkretów liczbowych. Te będą uzgadnianie, o ile właśnie ten kierunek zaakceptuje KNF. Jeśli tak nie będzie, nastąpi powrót do wcześniejszego planu.

Lepsza oferta wyczekiwana

Handlujący i pośredniczący w transakcjach na TGE zarzucają jej przedstawicielom brak rynkowych pomysłów na pobudzenie obrotów. – TGE nie może opierać się tylko na pomocy ustawodawcy. Musi poszukać większej liczby animatorów rynku – podkreślają przedstawiciele Energi. – Zakup na giełdzie z racji opłat transakcyjnych, depozytów i terminów płatności jest najmniej opłacalną opcją z możliwych – dodają.

Teraz dochodzi jeszcze konieczność naliczenia VAT za usługi ze względu na zmianę podejścia TGE. I choć stanowisko giełdy potwierdziły służby skarbowe, a spółki obrotu będą mogły odliczyć podatek (domy maklerskie niebędące płatnikami VAT muszą prosić o zwrot), to związane z tym zamieszanie kładzie się cieniem na współpracy giełdy z klientami. Już otrzymali oni faktury korygujące z doliczoną stawką.

– Niewłaściwa komunikacja ze strony TGE i brak wcześniejszego przygotowania uczestników na decyzję o zmianie podejścia do odprowadzania podatku VAT naraziło wszystkich na niepotrzebne zamieszanie. Ostatecznie zmiana nie będzie miała żadnego finansowego znaczenia dla aktywnych uczestników rynku – potwierdza Zieleźny. Uważa, że wejście na polski rynek nowych giełd na rynek spot może znacząco ożywić konkurencję, a to wpłynie na poprawę ofert i poziomu obsługi firm handlujących (sam narzeka m.in. na postępujące rozdzielanie zabezpieczeń na poszczególne segmenty rynku). Konkurencją dla TGE mogą się stać skandynawski NordPool i niemiecki EPEX Spot, które u nas, podobnie jak TGE, mają status NEMO (Nominowany Operator Rynku Energii).

– NordPool pukał już kilka razy do drzwi, ale nie spotkało się to z dużym odzewem. Jednak EPEX jest realnym zagrożeniem dla TGE. Po pierwsze dlatego, że nasze spółki już na nim działają. Co więcej, jego spółka matka, EEX, jest bardzo aktywna. W regionie przejęła już czeski parkiet i zorganizowała rynek według swoich zasad – argumentuje Iwona Ustach. Jej zdaniem EPEX zacznie u nas działanie w ciągu kilku miesięcy. Na razie trwa uzgadnianie warunków (w ramach tzw. umowy multiNEMO), na podstawie których mają u nas funkcjonować konkurencyjne giełdy. TGE spodziewa się tego w połowie 2018 r. Przewagi chce budować m.in. lepszą ofertą i wdrożeniem we współpracy z Nasdaq konkurencyjnego systemu informatycznego (SAPRI). Uczestnicy rynku obawiają się, że obroty na EPEX może zapewnić m.in. PGE. Energa mówi, że będzie się kierować nie tylko ceną, ale też patriotyzmem.

Paweł Ostrowski, prezes Towarowej Giełdy Energii.

Chcecie podniesienia obowiązku w zakresie sprzedaży energii przez giełdę do 55 proc. Nie wystarczyłoby 30-proc. obligo postulowane przez URE?

Ustalenie obliga giełdowego na energię na poziomie 30 proc. mogłoby ograniczyć spadek obrotów przynajmniej do ok. 40 proc. wobec obrotu zrealizowanego na rynkach energii dostarczanej w 2016 r., a przy bardzo optymistycznym scenariuszu – nawet do ok. 25 proc. Według naszych szacunków obroty na rynku terminowym wynosiłyby ok. 110 TWh rocznie. Z kolei 55-procentowy poziom obowiązku – doprowadziłby do osiągnięcia ok. 90 proc. wolumenu energii dostarczonej w 2016 r. Na rynku terminowym mogłoby się to przełożyć na roczne obroty przekraczające 140 TWh.

Poprzednio funkcjonujące wysokie obligo nie zbudowało w sposób trwały płynności. Uczestnicy rynku narzekają na wysokie koszty działania na rynku. Czy to się zmieni?

Pracujemy nad stworzeniem degresywnej oferty w zakresie opłat. Planujemy wprowadzenie 2-3 progów wolumenowych, po przekroczeniu których stawka będzie obniżana. Będziemy premiować najaktywniejsze podmioty, równocześnie dając możliwość wyboru odpowiedniego wariantu podmiotom handlującym w mniejszym zakresie. Naszym celem jest też poszerzenie grona animatorów rynku, co zwiększy płynność i obniży opłaty transakcyjne. Połączenie tych mechanizmów – atrakcyjna oferta, animatorzy i stałe obligo pozwolą temu rynkowi dalej się rozwijać, a TGE pozostać miejscem kształtowania się referencyjnych cen energii dla rynku krajowego i konkurować z największymi platformami na rynku europejskim.

Teraz musicie na nowo poukładać rynek kontraktów. Za chwilę będziecie walczyć o utrzymanie pozycji na rynku spot z wchodzącymi do Polski giełdami NordPool czy EPEX, które jak TGE mają status NEMO. Jak zbudujecie przewagi?

Jesteśmy na etapie wejścia operacyjnego w model Price Coupling of Regions (PCR), co postawi TGE na równi ze wspomnianymi giełdami na rynku dnia następnego energii elektrycznej. Na przełomie czerwca i lipca rozpoczniemy działanie, jako pełnoprawna giełda koordynator na europejskim rynku Multi Regional Coupling.

Kolejnym etapem będzie określenie przez wszystkich NEMO i polskiego operatora systemu przesyłowego warunków współpracy. Kilka dni temu Prezes URE potwierdził dokument Multi-NEMO Arrangements (MNA), który jest autorstwa PSE i precyzuje założenia modelu działania wielu NEMO (giełd) na polskim rynku energii elektrycznej. W tym zakresie wkrótce podejmiemy – wszyscy trzej NEMO i PSE, rozmowy o umowach operacyjnych, nowych zapisach IRiESP i innych regulacjach, pozwalających bezpieczne prowadzenie rynku. Według wspólnej oceny ten proces potrwa ok. 12 miesięcy, czyli dwaj nowi NEMO podejmą działania na rynku spot w połowie 2018 r. Mamy nadzieję, że do tego czasu wyjaśnione zostaną również kwestie nadzoru regulacyjnego nad tym segmentem rynku i wszystkimi jego uczestnikami.

Celem TGE jest przygotowanie się do wdrożenia powyższych zasad w taki sposób, by oferta TGE była atrakcyjniejsza od oferty pozostałych uczestników rynku. Dlatego z chwilą operacyjnego wejścia przez TGE do modelu PCR, zostanie wdrożony nowy system informatyczny we współpracy z Nasdaq – SAPRI. Oprócz poprawy standardów w zakresie wprowadzania zleceń pozwoli on na realizowanie dodatkowych typów zleceń, co poprawi elastyczność i efektywność zarządzania portfelem kontraktów przez uczestników rynku.

W ramach naszej strategii rozwoju rynków – będziemy się koncentrować na aktywnym pozyskiwaniu i zachęcaniu uczestników do handlu także na rynku spot poprzez oferowanie konkurencyjnych warunków zawierania transakcji oraz możliwość kompleksowego uczestnictwa na naszych pozostałych rynkach oraz gwarancję bezpieczeństwa procesu rozliczeń.

Jakie praktyczne przełożenie będzie miała zmiana platformy transakcyjnej na tę dostarczaną przez Nasdaq?

Zmiana systemu transakcyjnego ma na celu poprawę jakości w zakresie możliwości zawierania transakcji na TGE na rynkach oferowanych obecnie i w nowych projektach. Zwiększy się elastyczność, będzie można obsługiwać wiele rynków i rodzajów zleceń, czy kompleksowo i w czasie rzeczywistym zarządzać pozycjami. Wdrożenie platformy nie spowoduje wzrostu opłat dla uczestników.

Prowadzicie prace nad nową strategią, która będzie gotowa w III kwartale. Jakie są jej podstawowe założenia?

Na rynku energii elektrycznej zamierzamy jako NEMO rozwijać krajowy rynek spot. Chcemy też, by nowe rozwiązania narzucone przez MiFID II stały się szansą na pozyskanie nowych klientów i systematyczny rozwój płynności na rynku terminowym. Rynek gazu ziemnego traktujemy priorytetowo, dostrzegając duży potencjał jego rozwoju. Optymizmem napawają realizowane projekty dywersyfikacyjne w postaci Bramy Północnej oraz plany Gaz Systemu zmierzające do konsekwentnej gazyfikacji naszego kraju. Spodziewamy się, że dzięki temu pojawią się większe wolumeny gazu pochodzące z nowych, bezpiecznych źródeł i wzrośnie zapotrzebowanie konsumentów na to paliwo. TGE widzi dla siebie biznesową szansę w projekcie utworzenia w Polsce hubu gazowego, czyli centrum przesyłu i handlu gazem dla państw Europy Środkowej i Wschodniej oraz państw bałtyckich. Takie centra rynkowe, których elementem jest zawsze giełda gazu, od kilkunastu lat funkcjonują w Unii Europejskiej i USA. Uważamy, że w dłuższej perspektywie realizacja tego projektu przyniesie wzrost obrotów i płynności na rynku hurtowym gazu.

Musimy przy tym pamiętać, że na rynkach UE w obszarze organizacji hurtowego handlu gazem toczy się twarda rywalizacja rynkowa. Państwa Europy Środkowej należące do UE są obiektem zainteresowania działających w Zachodniej Europie giełd energii. Wspomniane wcześniej wdrożenie systemu transakcyjnego Nasdaq, jest w tym kontekście działaniem budującym przewagi konkurencyjne TGE.

Analizujemy też możliwości uruchomienia nowych projektów związanych z szeroko rozumianym rynkiem towarowym. Jednak na dzisiaj priorytetem jest przygotowanie spółki do działania w nowych uwarunkowaniach regulacyjnych i konkurencyjnych w obszarze energii elektrycznej i gazu ziemnego.