Na przełomie września i października TGE (Towarowa Giełda Energii) planuje rozpoczęcie handlu kontraktami terminowymi futures na energię elektryczną, które będą rozliczane wyłącznie w formie pieniężnej. Do tej pory w ofercie giełdy znajdują się m.in. rozliczane poprzez dostawę fizyczną kontrakty na energię elektryczną i gaz ziemny. Jakie produkty można obecnie znaleźć na TGE? Co warunkuje ich istnienie? Jakie zmiany przyniesie wprowadzenie kontraktów rozliczanych w formie pieniężnej?
TGE w Warszawie jest jedną z kilkunastu giełd w Europie, które obsługują handel towarami, wśród których znajduje się energia elektryczna. Do pozostałych giełd tego rodzaju w regionie należą m.in. EEX w Niemczech, Hupx na Węgrzech, Powernext we Francji, APX-Endex, obsługująca Wielką Brytanię, Holandię oraz Belgię, Nord pool / NASDAQ OMX Commodities, obsługująca Łotwę, Litwę, Estonię oraz kraje skandynawskie.
W celu lepszego zrozumienia handlu energią elektryczną na TGE warto zapoznać się z aktywem podstawowym, czyli energią elektryczną. Stroną podażową krajowego rynku energii są elektrownie systemowe (zwane też zawodowymi), które wytwarzają ok. 75% energii zużywanej w Polsce oraz elektrociepłownie, które w tym samym procesie technologicznym wytwarzają także ciepło. Udział tych drugich w produkcji prądu stanowi ok. 20%. Marginalne znaczenie mają elektrownie produkujące w oparciu o odnawialne źródła energii (OZE). Stronę popytową stanowią natomiast przedsiębiorstwa i gospodarstwa domowe. Zanim jednak energia elektryczna znajdzie się w gniazdkach końcowych odbiorców, musi zostać przesłana przez pośredników, czyli spółki obrotu.
System przesyłu energii opiera się na współdziałaniu sieci przesyłowej oraz dystrybucyjnej. Pierwsza z nich służy do transportowania energii z elektrowni do Głównych Punktów Zasilających (GPZ) i można ją porównać do autostrady w systemie drogowym. Druga, którą można porównać do dróg lokalnych, jest używana do przesyłania energii z GPZ do końcowych odbiorców.
Energia elektryczna, jak każdy inny towar, podlega obrotowi – transakcjom kupna i sprzedaży. Polski rynek handlu energią można podzielić na trzy segmenty: rynek kontraktowy, który oparty jest o zawierane pomiędzy producentami, pośrednikami i końcowymi odbiorcami umowy na dostarczanie energii elektrycznej, rynek bilansujący, na którym podmioty bilansują różnice wynikające z rozmiaru transakcji i faktycznego zapotrzebowania na energię, oraz rynek giełdowy.
Rynek giełdowy, organizowany przez Towarową Giełdę Energii, zawiera w sobie rynek spot oraz terminowy. Pierwszy z nich oferuje członkom Giełdy możliwość zawarcia transakcji na Rynku Dnia Następnego (RDN) lub Rynku Dnia Bieżącego (RNB). Transakcje na RDN są zawierane na dzień przed dobą, której dotyczą. Dzień w systemie zleceń jest podzielony na 24-godzinowe linie, dla których podmioty mogą kupować lub sprzedawać energię. RNB pełni funkcję pomocniczą (udział w łącznych obrotach rynku spot energii elektrycznej poniżej 0,3% w 2014 roku), umożliwiając podmiotom korygowanie ich pozycji w trakcie doby dostawy energii. Kolejnym elementem rynku organizowanego przez TGE jest rynek terminowy, na którym podmioty zawierają transakcje finalizowane fizyczną dostawą w określonym dniu w przyszłości.
Na rynku terminowym oraz RDN dochodzi do obrotu kontraktami PASMO (tzw. BASE), które dotyczą dostawy stałej ilości energii przed pełne 24 godziny w ustalonym okresie. Oferowane są także kontrakty EUROSZCZYT (tzw. PEAK), dotyczące dostaw energii pomiędzy godziną 8. a 22. włącznie w dni robocze w ustalonym okresie. Ofertę uzupełniają kontrakty OFFPEAK, które przeznaczone są dla dostaw energii w godzinach niepokrytych przez kontrakty PEAK. Na RDB znajdują się jedynie kontrakty BASE.
Taka specyfikacja dostępnych na TGE kontraktów wskazuje, że cena energii elektrycznej dla końcowego odbiorcy jest wypadkową ceny kontraktów PASMO oraz EUROSZCZYT. Wyższa cena energii w kontraktach EUROSZCZYT może być tłumaczona faktem zwiększonego zapotrzebowania końcowych odbiorców w trakcie dnia.
Ceny na poszczególnych rynkach giełdowych zależą od gry popytu oraz podaży. Kwotowania uczestników muszą mieć jednak źródło w danych fundamentalnych, które kształtują cenę energii elektrycznej w oparciu o koszty jej wytworzenia. Jednym z czynników wpływających na finalną cenę jest operacyjna rezerwa mocy, która zobowiązuje wytwórców do utrzymania w Krajowym Systemie Energetycznym odpowiedniej ilości energii. Drugim czynnikiem są ceny uprawnień do emisji CO2, mające duże znaczenie w przypadku polskich producentów, którzy w ponad 80% wykorzystują węgiel kamienny lub brunatny. Wahania cen tych surowców także znajdują odbicie w cenach energii elektrycznej. Kolejnym czynnikiem, którego znaczenia nie wolno ignorować, są inwestycje w nowe moce wytwórcze. Producenci energii muszą stawić czoła jednocześnie dwóm zmiennym – starzejącym się i tracącym na rentowności blokom produkcyjnym oraz rosnącemu zapotrzebowaniu na energię w skali kraju. W przypadku wszystkich dotąd wymienionych czynników pojawia się dodatnia zależność – wzrost ceny lub wartości inwestycji przyczynia się do wzrostu cen energii elektrycznej.
Dwa czynniki – warunki pogodowe oraz nowe OZE – przyczyniają się do zwiększonej zmienności cen na rynku energii elektrycznej. Wpływ pogody odnotowywany jest na podstawie porównań miesiąc do miesiąca w różnych latach. W miarę rozwoju OZE na rynku polskim można spodziewać się ich zwiększonego wpływu na stronę podażową, z naciskiem na spadek cen produkcji.
W całym opisywanym dotychczas otoczeniu będą już niedługo funkcjonować kontrakty futures na prąd. Według zapowiedzi TGE, kontrakty będzie charakteryzowała minimalna jednostka transakcyjna 1 MWh oraz minimalny krok notowań równy 1 groszowi za 1 MWh. Największe nominały będą cechowały kontrakty roczne (8760-8784 MWh), następnie kontrakty kwartalne (2159-2209 MWh), natomiast najmniejsze będą dotyczyć kontraktów miesięcznych (672-745 MWh). Widełki wynikają z faktu różnych ilości dni i godzin przypadających na dany okres (np. w przypadku roku przestępnego).
W każdym momencie notowań w obrocie mają się znajdować dwie serie kontraktów rocznych (na dwa kolejne lata), cztery serie kontraktów kwartalnych (na cztery kolejne kwartały) oraz cztery serie kontraktów miesięcznych (na cztery najbliższe miesiące). Warto wspomnieć o kaskadowaniu kontraktów rocznych i kwartalnych, które skutkować będzie ich zamianą, odpowiednio, na kontrakty kwartalne i miesięczne. Dla przykładu kontrakt futures na trzeci kwartał 2016 roku zostanie zamieniony pod koniec czerwca 2016 roku na kontrakt wrześniowy, październikowy i listopadowy.
Kontrakty terminowe, których wprowadzenie planuje TGE będą oznaczone w następujący sposób:
F_TGe24_Z-kk-yy
F – rodzaj instrumentu (futures)
TGe24 – instrument bazowy – indeks TGe24
Z – oznaczenie klasy kontraktu: Y- roczny, Q – kwartalny, M – miesięczny
kk – oznaczenie kolejnej serii kontraktu: 00 – (kontrakt roczny) okres kalendarzowy roku, 01-04 – (kontrakt kwartalny) – okres kalendarzowy kwartału, 01-12 – (kontrakt miesięczny) okres kalendarzowy miesiąca
yy – dwie ostatnie cyfry roku wygaśnięcia danej serii kontraktu
Podstawę do określania niedawno powstałego indeksu TGe24, który jest dla nich instrumentem bazowym, stanowią transakcje giełdowe zawarte na produktach godzinowych w systemie kursu jednolitego na I fixingu, który odbywa się każdego dnia o 10.30.
Wprowadzenie kontraktów futures na energię elektryczną stanowi krok naprzód w rozwoju TGE oraz rynku energii elektrycznej w Polsce. Nowy produkt oferowany przez Giełdę może przyciągnąć nowych klientów, takich jak specjalistyczne fundusze inwestycyjne, oraz zwiększyć aktywność na rynku dotychczasowych graczy. Poza podmiotami chcącymi zabezpieczyć pozycję (bez fizycznej dostawy towaru) należy się także spodziewać podmiotów działających na rynku z powodów czysto spekulacyjnych.
