Jak zbudować hub gazowy

Ireneusz Łazor, PGNiG Supply and Trading, Londyn

Hub to coś więcej niż możliwość sprzedaży gazu za granicę. To przede wszystkim wspólny obszar handlowy, który łączy kilka rynków. Dzięki hubowi uczestnicy tych rynków mogą handlować między sobą gazem oraz prowadzić operacje finansowe, powiązane z obrotem towarowym. Dlatego hasło hubu gazowego w Polsce jest pewnym uproszczeniem. Konieczne jest jeszcze dołączenie co najmniej jednego, zagranicznego rynku gazu, np. ukraińskiego lub któregoś z krajów Grupy Wyszehradzkiej.

Utworzenie takiego obszaru to wyzwanie polityczne, związane z ambicjami poszczególnych państw. Skupmy się jednak na kwestiach infrastrukturalnych, organizacyjnych i produktowych, ponieważ – nawet w przypadku niezachwianej woli tego lub innego rynku do stworzenia razem z Polską wspólnego obszaru handlowego – kwestie te mają fundamentalne znaczenie dla możliwości funkcjonowania hubu.

Jak dotąd plany budowy hubu gazowego z udziałem Polski, koncentrują się na kwestii dostępności paliwa i możliwości jego przesyłu za granicę. Tymczasem nie mniej ważnym elementem, jest infrastruktura handlowa, na którą składają się rozwiązania regulacyjne, instytucjonalne, dostosowane do oczekiwań uczestników rynku produkty oraz obsługujące handel systemy informatyczne. Hub musi mieć wiarygodne dla uczestników indeksy cenowe, a także sprawne i zintegrowane rozliczenia: operatorskie, a więc związane z wykorzystaniem infrastruktury przesyłowej, oraz giełdowe – dotyczące kosztów związanych z transakcjami giełdowymi i pozagiełdowymi (OTC). Organizacja obrotu musi zabezpieczać interesy uczestników, jego zasady muszą być stabilne i powszechnie akceptowane, a regulacje – przyjazne i przyciągające nowych uczestników.

Spełnienie tych wymagań nie jest sprawą ani prostą, ani szybką, ani tanią. Żeby uświadomić skalę wyzwania, rozważmy tylko kilka elementów „infrastruktury handlowej” niezbędnych do funkcjonowania hubu.

Jaki model integracji

Polski rynek gazu działa sprawnie, bezpiecznie, z dużym wolumenem obrotu. Ale, jak to już zostało powiedziane, hub to przynajmniej dwa rynki tworzące wspólny obszar handlowy. Oznacza to konieczność instytucjonalnej, regulacyjnej i operacyjnej integracji obu rynków. Pytanie zasadnicze – jak praktycznie zorganizować wspólne funkcjonowanie obu rynków?

Pierwszy możliwy model to analogia do mechanizmu market coupling. Każdy z rynków zbiera swoje zlecenia i wyznacza dwie ceny: tzw. cenę lokalną, na podstawie zleceń krajowych, i cenę międzynarodową, wspólną dla całego obszaru hubu. W takim modelu konieczne jest uzgodnienie produktów, to znaczy określenie tych, które będą oferowane wyłącznie lokalnie oraz tych, które oferowane na jednym rynku, będą dotyczyć drugiego, jednak bez zapewnienia przepustowości umożliwiającej ich rozliczenie dostawne na tym drugim rynku. Dodatkowo można wyznaczyć również produkty transgraniczne, które będą oferowane na jednym rynku z dostawą na drugi, przy czym z produktem powiązana jest odpowiednia zdolność przesyłowa.

Drugi model to jeden rynek transakcyjny, zlecenia zbierane przez operatora z dwóch lub więcej rynków do jednego wspólnego koszyka – arkusza zleceń. W takim modelu potrzeba jednak wspólnej waluty transakcji lub określonego wzoru do przeliczeń, wspólnego banku rozliczeniowego, wspólnych standardów dopuszczenia do obrotu, wspólnego nadzoru rynku. Potrzebni są również uczestnicy, dopuszczeni do działania na obu rynkach równocześnie, przy czym uczestnik musi zawsze spełniać kryteria dopuszczenia do udziału w rynku o wyższym standardzie.

Inną istotną kwestią jest liczba operatorów – giełd i/lub rynków pozagiełdowych – działających na wspólnym obszarze handlowym. Zarówno w Polsce i krajach ościennych istnieją już operatorzy obsługujący transakcje na rynku gazu. Jak ułożyć między nimi relacje – kto i na jakich warunkach będzie dopuszczać do działania uczestników obu rynków? Czy członkostwo na jednym rynku da dostęp do produktów na obu rynkach? Jakie systemy IT będą obsługiwać oba rynki?

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

Bez podstawowych produktów

Rynek to nie tylko towar, ale także powiązane z tym towarem produkty oferowane przez operatora bądź operatorów. Podstawową kategorią rynku gazu są produkty rozliczane dostawnie, czyli fizyczną dostawą towaru. To produkty typu spot, a więc kontrakty na rynku dnia bieżącego i dnia następnego, oraz produkty terminowe – kontrakty forward z rozliczeniem dostawą towaru w określonym czasie. Oba rodzaje są oferowane w Polsce na Towarowej Giełdzie Energii. Jednak w rozwiniętych hubach europejskich gros obrotu to instrumenty finansowe, rozliczane nie dostawą towaru, ale jako różnica kursu otwartej pozycji i aktualnej ceny rynkowej. Transakcje nimi są zazwyczaj kilkakrotnie większe niż obroty na towarze.

Podstawowym zadaniem instrumentów finansowych jest zabezpieczanie przed nadmiernymi wahaniami rynkowych cen towaru, czyli hedging. Uczestnik powinien mieć do dyspozycji instrumenty ograniczające ryzyko prowadzonej działalności. Im skuteczniejsze będą te instrumenty, tym bardziej atrakcyjny dla uczestników będzie rynek, który je oferuje.

Skutki braku w Polsce odpowiednich instrumentów finansowych do hedgingu widać chociażby w przypadku długoterminowych kontraktów dostawnych, zawieranych na rynku OTC. Są one hedgowane za granicą, np. na nowojorskim NYMEX. Hedgowanie kontraktów gazowych w Polsce obecnie jest niewykonalne, podobnie jak zajmowanie pozycji na wzrost lub spadek cen towarów.

Dostępność produktów finansowych jest ważna także z uwagi na instytucje finansowe, których udział w rynku zapewnia mu płynność. Płynność jest motorem rozwoju, tymczasem, jak pokazuje praktyka, takie instytucje chętniej działają tam, gdzie nie ma ryzyka związanego z potencjalną dostawą. A zatem bardziej interesują je instrumenty finansowe, a nie dostawne.

Cięcie kosztów

Innym wyznacznikiem atrakcyjności rynku 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 – np. odpowiednio wiarygodnych papierów wartościowych: np. akcji, obligacji lub uprawnień do emisji CO2.

Metodą obniżania kosztów zabezpieczeń jest również netowanie pozycji poszczególnych uczestników w przypadku kontraktów forward i futures. Chodzi o zabezpieczanie tylko tych części ich pozycji, na których powstaje ekspozycja na ryzyko, a nie całości zajętych pozycji. Najlepiej, gdyby było to netowanie wielowarstwowe: od netowania wewnątrz jednego produktu po netowanie między towarami. Generalnie im większą liczbę produktów czy rynków może netować uczestnik, tym jego koszty zabezpieczeń mogą być niższe.

Uczestnicy powinni mieć też pole manewru między rynkiem towarowym a finansowym. Opłaty za kontrakt rozliczany towarowo i finansowo powinny być porównywalne. Oznacza to, że koszt operacji polegającej na rozliczeniu kontraktu futures w połączeniu z transakcją towarową na rynku spot nie może być większy niż koszt zamknięcia kontraktu forward z rozliczeniem dostawnym.

Dodatkowo można również pomyśleć o koordynacji kosztów zabezpieczeń i operatorskich, co ma potencjał do dalszego obniżenia kosztów działania na rynku.

Wreszcie, przy równoczesnej dostawie produktu i jego rozliczeniu lub zabezpieczeniu jego rozliczenia, rozliczenia w hubie powinny obejmować rozliczenia zintegrowane, co najmniej od strony finansowej. Tak, aby w zależności od pozycji uczestnika na rynku giełdowym i operatorskim, dokonywać odpowiednich alokacji, czyli netować ich pozycje na różnych rynkach np. giełdowym i transgranicznym.

Osobnym pytaniem, które musi pojawić się w kontekście produktów finansowych jest, kto powinien je oferować, na jakich zasadach i warunkach? Czy giełda, czy może zorganizowana platforma obrotu (tzw. OTF) prowadzona przez giełdę? Polska Towarowa Giełda Energii jest przygotowana na ten drugi wariant i czeka na zatwierdzenie uruchomienia OTF przez Komisję Nadzoru Finansowego. Jest to jednak rozwiązanie bardziej skomplikowane organizacyjnie od pierwszego, a zatem podnoszące koszty wejścia oraz prowadzenia działalności, jakie musi ponieść uczestnik rynku. Warto to wziąć pod uwagę przy okazji budowania infrastruktury hubu.

Krytyczne rozliczenia

Kolejną kwestią do rozstrzygnięcia jest sposób rozliczania transakcji. To problem krytyczny, ponieważ brak rozliczenia oznacza zabójczą dla rynku utratę wiarygodności. Komu powierzyć to zadanie? Czy lokalnie licencjonowanej izbie rozliczeniowej, jak IRGiT, czy raczej powinna to być izba typu CCP (Central Counterparty Clearing House)? Rozliczenia towarowych instrumentów finansowych, których notowania de facto opierają się o cenę referencyjną instrumentów bazowych z dwóch transgranicznych rynków to domena CCP.

W przypadku, gdyby wspólny obszar handlowy miał obejmować również rynek ukraiński, trzeba dodatkowo wziąć pod uwagę jeszcze jedno wyzwanie. Otóż uczestnicy rynku polskiego nie mogą ponosić kosztów działalności na Ukrainie, która jest rynkiem bardziej ryzykownym ze względu na regulacje różniące się od tych obowiązujących w UE. Instytucja rozliczeniowa nie może zwiększać ryzyka dla uczestników jednego rynku z powodu jednoczesnego działania na drugim. To problem tego samego typu jak niedopuszczalność subsydiowania jednego rynku przez drugi.

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 zatem determinują poziom ryzyka ponoszonego przez uczestników rynku. Dlatego zwracają oni pilną uwagę na wysokość tych środków i uzależniają od niej decyzję o rozpoczęciu i kontynuowaniu działalności na danym rynku.

Ambitny harmonogram

Powyższe wyliczenie wskazuje jedynie najważniejsze kwestie, które trzeba rozstrzygnąć, aby zaprojektować infrastrukturę handlową niezbędną dla funkcjonowania hubu. Pod tym względem jesteśmy dopiero na samym początku drogi. Widać tu pewną nierównowagę w stosunku do realizacji dwóch pozostałych elementów hubu, a więc dostępności paliwa oraz infrastruktury przesyłowej potrzebnej do rozprowadzenia gazu w ramach wspólnego obszaru handlowego.

W 2022 roku powstanie gazociąg Baltic Pipe, który umożliwi dostawy do Polski gazu ze złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Rok wcześniej powinna zostać zakończona rozbudowa terminala LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego, która zwiększy moce regazyfikacyjne instalacji w Świnoujściu z obecnych 5 mld do 7,5 mld m sześc. rocznie. To przede wszystkim LNG i gaz norweski będą głównym źródłem zaopatrzenia po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego. Rzut oka na mapę uświadamia jednak, że w obu przypadkach paliwo będzie dostarczane do Polski w północnej części kraju. Trzeba je stamtąd przesłać dalej aż do punktów połączeń międzysystemowych (tzw. interkonektorów), którymi gaz trafi na rynki zagraniczne.

Gaz-System, spółka odpowiedzialna za budowę gazociągów przesyłowych, zapewnia, że nowa infrastruktura potrzebna, by gaz z północy Polski został dostarczony, przynajmniej do niektórych, naszych sąsiadów, będzie gotowa najpóźniej w 2023 roku. Budowa interkonektora ze Słowacją jest w toku i wszystko wskazuje, że połączenie to będzie działać najdalej za dwa lata. Zaawansowany jest projekt GIPL, czyli budowa połączenia z Litwą. Gazociąg ten ma działać od 2023 roku.

Jeżeli chodzi o Ukrainę, to budowa nowego połączenia wciąż nie jest przesądzona a sygnały płynące w tej sprawie z Kijowa są niejednoznaczne. Alternatywą może być zwiększenie przepustowości istniejącego interkonektora w Hermanowicach, ale to wymaga dodatkowych inwestycji po obu stronach granicy. Istnieje jeszcze połączenie w Drozdowiczach, obecnie wykorzystywane do tłoczenia gazu na podstawie kontraktu jamalskiego. Po zakończeniu tego kontraktu przepustowość połączenia zostanie uwolniona, ale jest to interkonenktor, który pozwala jedynie na przesył gazu z Ukrainy do Polski. Żeby połączenie działało w odwrotnym kierunku, też są potrzebne inwestycje.

Większe wątpliwości budzi budowa nowego połączenia z Czechami. Gazociąg Stork 2 został bowiem skreślony z najnowszej listy Projektów o Znaczeniu Wspólnotowym Komisji Europejskiej (CPI). Oznacza to brak dofinansowania z funduszy UE, co będzie poważnym utrudnieniem dla realizacji tego projektu.

Możemy jednak dość bezpiecznie założyć, że na przełomie 2022 i 2023 roku będziemy w stanie przesłać gaz na Słowację i dalej na południe, na Ukrainę, a przez Litwę na rynki pozostałych krajów bałtyckich i do Finlandii. Będziemy również dysponować nadwyżkami paliwa pochodzącymi ze zdywersyfikowanych źródeł dostaw. Jednak infrastruktura przesyłowa gazu to tylko jeden z etapów budowy hubu. Nakłady na nią są najwyższe, ale dopiero odpowiednie otoczenie instytucjonalne i regulacyjne oraz oferowane produkty stanowią o atrakcyjności hubu. Aby stworzyć takie otoczenie i zaoferować produkty, trzeba odpowiedzieć sobie na liczne, postawione wyżej pytania. Dopiero wtedy tak pilnie potrzebny plan budowy hubu będzie kompletny.

Materiał powstał przy współpracy z PGNiG