Rynek energii elektrycznej jest intuicyjnie kojarzony ze specjalistycznym obszarem funkcjonowania gospodarki. Uważa się go za ściśle techniczne zagadnienie, przypisane tylko do zainteresowanych nim podmiotów z branży elektro-energetycznej. Na pierwszy rzut oka nie ma on nic wspólnego z finansami, a zwłaszcza z wysublimowanymi narzędziami ekonomicznymi, na przykład takimi jak instrumenty pochodne, czy analiza portfelowa.
Na przełomie XX i XXI wieku okazuje się jednak, że jest to rozumowanie z natury błędne. Technologia i ekonomia zaczynają się ściśle przenikać i uzupełniać. Dzisiaj, rynek energii elektrycznej nie może już funkcjonować bez ekonomistów. Współcześnie, nie jest to działalność polegająca jedynie na produkcji, przesyłaniu i dostarczaniu odbiorcom końcowym energii elektrycznej. Tak było dawniej, gdy prawie we wszystkich krajach energetyka była – jako sektor strategiczny – zastrzeżona dla monopolu państwowego. Obecnie, firmy z tej branży są gremialnie prywatyzowane, a wolny rynek jest zasilany nowymi uczestnikami – podmiotami, które powstały od razu w formie własności prywatnej, wolnej od pojęcia monopolu państwowego. To właśnie te podmioty wymuszają na energetycznych gigantach podjęcie bardziej zdecydowanych działań w kierunku rozszerzenia swoich horyzontów działalności, a co za tym idzie, także wiedzy i umiejętności. Skutkiem ubocznym są korzyści, jakie zyskują zwykli klienci, gdyż na skutek działań optymalizacyjnych podejmowanych przez uczestników rynku, cena energii zaczyna zwykle spadać.[1]Wszystko to razem sprawia, że energia elektryczna stała się nagle zwykłym towarem, takim jak wszystkie inne dobra materialne, które podlegają wolnemu obrotowi handlowemu na zorganizowanych rynkach. Trzeba jednakże pamiętać, że skala zmonopolizowania tego sektora gospodarki była i nadal pozostaje tak potężna, że w wielu krajach proces jego urynkowienia przebiega powoli i wieloetapowo. Przyjęto słusznie, że zbyt gwałtowna zmiana własności i zasad funkcjonowania tak ważnego elementu bezpieczeństwa każdego kraju, jak zaopatrzenie w energię, mogłaby być bardzo niebezpieczna. O tym jak istotny jest to problem, świadczą problemy w USA.[2] O ile bowiem upadek firmy z branży np. informatycznej zaszkodzi głównie jej samej i być może w większym stopniu także temu sektorowi, to taka sama sytuacja w przypadku spółki energetycznej, która odpowiada za produkcję, bądź przesył energii, może spowodować niewyobrażalne zagrożenia, w tym również dla życia ludzkiego.
W Polsce jesteśmy obecnie na początku tej drogi. Od kilku lat trwa przebudowa i tworzenie niemal on‑line modelu rynku energetycznego. Pomimo rozbieżności co do metod – mających głównie podłoże polityczne, w tym przede wszystkim prywatyzacyjne i akcesyjne z UE – kierunek tych zmian zmierza nieodparcie ku sukcesywnemu uwolnieniu obrotu energią (nie tylko zresztą elektryczną). W konsekwencji, prawidłowe przeprowadzenie tego procesu oznacza konieczność natychmiastowego „zaprzyjaźnienia się” białych i niebieskich kołnierzyków. Wiedza inżyniera finansowego stała bowiem tak samo niezbędna, jak inżyniera technologii. W Polsce pojawiła się giełda energii, instrumenty finansowe, zawód maklera towarowego, a więc instytucje wcześniej nieznane. W spółkach energetycznych zaczęły powstawać działy jakby żywcem przeniesione z domów maklerskich, a zatrudnienie znajdują w nich osoby związane dotąd z rynkiem finansowym, w tym także maklerzy papierów wartościowych.
Nie sposób nie zauważyć tego zjawiska. Niniejsze opracowanie stawia sobie za cel przybliżenie organizacji tego rynku – głownie pod kątem przedstawienia mechanizmu ustalania ceny energii elektrycznej - i ukazanie krótkiego zarysu możliwości zastosowania na nim modeli i rozwiązań dotychczas stosowanych głównie na rynku finansowym. Przedmiotem zainteresowania tych modeli są oczywiście kursy energii elektrycznej, a raczej ich zmienność. Aby dobrze zrozumieć tę zasadę, trzeba jednak przebrnąć przez niezbędny zasób informacji na temat organizacji omawianego rynku.
Uczestnicy rynku energii elektrycznej w Polsce
- Wytwórcy energii (elektrownie wszelkiego rodzaju),
- Wytwórcy surowców (kopalnie),
- Spółki dystrybucyjne (znane powszechnie jako zakłady energetyczne), które zajmują się skupowaniem energii dla swoich klientów,
- Spółki handlowe, powołane tylko do handlu energią, pozbawione całej infrastruktury technicznej, pełniące rolę podobną do działalności brokerskiej dla rynku energii elektrycznej, zwane spółkami obrotowymi,
- Klienci uprawnieni do samodzielnego występowania na rynku energii elektrycznej jako strona transakcji,
- Instytucje i podmioty rynku energii elektrycznej (Polskie Sieci Elektroenergetyczne, Giełda Energii SA, Urząd Regulacji Energetyki, Skarb Państwa).
W polskim modelu rynku energetycznego[3] zakłada się, że obrót energią elektryczną będzie się odbywał (przynajmniej na razie) na trzech platformach:
- Rynku kontraktów dwustronnych (tzw. OTC – over the counter market), będących niczym innym, jak wzajemnymi, cywilnymi umowami kupna-sprzedaży energii elektrycznej pomiędzy dostawcą a jej odbiorcą (dystrybutorem), w sensie funkcjonalnym są to zwykłe, pozbawione standardu kontrakty forward z dostawą na określony termin,
- Rynku giełdowym, który prowadzi w Polsce Giełda Energii SA w Warszawie,
- Rynku bilansującym – który jest systemowym rynkiem uzupełniającym.
Zadaniem rynku bilansującego jest właśnie dopasowanie finalnej pozycji kontraktowej[5] danego uczestnika rynku, poprzez „dołożenie” mu brakującej energii, lub „odebranie” jej nadmiaru. Aby zrozumieć zasadę funkcjonowania rynku bilansującego, przyjmijmy na potrzeby niniejszego artykułu, że jest to centralnie ustanowiona „czarna skrzynka”, która zbiera informacje od wszystkich uczestników rynku (sprzedawców, nabywców, producentów energii elektrycznej) badając odchylenie ilości zawartych przez nich kontraktów od fizycznego przepływu energii i odnosi to do bilansu energetycznego kraju, a następnie dokonuje odpowiednich przesunięć energii w celu zbilansowania wzajemnych relacji pomiędzy stronami. Na podstawie wielkości tych odchyleń, aktualnej sytuacji na rynku oraz innych czynników ustalana jest cena energii, która jest „przesuwana”.
Zbilansowanie uczestników nie jest zadaniem prostym, gdyż suma odchyleń ujemnych wcale nie musi się równać sumie odchyleń dodatnich. Innymi słowy, odchylenia w zawartych kontraktach w stosunku do faktycznego, finalnego zużycia energii elektrycznej, dla całego, zagregowanego rynku wszystkich uczestników nie są grą o sumie zerowej.
Może wystąpić taka sytuacja, że np. wszyscy nabywcy energii będą mieli zakontraktowane mniej energii, niż faktycznie będzie jej potrzeba. Wtedy rynek bilansujący będzie zmuszony przywołać do pracy dodatkowe źródła energii (uruchomić dodatkowych producentów), co spowoduje, że cena energii na rynku bilansującym będzie relatywnie droga. Podobnie będzie w sytuacji, gdy większość uczestników zamówi zbyt dużą ilość energii i nastąpi jej przekontraktowanie. Wtedy rynek bilansujący odbierze nadmiar energii od uczestników, jednakże na skutek dużej podaży jej nadwyżki, należy się liczyć z niską ceną.
Na potrzeby niniejszego artykułu pomińmy co się stanie w sytuacji, gdy wszyscy uczestnicy rynku przekontraktują się i zakupią więcej energii niż zostanie fizycznie zużyte. Jest to problem techniczny, który nie ma nic wspólnego z prowadzonymi przez autora obserwacjami.
Rynek bilansujący można więc rozumieć, jako swoisty rezerwuar bezpieczeństwa, coś w rodzaju zbiornika wyrównawczego dla systemu energetycznego.
Przyjęto, iż w rozwiązaniu docelowym, 97-98% obrotu energią powinno opierać się na dwóch pierwszych platformach obrotu, a reszta na rynku bilansującym.[6] W założeniach szacuje się więc, że niedokładność dopasowania zakupionej energii do zużycia będzie sięgała 2-3%
Przedmiotem badań autora jest natomiast funkcjonowanie mechanizmu cenowego na giełdzie i rynku bilansującym. Aby do tego dojść, należy oprócz budowy całego rynku, zrozumieć jeszcze zasadę zawierania kontraktów i ustalania ceny.
Według danych z końca 2001 r. podmioty zaopatrujące się w energię elektryczną, swój portfel wypełniały w następujący sposób: kontrakty długoterminowe[7] (ciągle jeszcze funkcjonujące): 54,35%, dwustronne kontrakty bezpośrednie: 44,21%, giełda energii: 0,8%, rynek bilansujący: 0,64%.[8] Jak dowodzą przytoczone liczby, giełda energii i rynek bilansujący stanowią łącznie zaledwie 1,44% portfela zamówień nabywców energii w Polsce. Już sama ta liczba świadczy o tym, że rynek wolnej energii elektrycznej znajduje się dopiero w pierwszej fazie rozwoju, gdyż gros operacji wykonuje się na bazie zwykłych umów handlowych. Niemniej jednak istnieją na nim już pewne objawy typowe dla rynków giełdowych. Aby je dokładniej zrozumieć, należy przynajmniej pobieżnie prześledzić procedurę kontraktowania energii na wszystkich platformach obrotu.
Polski rynek energii elektrycznej ma charakter dobowo-godzinowy, co znaczy, że transakcje zawiera się z wyprzedzeniem.
Każdy kontrakt opiewa na zakup-sprzedaż określonej ilości energii elektrycznej dla każdej godziny w danym dniu. Przytłaczająca większość zakupów kończy się odebraniem towaru, czyli skonsumowaniem energii. Obrót handlowy (spekulacyjny) stanowi na razie niewielki promil globalnego wolumenu.
Jednostką transakcyjną jest 1 MWh (megawatogodzina) lub jej krotność. Typowy kontrakt długoterminowy lub umowę dwustronną zawiera się np. na miesiąc, określając dla każdej godziny w każdym dniu ilość energii elektrycznej podlegającej sprzedaży. Giełda operuje horyzontem jednodniowym, kupuje/sprzedaje się na niej energię elektryczną na następną dobę.
Upraszczając nieco tok rozumowania, można przyjąć, że każdy uczestnik rynku będący dystrybutorem energii elektrycznej, planuje z wyprzedzeniem zapotrzebowanie swoich klientów na konkretny miesiąc i zawiera pod tym kątem odpowiednią ilość kontraktów długoterminowych i kontraktów dwustronnych. Zostawia sobie odpowiedni margines różnicy, z perspektywą jego uzupełnienia na rynku giełdowym na bieżąco i ewentualnie, wyrównania niemożliwych do przewidzenia różnic na rynku bilansującym. Gdy nadchodzi miesiąc realizacji zobowiązań z kontraktu (dostawy energii), procedura postępowania jest następująca:
- w przypadku, gdy ilość zakontraktowanej energii na dzień „n” jest mniejsza niż prognozowane zapotrzebowanie w określonych godzinach, każdy uczestnik ma możliwość dokupienia brakującej energii na giełdzie w dniu „n-1” (najpóźniej dzień wcześniej), o ile oczywiście giełda energii będzie zapewniała odpowiedni wolumen obrotu zaspokajający potrzeby uczestnika i znajdą się odpowiednie oferty po stronie sprzedaży,
- w przypadku, gdy ilość energii zakontraktowanej na określone godziny przekracza przewidywane zapotrzebowanie na dzień „n”, każdy uczestnik rynku energii ma możliwość wystawienia na sprzedaż swojej nadwyżki w określonych godzinach, najpóźniej w dniu „n-1” w stosunku do dnia, kiedy nadwyżki te występują.
Poza giełdą – jako forma substytutu - w ramach kontraktów dwustronnych funkcjonują umowy zbliżone do kontraktów futures i opcji amerykańskich. Są one jednak mało płynne i popularne.
Od połowy 2002 r. Eksplozję przeżył rynek kontraktów dwustronnych, na którym zawiera się transakcje uzupełniające, także te dla doby n-1 dla poszczególnych godzin. Stanowi on swoiste „przedłużenie” giełdy, na którym uczestnicy rynku pozbywają się nadmiaru / uzupełniają niedobór energii. Operacje wykonuje się tu „na telefon” kontaktując się w systemie „każdy z każdym”. Przypomina to nieco działalność dealerską, a parametry samych transakcji są całkowicie niestandardowe – zarówno ceny, jaki i ilości zależą od umiejętności negocjacyjnych partnerów. W rynku tym uczestniczą na równych prawach spółki dystrybucyjne, firmy obrotowe, jak i elektrownie.
W dniu „n” w kolejnych godzinach następuje dostawa zakontraktowanej energii, skorygowana odpowiednio o zakupy, bądź sprzedaż na rynku giełdowym. O tym, czy ilość zakupionej energii pokryła rzeczywiste jej zużycie i czy globalna pozycja kontraktowa danego uczestnika rynku jest bliska ideału, można przekonać się dopiero po upływie doby „n”, gdy uczestnicy rynku dysponują dokładnymi pomiarami z liczników energii elektrycznej.[10] W tym czasie wiadomo już, czy w przypadku danego uczestnika nastąpiło globalne przekontraktowanie, czy niedokontraktowanie, co spowoduje odpowiednio konieczność: odsprzedania, bądź dokupienia różnicy energii na rynku bilansującym.
Rozliczenie pozycji wszystkich uczestników jest dokonywane przez rynek bilansujący w dniu „n+1”, natomiast dane o ilościach energii, która uległa przesunięciu i przede wszystkim o kursach, są udostępnianie w dniu „n+2”. Jak więc widać, obrót energią na giełdzie i rynku bilansującym dla jednej tylko godziny w trakcie doby, wymaga bardzo wielu operacji – nie jest tak prosty jak w przypadku giełdy papierów wartościowych, bowiem potrzeba na nim ustalenia aż dwóch rodzajów kursu, co rodzi za sobą bardzo poważne konsekwencje, przede wszystkim wprowadza nowe rodzaje ryzyka. Przykładowy zakup 1 MWh na giełdzie w celu uzupełnienia braków we własnym portfelu energii na godzinę 12.00 we wtorek, wymaga zaangażowania już od poniedziałku (złożenie zlecenia), natomiast rzeczywiste konsekwencje finansowe ewentualnych różnic pomiędzy ilością zakontraktowanej energii na tą godzinę, a fizycznym zużyciem można poznać dopiero w czwartek. Do tego dnia nie jest nawet znana cena rozliczenia na rynku bilansującym, choć w rożnych stadiach zaawansowania znajdują się już rozliczenia i zabiegi do zawarcia kontraktów na następne dni handlowe.
Na wykresie 1 zaprezentowany został przykład zachowania się rynku bilansującego w dniu 2 stycznia 2002 r. Każdy słupek obrazuje kierunek przesunięcia energii elektrycznej. Jeśli słupek jest dodatni, to oznacza to, że rozpatrywani łącznie, wszyscy uczestnicy rynku energii elektrycznej znajdowali się w sytuacji niedokontraktowania, a więc musieli zaopatrzyć się w nią na rynku bilansującym. Każdy słupek ujemny oznacza zaś odmienną sytuację, gdy uczestnicy rynku znaleźli się w sytuacji przekontraktowania i zostali zmuszeni do oddania jej nadmiaru na rynku bilansującym.
Wykres 1. Ruch energii na rynku bilansującym w dniu 2 stycznia 2002 r.
Na podstawie analizy wykresu można wyraźnie dowieść, że uczestnicy rynku „przesadzili” z oceną zapotrzebowania na energię w godzinach nocnych. Faktyczne zużycie okazało się znacznie mniejsze, co spowodowało konieczność „odsprzedania” energii na rynku bilansującym po bardzo niekorzystnych, niskich cenach (które ukształtowały się na tak nieatrakcyjnym poziomie zgodnie z zasadą, że duża podaż towaru musi wywołać niską ceną towaru).
Na wykresie bardzo wyraźnie zaznaczył się związek pomiędzy ceną energii w określonej godzinie, a kierunkiem przesunięcia energii. Z przebiegu wykresu widać wyraźnie, że są on silnie skorelowane.
Odmienne ujęcie zaprezentowano na Wykresie 2. Ukazane są tam przesunięcia energii w ujęciu dziennym, jako wartości skumulowane, złożone z sumy wszystkich odchyleń dodatnich (niedokontraktowania, czyli zakupów na rynku bilansującym, reprezentowanego przez jaśniejszą część słupka) i sumy wszystkich odchyleń ujemnych (przekontraktowania, czyli konieczności odsprzedaży energii na rynku bilansującym, reprezentowanego przez ciemniejszą część słupka). Każdy słupek jest więc całkowitym bezwzględnym wolumenem dziennego obrotu na rynku bilansującym ze wszystkich godzin doby. Wykres liniowy nałożony na słupki reprezentuje dzienne saldo netto przesunięcia energii. Jeśli przybiera wartość powyżej zera, oznacza to że w danym dniu globalnie więcej energii pobrano z rynku bilansującego niż jej oddano. Zejście poniżej zera odzwierciedla z kolei sytuację odwrotną, gdy na rynku bilansującym przeważała energia oddawana (globalnie więcej oddawano niż pobrano w celu uzupełnienia własnego portfela).
Wykres 2. Ruch energii na rynku bilansującym w ujęciu dziennym w styczniu 2002 r.
Autor nie wyznacza współczynnika korelacji dla danych z wykresu 2, gdyż zostały one tutaj jedynie przytoczone jako ilustracja istniejących relacji. Generalny wniosek jako można ustanowić na bazie przeprowadzonych obserwacji zachowania się wykresu, jest następujący:
- kierunek przesunięcia energii na rynku bilansującym jest powiązany z warunkami klimatycznymi, głównie poziomem temperatur; skala odchyleń ujemnych (oddawanie nadmiaru energii na rynku bilansującym) jest dodatnio skorelowana z temperaturą, natomiast skala odchyleń dodatnich (dokupywanie brakującej energii) jest skorelowana z temperaturą ujemnie,
- korelacja dla każdej z tych relacji nie ma charakteru stałego poziomu; zmiana oczekiwanych warunków pogodowych powoduje impuls skutkujący zaistnieniem odpowiedniego kierunku przesunięć energii (dokupywania, bądź odsprzedawania energii), który po kilkunastu dniach wykazuje charakter wygasający, a współczynnik korelacji pomiędzy wspomnianymi czynnikami spada do wartości neutralnej, bliskiej zera,
- powyższa analiza jest niezwykle przydatna z punktu widzenia przedsiębiorstw energetycznych, które dzięki badaniom ekonometrycznym mogą w miarę dokładnie przewidywać i zarządzać swoim portfelem kontraktów na energię, tak aby możliwie najdokładniej pokryć zapotrzebowanie swoich klientów, o ile dysponują dokładnymi i wiarygodnymi prognozami pogody.
Temperatura jest tylko jednym z kilku ważnych czynników, który należy uwzględnić w budowie hipotetycznego modelu, służącego do optymalizowania zarządzania zakupami energii. Inne niezmiernie ważne czynniki, to wydarzenia gospodarcze, takie jak ceny surowców energetycznych (węgla kamiennego i brunatnego), które mogą niespodziewanie podnieść od strony wytwórców (elektrowni) ceny sprzedawanej energii. Należy także uwzględnić ryzyko prawne. Wprowadzenie nowych i niespodziewanych uregulowań prawnych, lub nawet sama zapowiedź podjęcia takich działań, mogą spowodować określone ruchy cen.[12] Rynek energii nie jest rynkiem efektywnym, odznacza się w związku z tym charakterystycznymi zachowaniami. Podobnie np. jak w przypadku słynnego „efektu stycznia” na rynku kapitałowym, występuje na nim zjawisko wzrostu cen energii w tym miesiącu, wynikające właśnie z corocznego urealniania poziomu cen węgla w tym okresie.
Jednakże najważniejszym składnikiem wszelkich analiz, które zmierzają do zwiększenia efektywności operowania na rynku energii elektrycznej, jest prawidłowe oszacowanie jej zużycia przez odbiorców danej spółki energetycznej, która zajmuje się handlem energią. Prąd elektryczny nie jest towarem, który można zmagazynować, złożyć w hurtowni zapasów i sprzedaż kilka dni później. Nie można go kupić więcej na zapas. Elektryczność jest ulotna i nietrwała, więc jej zapotrzebowanie trzeba bilansować z produkcją na bieżąco.
Na wykresie 3 pokazano przykładowy, przeciętny dla jednego miesiąca przebieg zużycia energii elektrycznej we wszystkich godzinach doby „x”, sporządzony dla obszaru Polski. Wykres ten został celowo podzielony na trzy przebiegi: dla dni roboczych, dla sobót i dla niedziel, gdyż charakterystyka zużycia we wszystkich trzech wymienionych przypadkach jest odmienna. Wykres został pozbawiony skali liczbowej, gdyż ma on jedynie dowieść charakterystycznego przebiegu dla określonych grup dni.[13] Dokumentuje on, że krzywa zużycia jest nie tylko inna dla różnych rodzajów dni, ale posiada typowe dla siebie szczyty, które kształtują się w określonych godzinach doby. Sam tylko ten wykres jest godny opracowania specjalistycznego modelu. Jak na razie nie udało się to w Polsce nikomu, choć jest to przedmiot niemalże „wyścigu po złote runo”.
Wykres 3. Przykładowy wykres zużycia energii dla obszaru Polski w 2001 r.
Jak już wspomniano wcześniej, polski rynek energii elektrycznej jest rynkiem dobowo-godzinowym, co znaczy, że dopasowanie i zbilansowanie systemu jest dokonywane co godzinę. Stąd, wszelkie analizy optymalizacyjne należy również wykonywać przy zastosowaniu takiego horyzontu czasowego. Takie podejście do problemu implikuje od razu kwalifikacją kształtu przebiegu dziennego zużycia energii do grona możliwych do wykorzystania modeli.
Autor empirycznie przetestował kilka metod ekonometrycznych. W pierwszej kolejności był to model z harmonikami.[14] Wyniki badań zastosowania akurat tego modelu dowiodły, że doskonale rozpoznaje on składowe przebiegu wejściowego, lecz nie jest w stanie ująć pewnych niuansów dziennego przebiegu zapotrzebowania na energię. Oparcie się na danych historycznych prowadzi do przekłamań, zwłaszcza wtedy, gdy pod uwagę brane są wielkość zużycia z soboty i niedzieli, co zniekształca układ harmonik. W efekcie, generowanych jest dużo przypadkowych prognoz, a dodatkowo nie bardzo można uwzględnić wpływ pogody na naturę badanego zjawiska.[15]
Do prognozowania poziomu zużycia energii elektrycznej w poszczególnych godzinach doby, najbardziej dokładne i najmniej zawodne okazują się najprostsze metody naiwne. Autor zastosował w swoich badaniach bardzo prosty model, w którym prognozowany poziom zużycia w określonej godzinie, wynika ze średniego poziomu takiej samej wielkości dla kilku poprzednich dni (zakres wstecz dobierany eksperymentalnie) i to dni tego samego rodzaju (np. do wyznaczania prognozy na wtorek, godz. 16.00 służy średnia zużycia z ostatnich „x” wtorków właśnie o tej godzinie. Dodatkowo, poziom zużycia jest indeksowany prognozowaną temperaturą, również ustaloną na bazie doświadczeń. Za przelicznik autor stosuje mechanizm „+1°C na –1% zużycia energii[16]). Temperatura jest tu czymś w rodzaju wyrazu wolnego, który odpowiednio modyfikuje przebieg prognozy.
Użyteczność jak i wiarygodność tej metody jest wprost nieprawdopodobna i pozostawia w tyle znacznie bardziej skomplikowane modele ekonometryczne, jak i specjalistyczne oprogramowanie komputerowe.[17] W dodatku jest niezmiernie prosta w zastosowaniu. Jej błąd w zasadzie nie przekracza pojedynczych punktów procentowych.
Wykres 4. Ceny energii na rynku bilansującym i Giełdzie Energii w styczniu 2002 r.
Wykres 4 jest bardzo wymownym uzasadnieniem braku większego zainteresowania giełdą energii. Powodem tym jest chociażby poziom cen zazwyczaj wyższy niż na rynku bilansującym[19], oraz niepewność płynności (która co ciekawe wstrzymuje również sprzedających). Ukazane na wykresie wartości, to przeciętne ceny dla jednego wybranego dnia w styczniu 2002 roku, w każdej godzinie doby, dla obu rynków. Jest to typowy dzień dla drugiej połowy tego miesiąca. Taki właśnie ich układ spowodował, iż w okresie tym większość obrotu, który można nazwać roboczo „uzupełniająco-wyrównawczym” odbyła się na rynku bilansującym. Giełda notowała znacznie mniejszy wolumen obrotu niż średnia, przy czym wyraźna była na niej asymetria składanych ofert. Po stronie sprzedaży było ich znacznie więcej i na znacznie większe ilości, niż po stronie kupna. W ten sposób producenci próbowali sprzedać energię ewentualnym chętnym po cenie wyższej niż na rynku bilansującym.
Jednakże podejmowane próby sprzedaży większych ilości energii na giełdzie, zamiast na rynku bilansującym, to nie tylko efekt aktywności producentów. Są one również obrazem działań podmiotów zajmujących się obrotem, które dostrzegły możliwość zastosowania arbitrażu, zakładając, że potencjalna sprzedaż energii po bardzo wysokiej cenie na giełdzie, pozwoli odkupić ją na rynku bilansującym po niższej kursie i tym samym, zapewni zysk finansowy z różnic kursowych. Próby arbitrażu są podejmowane nawet wtedy, gdy przedsiębiorstwa energetyczne znajdują się w sytuacji niedokontraktowania (czyli teoretycznie powinny być zainteresowane raczej dokupieniem brakującej energii). Jeśli dojdzie do sprzedaży, to braki w portfelu powiększą się jeszcze bardziej, lecz tą samą energię (początkowy brak plus ten wynikający z dodatkowej sprzedaży) będzie można pobrać z rynku bilansowego po znacznie mniejszej cenie. A analitycznego punktu widzenia powinno się w takim wypadku sprzedać tyle energii na giełdzie, ile tylko się uda. Rynek bilansujący z racji swej organizacji zawsze bowiem musi zapewnić pokrycie pełni braków.
Podjęcie prób podobnych działań, ale w odwrotną stronę, można się spodziewać w okresie, gdy ceny na giełdzie utrzymują się poziomie niższym niż ceny rynku bilansującym. Tak było np. na początku stycznia 2002 roku. Wtedy bardziej opłacało się kupować energię na giełdzie (w maksymalnie dostępnych ilościach), nawet świadomie przekraczając zapotrzebowanie swojego portfela, tylko po to, by potem z zyskiem odsprzedać nadmiar energii na rynku bilansującym po znacznie większej cenie.
Działania takie noszą cechy nie tyle arbitrażu, ale są one klasycznym przykładem spekulacji handlowych.
Do monitorowania wzajemnego układu obu rynków potrzebne są oczywiście prowadzone na bieżąco badania kształtowania się notowań. Trzeba gromadzić je niemal matrycowo i wielowymiarowo, tzn. dla dwóch rynków, dla wielu dni i dla 24 godzin doby. Ilość możliwych ujęć zebrania danych kieruje analizę oczywiście prosto ku narzędziom ekonometrii.
Wykres 5 jest pewną kontynuacją myśli ukazanej na wykresie 4. Ten wcześniejszy dotyczył różnic w cenach tylko w obrębie jednego dnia, natomiast na wykresie 5 zobrazowano rozkład częstości występowania określonych różnic pomiędzy ceną energii na obu wymienionych rynkach w okresie całego miesiąca (styczeń 2002). Liczby opisujące oś OX to górne granice przedziałów klasowych. Jest rzeczą zastanawiającą, że rozkład ten przypomina dobrze znany kształt dzwonu Gaussa, z wyjątkiem skrajnego słupka po lewej stronie (nieproporcjonalną wysokość słupka skrajnego po prawej stronie można tłumaczyć ograniczeniem liczby przedziałów klasowych po tej stronie). Gdyby rozkład został sporządzony dla dwóch pierwszych dekad stycznia 2002, jego kształt byłby w przybliżeniu prawie idealnym rozkładem normalnym. Niewymiarowy, lewy skrajny słupek pojawił się dopiero w trzeciej dekadzie tego miesiąca.
Wykres 5. Rozkład częstości różnic w cenie energii pomiędzy rynkiem bilansującym a Giełdą Energii SA we wszystkich godzinach doby
Jeśli w analizie zostanie on pominięty, to można powiedzieć, że na skutek występowania wartości średniej dla różnic cen w przedziale klasowym +6 do +8 zł, generalnie opłaca się stosować strategię kupowania tańszej energii na rynku giełdowym i sprzedawania jej na rynku bilansującym.
Natomiast w samej trzeciej dekadzie stycznia, która zaowocowała „eksplozją” związku odwrotnego (wyższa cena na Giełdzie Energii) bardziej opłacało się wykonywać arbitraż w postaci zakupów energii na tańszym rynku bilansowym i prób jej odsprzedania na rynku giełdowym. Oczywiście, za racji przytoczonego już wcześniej harmonogramu rozliczania dnia handlowego, operacja taka przyjęła by postać krótkiej sprzedaży (short sale).
Podsumowanie
Opisane powyżej strategie postępowania, choć nie zostały podparte badaniami ekonometrycznymi (sens ich zastosowania wynika z określonej statystyki wydarzeń), w dużej części stanowią jeszcze bardziej teorię, niż praktykę. Jeśli nawet dla danej godziny wystąpią pożądane układy wzajemnych cen, które mogłyby pozwolić na wykonanie arbitrażu, to zbyt niski wolumen obrotu nie daje na to szansy.Wykres 6. Procentowy udział fixingów na Giełdzie Energii SA które nie odbyły się dla danej godziny
Wykres 6 udowadnia, jak nikła jest płynność rynku giełdowego dla energii w Polsce. W niektórych godzinach fixing nie dochodzi do skutku prawie w 90% przypadków. W związku z tym planowanie wielu złożonych operacji, np. opisanego arbitrażu jest pozbawione jakiegokolwiek sensu.
Powodem jest ciągle jeszcze niski poziom rozwoju tego rynku. Daleko mu do ideału, który powinien cechować się następującymi parametrami:[20]
- na rynku powinno funkcjonować nieskończenie wielu podmiotów zajmujących się produkcją i obrotem energią elektryczną, które konkurują między sobą,
- podmioty będące właścicielami infrastruktury (sieci elektrycznej), nie konkurują ze sobą, gdyż posiadają monopol, a ich dochody są uregulowane przez Państwo,
- taryfy i opłaty elektryczne uwzględniają opłaty za produkcję, przesył i opłaty operatorskie,
- rynek elektryczny jest efektywny jeśli chodzi o dostęp do informacji.
Należy więc mieć nadzieję, że sytuacja taka ulegnie szybkiej poprawie i rynek energii elektrycznej w Polsce zacznie się rozwijać coraz szybciej. Niestety nie sprzyjają temu niektóre pomysły ustawodawcy. Już w takcie pisania niniejszego artykułu wyszło na jaw, że prawdopodobnie przez nieuwagę podciągnięto wolny rynek energii pod ustawę o zamówieniach publicznych. Jeśli opinie prawne potwierdzą ten fakt, to będzie to oznaczało natychmiastowe zaprzestanie zawierania umów bilateralnych i transakcji giełdowych, a dopuszczalna będzie tylko procedura przetargu. W takich warunkach opracowywanie narzędzi ekonometrycznych dla rynku energii byłoby pozbawione sensu, gdyż rynku tego po prostu by nie było.
Suplement
W obecnym modelu obie cen są dla uczestników rynku rażąco nieatrakcyjne (Rynek Bilansujący skupuje nadmiar energii po kursach znacznie niższych niż jakakolwiek inna oferta dostępna na rynku, natomiast odsprzedaje po kursie nadmiernie wygórowanym). Sprawia to, iż uczestnicy rynku starają się unikać kontaktu niemal „jak ognia” i robią wszystko, by zoptymalizować swój portfel zakupów z innych źródeł (giełdy bądź kontraktów bilateralnych). O 1 lipca można więc powiedzieć, iż Rynek Bilansujący można wykluczyć z mechanizmu rynkowego.
W konsekwencji poprawiły się obroty na giełdzie energii, co podpowiada, iż całe zaangażowanie należy właśnie skupić tam. Natomiast cały powyższy tok rozumowania o zastosowaniu strategii arbitrażowych pomiędzy giełdą energii i rynkiem bilansującym, można przenieść na płaszczyznę giełda energii – rynek bilateralny.
[1] Tak się stało na rynku niemieckim.
[2] Zbyt szybka liberalizacja rynku spowodowała, że wystąpiły tam liczne zagrożenia: w roku 2001 do stanu bankructwa doprowadzono kompanie energetyczne z Kalifornii, co spowodowało wyłączenia prądu na terenie stanu. Na przełomie lat 2000/2001 zbankrutował natomiast koncern Enron, będący energetycznym gigantem, co zagroziło nie tylko bezpieczeństwu energetycznemu USA ale wywołało także liczne perturbacje na giełdzie w Nowym Jorku – był on zaliczany do spółek stanowiących filary systemu emerytalnego.
[3] Przyjętym w grudniu 1999 roku przez Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów w dokumencie Zasady działania rynku energii elektrycznej w Polsce w roku 2000 i latach następnych.
[4] Problem prognozowania zużycia energii jest bardzo ciekawym zagadnieniem ekonometrycznym, niestety z racji swojej obszerności nie znajdzie miejsca w niniejszym opracowaniu. W jego wyznaczaniu stosuje się modele wieloczynnikowe. Główną rolę odgrywają w nim: zużycie historyczne, warunki pogodowe (temperatura, wiatr, zachmurzenie) oraz ekonomiczne (sytuacja przedsiębiorstw na danym terenie).
[5] Czyli pokrycia zawartymi kontraktami, zakupionymi ze wszystkich możliwych źródeł, zużycia energii elektrycznej.
[6] M.Kuteń, Giełda Energii nabiera nowego rozpędu, w: Rynek Terminowy, nr 4/2001, ss. 45-46
[7] To też kontrakty dwustronne, ale wieloletnie, co jest bardzo niekorzystne z punktu widzenia rozwoju rynku.
[8] M.Zerka, Analiza rynku bilansującego energii elektrycznej w Polsce, w: Rynek Terminowy, nr 4/2001, s. 40
[9] Aktualnym terminem ich wdrożenia miał być sierpień 2002 r.
[10] Mówiąc w uproszczeniu.
[11] Na podstawie danych z witryny http://www.pse.pl
[12] Zamieszanie w cenach energii spowodowała zapowiedź wprowadzenie akcyzy na energię elektryczną w styczniu 2002 r.
[13] Dane wycięto także w celu zapobieżenia ustalenia od kogo one pochodzą.
[14] B.Guzik, W.Jurek, Ćwiczenia z ekonometrii, ss. 141-143
[15] O ile w przypadku cen energii czynników wpływających na ich poziom jest przynajmniej kilkanaście, to w stosunku do poziomu zużycia energii, istotna jest tylko pogoda. Można by jeszcze zastanawiać się na kilku innymi czynnikami (np. ceną energii, która może wpłynąć na poziom zużycia) ale wydają się one mieć znaczenie dalekosiężne i w ujęciu dziennym można je z czystym sumieniem pominąć.
[16] Przelicznik słuszny dla okresu napisania artykułu, tj. stycznia 2002 r.
[17] Kosztowne i opierające się na modelach o konstrukcji chronionej tajemnicą handlową.
[18] Według nieautoryzowanych informacji, w chwili obecnej około 80% obrotu jest generowane zaledwie przez 4 członków giełdy.
[19] Relacja ta nie jest stała. W takim charakterze występowała w trakcie pisania niniejszego artykułu.
[20] A.Weron, R.Weron, Giełda energii, strategie zarządzania ryzykiem, CIRE, Warszawa 2000, s. 50