Perspektywy paradoksy cd.

...im większa zmienność tym większa szansa na wysoki zysk, ale i wysoką porażkę, jeżeli gra się "o wszystko". Tym bardziej imponujący będzie możliwy największy sukces, ale i tym bardziej przerażająca będzie możliwa przegrana. Zazwyczaj sprzedawcy takich opcji wskazują tylko na to co służy ich celom - podkreślają potencjał zysków i ukrywają potencjał strat!

Spojrzenie z innej strony

Polecam jako zaproszenie do refleksji, zastanowienia się, spojrzenia z innej strony na problemy energetyczne.

Are our supposedly 'smart' tools actually enslaving us? Justus Schütze takes us on a journey of how our relationship with energy has evolved, from the pyramids of Egypt to caretaker robots. He argues that humans have become hyper-consumers who need to return to a group-based energy system. Relying on 3 main convivial tools, he believes we can shake off our 'consumer' labels and return to being 'makers' once again.

TEDx Talks <=

Kłopoty handlowców energią (zalecenie pokory)

Z historii, ale może warto się temu poprzyglądać. Upadek Enronu w połączeniu z pogorszeniem się koniunktury gospodarczej w USA wpłynęło na zasadniczą zmianę wśród przedsiębiorstw tradingowych w USA (głownie handlowców sprzedających na rynek produkcję ich elektrowni). Dotychczasowi liderzy w branży jak  Dynegy, El Paso i William odnotowali radykalne pogorszenie ratingów - koncerny te zostały zmuszone do deinwestycji, restrukturyzacji i ograniczenia tradingu. A Mirant i NRG Energy złożyły wniosek o upadłość. Wcześniej koncerny te przewidywały, że ceny energii będą stale już utrzymywać się na wysokim poziomie, czego efektem była nadpodaż produkcji i zbyt wiele powstałych elektrowni. W momencie redukcji cen na rynku terminowym po upadku Enronu efektywność ich inwestycji została niestety negatywnie zweryfikowana. 

Taka radykalna redukcja cen energii elektrycznej na rynku terminowym została także odnotowana na innych rynkach. Chociaż należy także stwierdzić, że i zaskakujące długotrwałe wzrosty mogą kreować kłopoty. Zależy to od pozycji zajmowanej przez przedsiębiorstwo - czy zajmuje pozycję długą, czy krótką...

Istotne jest jednak zachowanie pokory i pamięć o tym, że nic nie jest dane, a jeżeli dziś są wysokie ceny, to nie można wykluczyć, że niedługa mogą być dramatycznie niskie - i odwrotnie. Także przy przygotowywaniu inwestycji. Zalecane jest zatem korzystanie z teorii opcji realnej przy analizie inwestycji. 

Czy to już jest koniec odlotu cen?

Ceny na TGE „delikatnie odlatują”:

Energia elektryczna TGE:

BASE_Y-19	242.44
BASE_Y-20	247.10
BASE_Y-21	255.00

• ceny CO2 pobiły kolejne lokalne rekordy: od 10 sierpnia, wycena emisji utrzymywała się powyżej 18,0 EUR/t, a w tym samym czasie notowane jest osłabienie złotówki (czyli mamy klasykę ryzyka rynkowego!). Dodatkowo emisyjność polskiej elektroenergetyki to jakieś 0,8 t. CO2/MWh, czyli mamy już korelację;
• wzrost cen węgla światowego o ponad 4,3 USD/t, tj. do poziomu 88,6 USD/t (API2). W Polsce nie dość, że węgiel drożeje, to jeszcze jest jego niedobór (brak inwestycji w ściany na kopalniach) + długookresowe kontrakty, co sprawia, że wysokie ceny mogą się utrzymać w notowaniach terminowych przez dłuższy czas (ale prognozy tego typu są konkurencją dla astrologii, zatem…);
• import też nie pomoże: w Niemczech, wycena dostaw energii na rok przyszły osiągnęła rekordowe 46,5 EUR/MWh (+2,5), chociaż to i tal znacznie taniej niż w Polsce, ale susza w Skandynawii i tam kieruje się eksport pewnie.

Fear Factor & Risk

Od jakiegoś czasu na rynku energii elektrycznej mamy zmianę. Dotychczasowy spokój i stabilizacja zostały zastąpione przez zmienność i wzrosty cen. Do niedawna portfolio management był łatwy i przyjemny – ceny były stabilne, stracić się nie dało, a cenotwórstwo praktycznie bez ryzyka. Zatem po co rozwijać kompetencje w zarządzaniu ryzykiem rynkowym i kredytowym? Po co płacić za to? Po co w ogóle zajmować się szerokorozumianym hedgingiem? A właściwie dlaczego nie spekulować gdzie się da – stracić za bardzo nie można, a za to można zarobić! Zawsze należy rozróżniać i oddzielać hedging=zabezpieczenie od spekulacji. Ale po co było to robić, gdy się wydawało, że sytuacja jest stabilna i pod kontrolą. Zawsze, gdy się wydaje, że będzie stabilnie i pod kontrolą, to należy zwracać się w kierunku zarządzania ryzykiem i jego controllingu. Obecnie jest jeszcze chyba nie za późno, ale wiele przedsiębiorstw, najczęściej się do tego nie przyznają, odczuło już brak hedgingu i jeżeli nie straciło, to „spaliło” to, co np. wcześniej dobrze kupiono. Ceny wzrosły na poziomy prawie rekordowe, na Calu 2019 to już ponad 220 PLN/MWh, kwartały odnotowywały ponad 300 PLN/MWh – czyli się dzieje. Tragedia dla sprzedających do klientów i będących na krótkiej pozycji, szansa dla producentów (ale tylko szansa bo CO2) i raj dla dobrych traderów – jest wreszcie zmienność, ale tylko dla dobrych, którzy nie siedzą na pozycji, tylko szybko obracają kapitałem ryzyka. CO2 drożeje, czyli nawet, jeżeli dobrze sprzedali zarządzającymi portfelami elektrowni produkcję na rynku terminowym, a przynajmniej w danym momencie się im zdawało, a nie mieli zabezpieczonej marży (czyli np. kupionych EUA), to obecnie mogą już mieć czerwone wyniki – oczywiście jeżeli mierzą niezrealizowany P/L. A zazwyczaj nie liczą. A jeszcze na horyzoncie rozchylenie cen na rynku -50 tys. PLN/MWh - + 50 tys. PLN/MWh, co może zaowocować ujemnymi cenami na spocie i intradayu i zwiększoną nieprzewidywalnością wyników ekonomicznych elektroenergetyki. Należy zatem budować kompetencje, procedury i systemy raportujące w obszarze controllingu ryzyka i wrócić do korzeni opisanych w best practice zarządzania ryzykiem na rynku energii elektrycznej. Ale wpierw trzeba zrobić pierwszy krok i zechcieć… przypomnieć sobie co oznacza konserwatywne podejście do ryzyka. Raczej niezbędne, aby cieszyć się dobrymi wynikami, a w niektórych przypadkach, aby wręcz przetrwać w nowych warunkach.

Ryzyko OZE

Marzec 2017 r.:
Pisaliśmy: ...i stało się, ceny OZE rok temu to jeszcze ponad 100 PLN za zielony certyfikat, a dziś poniżej 30 PLN/szt.
Czyli ryzyko materializuje się nawet bardzo drastycznie.

Obecnie:
Cena zielonych certyfikatów przekroczyła 70 PLN/MWh. Ostatnio tak wysoka cena certyfikatów miała miejsce w czerwcu 2016 r.

Czyli ryzyko jest zawsze, a prognozy stają się delikatnie mówiąc trudne...

Dwie twarze tradingu

Trading w przedsiębiorstwie elektroenergetycznym może realizować w zakresie zarządzania ryzykiem (oprócz prop-tradingu) przynajmniej dwie funkcje:

1) zabezpieczenie ryzyka pozostałych ośrodków odpowiedzialności przedsiębiorstwa elektroenergetycznego: sprzedaż i zakup energii - hedging ich pozycji;

2) działalność określana jako inwestycyjna/maklerska: market making, dostarczanie usługi zarządzania ryzykiem dla stron trzecich - czyli tu już mamy raczej dom maklerski. 

Oczywiście jednocześnie realizowana jest działalność spekulacyjna na własny rachunek (prop-trading). 

MiFID II - 3.01.2018

Ryzyko uznania produktu za ekwiwalentny wzrasta w reżymie MiFID II, jeżeli jest rozliczany przez izbę rozrachunkową lub inny podmiot spełniający te same funkcje oraz jest znormalizowany tak, by w szczególności cena, partia, termin dostawy lub inne warunki określane były głównie w odniesieniu do regularnie publikowanych cen, standardowych partii lub standardowych terminów dostawy.Należy podkreślić, iż ryzyko ekwiwalentności ekonomicznej, o której mowa powyżej, zaistnieje w świetle regulacji MiFID II jedynie w przypadku, gdy jeden z instrumentów handlowany będzie na rynku OTC, a drugi na rynku regulowanym. Dlatego też istotnego znaczenia nabiera dostosowanie regulacji krajowych do MiFID II w sposób umożliwiający kontynuację handlu instrumentami forward na drodze innej niż rynek OTC.

MiFID II - 3.01.2018

Konieczne jest wskazanie, że w reżymie MiFID II, jeżeli charakterystyka produktu rynku towarowego, zawieranego na rynku terminowym niebędącym rynkiem finansowym, odpowiada charakterystyce innego instrumentu finansowego, który jest przedmiotem obrotu na rynku regulowanym (niekoniecznie tego samego państwa), pojawia się ryzyko uznania takiego kontraktu jako formę dostępu do rynku regulowanego dzięki zawarciu takiej transakcji i uniknięcia reżymu regulacji obowiązujących na rynkach finansowych (następuje zawarcie identycznej transakcji jak na rynku regulowanym). Jest to problem ekwiwalentności (rozumianej jako identyczność parametrów) zawartej transakcji z instrumentem finansowym. Jako ekwiwalentny do określonego instrumentu finansowego należy rozpatrywać kontrakt umożliwiający dostęp do platformy obrotu (np. rynku regulowanego) drugiej stronie transakcji dzięki ustrukturyzowaniu parametrów transakcji w sposób tożsamy z parametrami instrumentu finansowego dostępnego na danym rynku. W ten sposób następuje nieuprawnione uzyskanie dostępu do produktów rynku regulowanego dzięki transakcji na instrumencie, który zawiera tożsame parametry do tych istniejących na danej platformie obrotu. Ryzyko to może powstać zarówno dla produktów handlowanych na Towarowej Giełdzie Energii, jak i na rynku OTC (umów dwustronnych). Ryzyko ekwiwalentności należy badać, analizując płaszczyzny potencjalnej identyczności:
- kontraktu będącego przedmiotem obrotu na platformie obrotu w państwie trzecim;
- kontraktu ustalonego dwustronnie, a następnie wniesionego na platformę obrotu (tzw. obrót negocjowany);
- sytuacji, w której stwierdza się jednoznacznie, że kontrakt będący poza platformą obrotu staje się odpowiednikiem (jest ekwiwalenty w stosunku do) kontraktu będącego przedmiotem obrotu na określonej platformie obrotu, gdy jest odpowiednikiem kontraktu będącego przedmiotem obrotu na platformie obrotu w odniesieniu do ceny, partii, terminu dostawy lub innych warunków[1].



[1] W odniesieniu do ostatniej perspektywy analizy powstaje ryzyko stałego monitoringu wszystkich platform obrotu, włączając w to platformy z państw trzecich, czy negocjowany kontrakt stanowi jednocześnie odpowiednik kontraktu będącego przedmiotem obrotu na określonej platformie. Przy otwartym rozumieniu pojęcia ekwiwalentności taki monitoring jest utrudniony czy wręcz niemożliwy z uwagi na mnogość platform obrotu oraz dynamizm rozwoju instrumentów obracanych na tych platformach.

MiFID II - 3.01.2018

Rynek hurtowy energii i jej nośników przechodzi w ostatnim okresie istotne zmiany związane z wejściem w życie unijnych regulacji MiFID II[1] oraz wymogami stawianymi przez już obowiązujące regulacje MAR[2] i EMIR[3]. Jednym z możliwych następstw implementacji do krajowego porządku prawnego dyrektywy oraz bezpośredniego stosowania rozporządzenia unijnego (składających się na pakiet regulacji MiFID II) będzie konieczność dostosowania istniejących, zinstytucjonalizowanych form handlu hurtowego energią i jej nośnikami. Obecnie toczą się w Polsce prace legislacyjne związane z implementacją wspomnianej dyrektywy, które przesądzą, czy instrumenty udostępnione do obrotu na zorganizowanym hurtowym rynku energii pozostaną instrumentami rynku towarowego, czy uznane zostaną za instrumenty finansowe. Nie jest to jednak jedyne ryzyko regulacyjne związane ze zmianami otoczenia prawnego.Teoretycznie w Polsce ryzyko to powinno materializować się od 3.01.2018, ale kiedy to będzie....?


[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/65/UE z dnia 15 maja 2014 roku w sprawie rynków instrumentów finansowych oraz zmieniająca dyrektywę 2002/92/WE i dyrektywę 2011/61/UE (wersja przekształcona), Dz.U. UE L 96/19 z dnia 12 czerwca 2014 roku (dalej jako: MiFID II) oraz Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 600/2014 z dnia 15 maja 2014 roku w sprawie rynków instrumentów finansowych oraz zmieniające rozporządzenie UE nr 648/2012.
[2] Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 596/2014 z dnia 16 kwietnia 2014 roku w sprawie nadużyć na rynku oraz uchylające dyrektywę 2003/6/WE Parlamentu Europejskiego i Rady i dyrektywy Komisji 2003/124/WE, 2003/125/WE i 2004/72/WE, Dz.U. L 173 z dnia 12 czerwca 2014 roku (dalej jako: MAR).
[3] Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 648/2012 z dnia 4 lipca 2012 roku w sprawie instrumentów pochodnych będących przedmiotem obrotu poza rynkiem regulowanym, kontrahentów centralnych i repozytoriów transakcji, Dz.U. UE L 201/1 z 27.07.2012 (dalej jako: EMIR).

PGE a TGE - ryzyko płynności rynku

PGE w pół roku zmniejszyła handel na TGE o ponad 70%.

OZE u sąsiadów?

Polska jest importerem energii też w roku 2017: W imporcie energia elektryczna była tańsza niż w Polsce, poza tym import nierzadko jest konieczny, by zaspokoić nasze zapotrzebowanie na energię. W pierwszej połowie roku 2017 3,3 TWh energii elektrycznej (ok. 4% popytu) kupiono w Szwecji, potem z Litwy i Ukrainy.

Ryzyko płynności rynku

Obserwowana jest znacząca redukcja płynności na rynku terminowym TGE: w 2016 roku obrót energią elektryczną wyniósł 99 TWh i był znacząco niższy w porównaniu do 162 TWh w 2015 oraz aż 163 TWh w 2014. Od początku 2017 roku tendencja ta niestety nie ulega zmianie. A podobno rynek w Polsce miał się rozwijać?!

Lapidaria o ryzyku w elektroenergetyce

Istnieje konieczność połączenia sterowania osiąganiem oczekiwanych wyników nie tylko poprzez normy narzucone w postaci limitów dla podejmowania ryzyka, ale także wymóg osiągnięcia zakładanej wartości zwrotu z kapitału powierzonego danemu ośrodkowi odpowiedzialności, co powinno znaleźć wyraz w aktywnym antycypowaniu zmian wartości czynników ryzyka oddziałujących na planowane rezultaty. Ponadto, zbyt niski poziom maksymalnej wartości zaalokowanego kapitału ryzyka w formie limitu może uniemożliwić zasadniczą poprawę wartości zwrotu z kapitału. Należy zatem rozważać taki poziom limitów ryzyka finansowego, które będą zapewniać zarówno wymagany poziom bezpieczeństwa kreowania oczekiwanych wartości, jak i dopuszczać pewną swobodę dla podejmowania decyzji o hedgingu. Oczywiście podjęcie wyższego ryzyka powinno znaleźć odzwierciedlenie w oczekiwaniu jego wynagrodzenia – czyli większych wynikach - poprzez jego uwzględnienia w szacowaniu zapotrzebowania na kapitał ryzyka.

OZE@Risk

Cena zielonych certyfikatów obniżyła się do najniższego poziomu w historii, po tym jak Ministerstwo Energii przedstawiło w Sejmie swoje stanowisko inwestorom - rekordowo niskie notowanie to 24,82 zł/MWh.

OZE@Risk

Nadwyżka zielonych certyfikatów na koniec marca br. wyniosła prawie 26 TWh co sprawia, że w

przypadku braku zmian wysokości obowiązku, czy w prawie, nie należy oczekiwać wzrostu ich cen.

Ryzyko klimatyczne?

W 2016 r. globalne inwestycje węglowe spadły o 62%. W samych tylko Chinach i Indiach zostało wstrzymanych ponad 100 projektów. Świat odchodzi od tego surowca. A prym w tym trendzie wieść będzie nie Unia Europejska, ale węglowa Azja. Największy producent, który jednocześnie zużywa najwięcej surowa na świecie, Chiny, w ubiegłym roku zwiększył moc zainstalowaną w  panelach słonecznych o 80%, do 77 GW, a w wiatrakach o 13,2%, do 149 GW.

Ryzyko rynkowe a makroekonomia

Raportowane dane makro z Chin sprawiły, że ocenione, że wzrośnie popyt na surowce. Znalazło to wyraz we wzroście cen miedzi: Chiny w marcu importowały o 26% więcej miedzi niż w lutym. Oczekuje się dalszych wzrostów importów tego surowca.

Lapidaria o ryzyku w elektroenergetyce

Istotne jest zidentyfikowanie zbioru elementów tego ryzyka i wskazanie najważniejszych z nich z punktu widzenia celów przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Zbiór ten powinien być zindywidualizowany zgodnie ze specyfiką funkcjonowania każdego z nich, tak aby kierownictwo mogło się skoncentrować na zarządzaniu istotnymi elementami ryzyka finansowego, mogącymi kreować znaczące odchylenia od planów.

Lapidaria o ryzyku w elektroenergetyce

Największe wahania cen energii elektrycznej nie są wynikiem krótkoterminowych zmian cen paliw, lecz są następstwem godzinowych zmian relacji popytu i podaży. Wahania popytu mogą być spowodowane zmianami warunków pogodowych (temperatura, zachmurzenie, opady, siła wiatru), które wpływają głównie na konsumpcję energii przez tzw. klientów masowych oraz nagłą zmianą poziomu produkcji wielkich klientów przemysłowych.