EEX: Severský trh s elektřinou nefunguje tak, jak by měl. Komise jej přitom chce okopírovat

Severský velkoobchodní trh s elektřinou trápí nízká likvidita termínových kontraktů. To může pro účastníky trhu znamenat vyšší náklady na zajištění se proti riziku cenových výkyvů. Podle Tima Greenwooda z EEX by se trh měl odklonit od svých stávajících produktů. Evropská komise přitom zvažuje zavedení této struktury i ve zbytku Evropy.

„[Kdyby se severský trh zakládal nyní:] Nezavedli bychom systémovou cenu. Úroveň korelace prostě není taková, aby se o tom vůbec uvažovalo,“ uvedl Tim Greenwood, obchodní ředitel ve společnosti EEX.

Ve zbytku Evropy je běžné k tzv. hedgingu obchodovat termínové kontrakty (tzv. futures) v jednotlivých zónách a v případě jejich nízké likvidity využívat futures z likvidnějších obchodních zón (tzv. proxy hedging). Pro zajištění cenového rizika při proxy hedgingu jsou potom využívána buď dlouhodobá přenosová práva (LTTRs) na cenu mezi jednotlivými zónami vydávaná provozovateli přenosové soustavy nebo burzovní produkty (v případě EEX nazývané power future spreads).

Skandinávie zavedla zejména z důvodu rozdělení svého trhu na menší obchodní zóny futures produkty vázané na tzv. systémovou cenu. Jedná se o produkt stanovující cenu elektřiny pro celou skandinávskou oblast tak, aby reflektovala cenu elektřiny, která by nastala bez omezení přenosových kapacit.

Cílem je koncentrovat likviditu, aby i účastníci trhu z obchodních zón s nízkou likviditou měli možnost hedgingu. K zajištění cenového rizika mezi místními obchodními zónami a systémovou cenou potom slouží speciální rozdílové kontrakty (CfDs), nazývané EPADs.

Likvidita produktů vázaných na systémovou cenu v posledních 10–15 letech neustále klesá. Jako důvody se uvádějí různé faktory, včetně přísnější regulace, zrušení bankovních záruk pro tzv. kolaterály a zvýšené cenové rozdíly mezi obchodními zónami v regionu, a jejich nižší korelace se systémovou cenou.

Trh se vyvinul, musíme se dívat dopředu

Navrhovaná řešení různých účastníků trhu v regionu na zvýšení likvidity se často vracejí k podmínkám v letech 2005–2015, kdy byla likvidita vysoká. Patří mezi ně bankovní záruky, méně obchodních zón a zachování společné systémové ceny v kombinaci se zmiňovanými EPADs.

„I když si myslím, že je zcela normální dívat se do minulosti, když jste měli věci, které fungovaly dobře, a nyní nefungují tak dobře jako dříve, problémem je, že se musíte dívat dopředu,“ řekl Greenwood v rozhovoru.

„Mnoho diskusí o minulosti situaci nepomáhá, protože za posledních 10–15 let se věci posunuly dál,“ dodal Greenwood.

Greenwood uvedl, že pro tento region jsou také typické výzvy k zásahu provozovatelů přenosových soustav a vlády s cílem zlepšit likviditu trhu nebo kompenzovat riziko pro účastníky trhu.

„Vždy nás to docela překvapuje, protože na jiných trzích o těchto typech řešení nikdy nediskutujeme,“ řekl Greenwood.

Většina obchodů v regionu je zúčtována prostřednictvím Nasdaq Commodities, která v roce 2010 koupila finanční tržiště Nord Pool. V březnu Nord Pool – vlastněný Euronextem – odložil spuštění produktů v jednotlivých zónách na březen 2026.

Příležitost pro EEX

Společnost EEX vstoupila na skandinávský trh s cílem zavést na něm způsob obchodování fungujicí ve zbytku Evropy. V červnu spustila balíček opatření, který mimo jiné zahrnuje zrušení obchodních poplatků, aby přilákala obchodníky na svou platformu. Odklad Nord Poolu v zavedení produktů v jednotlivých obchodních zónách tak pro EEX představuje příležitost, jak přilákat obchodníky k sobě.

EEX si klade za cíl dosáhnout do příštího jara pravidelného denního obchodování se severskými systémovými cenovými kontrakty a nejlikvidnějšími zónovými kontrakty, řekl Greenwood.

„Taková úroveň obchodování by nám umožnila začít trh budovat a přivést na trh finanční hráče, kteří obchodují s jinými produkty. S tím bychom byli velmi spokojeni,“ uvedl Greenwood.

Pravidelného obchodování by mohlo být dosaženo přilákáním přibližně 25 společností, které jsou v současné době aktivní na severském trhu s elektřinou, a následným přidáním dalších 15 společností zpět na trh, uvedl.

V letošním roce dosáhla burza měsíčního objemu obchodů se severskými energetickými futures v rozmezí 43–730 GWh, zatímco měsíční objem obchodů a zúčtovaných transakcí na burze Nasdaq se pohyboval v rozmezí 40,2–48,9 TWh.

Komise plánuje skandinávský systém zavést i ve zbytku Evropy

Zatímco EEX chce zavést ve Skandinávii strukturu produktů ze zbytku Evropy, Evropská komise jde opačnou cestou. Ve svém návrhu reformy energetického zahrnuje zavedení tzv. virtuálního hubu, tedy podobného systému obchodování, jakým nyní disponuje Skandinávie.

Hlavní myšlenkou hubu, neboli virtuálního obchodního místa, je, že jeho vytvořením dojde ke sdružení nabídky a poptávky z méně likvidních obchodních zón, což umožní obchodníkům z těchto zón obchodovat na trhu s vyšší likviditou v porovnání s vlastní obchodní zónou. To má Evropu připravit na případné rozdělení současných obchodních zón.

V současné době je pro obchodování dlouhodobých kontraktů s elektřinou v Evropě využíván zejména likvidní německý trh, který je podle ACERu také jediným dostatečně likvidním trhem kontinentální Evropy. Přezkum obchodních zón v Evropě však navrhuje rozdělení německé obchodní zóny. To by mělo v závislosti na způsobu jejího rozdělení dopad i na likviditu dlouhodobých kontraktů, řešením má být podle Komise právě zavedení virtuálního hubu.

Vytvoření virtuálního hubu kritizuje jak Sdružení evropských obchodníků s elektřinou (EFET) a lobbistická skupina velkých výrobců elektřiny (Eurelectric), tak i Sdružení evropských energetických burz (Europex). Problematika likvidity tohoto řešení ve Skandinávii ukazuje, že zavedení hubu pro zbytek Evropy by mohl být krok zpět.

Otázkou je samozřejmě způsob určení ceny produktů vázaných na hub, pro které je možné najít jiné způsoby než ve Skandinávii. Vyšší korelace ceny produktů v hubu s produkty v jednotlivých zónách by mohla předejít problému nízké likvidity.