Na zakończenie posiedzenia w dniach 18-19 września, Komitet Polityki Pieniężnej Banku Japonii podjął w czwartek rano decyzję o utrzymaniu stóp procentowych bez zmian na poziomie 0,50%, najwyższym od 2008 roku, zgodnie z oczekiwaniami większości rynków globalnych. To piąte z rzędu posiedzenie bez zmian w polityce monetarnej.

Wyniki głosowania pokazały, że siedmiu członków opowiedziało się za pozostawieniem krótkoterminowej stopy procentowej bez zmian, podczas gdy dwóch członków głosowało za podwyżką o 25 punktów bazowych.

•Głos ten jest „pozytywny” dla japońskiego jena.

Większość kryptowalut wzrosła w czwartek w związku z odbiciem apetytu na ryzyko po decyzji Rezerwy Federalnej w sprawie polityki pieniężnej.

Opublikowane dziś dane rządowe pokazują, że liczba nowych wniosków o zasiłek dla bezrobotnych w USA spadła o 33 tys. do 231 tys. w tygodniu kończącym się 13 września. Jest to największy tygodniowy spadek od prawie czterech lat.

Rezerwa Federalna ogłosiła w środę obniżkę stóp procentowych o 25 punktów bazowych, obniżając docelowy przedział z 4,50% do 4,25%–4,00%, co było powszechnie oczekiwanym ruchem. Bank centralny prognozował również dwie dodatkowe obniżki przed końcem roku, łącznie o 50 punktów bazowych.

Tymczasem fundusze ETF oparte na Ethereum odnotowały 16 września odpływ netto w wysokości 61,74 mln USD, co przerwało sześciodniową passę dodatnich napływów i zasygnalizowało słabnące krótkoterminowe zaufanie inwestorów do drugiego co do wielkości cyfrowego aktywa na świecie.

Według danych SoSoValue, największą liczbę odpływów odnotowano w funduszu ETHA firmy BlackRock, w którym zrealizowano umorzenia na kwotę 20,34 mln USD, podczas gdy fundusz FETH firmy Fidelity odnotował jeszcze większe odpływy w wysokości 48,15 mln USD.

Jeśli chodzi o handel, Ethereum wzrosło o 1,7% do 4594 dolarów o godz. 21:28 GMT na CoinMarketCap.

Kiedy widzimy wzrosty i spadki cen na stacjach benzynowych, zazwyczaj mamy ogólne pojęcie, co stoi za tymi zmianami. Często są one związane ze zmianami cen ropy naftowej, a czasem z problemami rafinerii, które windują ceny benzyny nawet przy stabilnych cenach ropy. W każdym razie ludzie zazwyczaj obwiniają firmy naftowe.

Rynki energii elektrycznej są jednak o wiele bardziej niejasne. Rachunki za prąd gwałtownie wzrosły w wielu miejscach tego lata, ale wyjaśnienia różnią się w zależności od tego, kto mówi: politycy obwiniają przepisy klimatyczne, przedsiębiorstwa użyteczności publicznej wskazują na modernizację infrastruktury, a analitycy podkreślają zmienność cen gazu ziemnego. Prawda jest o wiele bardziej złożona niż łańcuch dostaw benzyny. Ceny energii elektrycznej są kształtowane przez szereg dostawców paliw, producentów energii, operatorów sieci, regulatorów i inwestorów – każdy z nich dodaje własne koszty, zachęty i ryzyko.

W systemie, który ma być konkurencyjny i przejrzysty, najważniejsze pytanie pozostaje: kto tak naprawdę kontroluje cenę energii elektrycznej w USA?

Wielowarstwowa maszyna cenowa

Prawda jest taka, że cen prądu nie ustala żaden pojedynczy podmiot. Są one raczej efektem ciągu zdarzeń, a koszty przechodzą przez wiele etapów, zanim trafią na miesięczny rachunek.

Dostawcy paliw – niewidzialna ręka

Gaz ziemny, węgiel, uran i odnawialne źródła energii wyznaczają podstawowy koszt wytwarzania. Gdy ceny gazu gwałtownie rosną – z powodu pogody, geopolityki lub popytu eksportowego – ceny energii elektrycznej zazwyczaj podążają za nimi. Nawet na rynkach o dużym udziale odnawialnych źródeł energii, gaz często ustala cenę krańcową, która równoważy podaż i popyt.

Producenci energii – oferenci

Niezależni wytwórcy i elektrownie należące do przedsiębiorstw użyteczności publicznej składają oferty na rynkach hurtowych. Ich oferty uwzględniają koszty paliwa, konserwacji i wymaganych zysków. W regionach o dużej konkurencji, producenci przetrwają lub upadną w oparciu o ceny rynkowe. W stanach regulowanych, model cenowy oparty na koszcie netto chroni wiele elektrowni przed bezpośrednimi wahaniami rynkowymi.

Operatorzy sieci – inżynierowie rynku

Regionalne Organizacje Przesyłowe (RTO), takie jak PJM, ERCOT i CAISO, zarządzają rynkami z wyprzedzeniem i w czasie rzeczywistym. W pierwszej kolejności dostarczają najtańszą energię, zarządzają przeciążeniem i dbają o niezawodność sieci. Ich algorytmy ustalania cen na podstawie lokalizacji mogą powodować gwałtowny wzrost cen w okresach szczytowego zapotrzebowania lub gdy linie przesyłowe napotykają ograniczenia.

Narzędzia – warstwa dostaw

Przedsiębiorstwa użyteczności publicznej kupują energię elektryczną hurtowo i dostarczają ją do domów i firm. W stanach regulowanych odzyskują koszty poprzez rozpatrywanie stawek przed organami regulacyjnymi. Na rynkach zliberalizowanych działają jako pośrednicy, z ograniczoną możliwością podnoszenia cen.

Regulatorzy – strażnicy

Komisje ds. Usług Publicznych Stanowych zatwierdzają stawki, plany odzyskiwania kapitału i dopuszczalne zwroty. Mogą one spowolnić wzrost cen, ale rzadko całkowicie go blokują, jeśli jest on powiązany z kosztami paliwa lub infrastruktury. Na szczeblu federalnym Federalna Komisja Regulacji Energetyki (FERC) nadzoruje międzystanowe przepisy dotyczące przesyłu i rynku hurtowego.

Inwestorzy – ukryci gracze

Akcjonariusze oczekują stabilnych zysków i przewidywalnych dywidend. Ich presja wpływa na alokację kapitału, ustalanie cen i wybór projektów – często kierując przedsiębiorstwa użyteczności publicznej w stronę dużych, kapitałochłonnych projektów, które gwarantują zwrot kosztów, nawet jeśli istnieją tańsze rozwiązania.

Dlaczego ceny się wahają

Ceny energii elektrycznej są znane ze swojej zmienności, a przyczyny tego stanu rzeczy wykraczają poza sezonowość popytu:

Koszty paliwa: Gaz ziemny nadal wyznacza cenę marginalną na większości rynków w USA. Fala mrozów w Nowej Anglii czy fala upałów w Teksasie mogą spowodować gwałtowny wzrost cen w ciągu kilku godzin.

Pogoda: Ekstremalne warunki częściej obciążają sieć energetyczną do granic możliwości. W ERCOT mechanizmy cenowe oparte na niedoborach mogą powodować gwałtowne wzrosty nawet w przypadku krótkotrwałych niedoborów podaży.

Wąskie gardła infrastrukturalne: Przeciążone linie przesyłowe i słabe połączenia regionalne izolują rynki. Opłaty za przeciążenie mogą podwyższyć stawki lokalne, nawet gdy w innych miejscach występuje duża ilość energii.

Projektowanie polityki: Rynki mocy, ceny emisji dwutlenku węgla i obowiązkowe odnawialne źródła energii wpływają na oferty producentów i zwrot kosztów dla przedsiębiorstw użyteczności publicznej. Polityka przyspieszająca dekarbonizację może podnieść koszty krótkoterminowe, zanim przyniesie długoterminowe oszczędności.

Struktura rynku: Pionowo zintegrowane przedsiębiorstwa użyteczności publicznej zapewniają bardziej stabilne ceny, ale brakuje im konkurencji. Zderegulowane rynki detaliczne oferują wybór, ale narażają konsumentów na dużą zmienność, często bez skutecznych zabezpieczeń.

Lekcje z różnych rynków

Rynki energii elektrycznej ujawniają swoją prawdziwą naturę w czasach kryzysów. Trzy przykłady pokazują, jak projekt i zależność od paliwa prowadzą do skrajnie różnych rezultatów:

Teksas (ERCOT): Ceny oparte na niedoborach w warunkach deregulacji

Zimowa burza Uri w 2021 roku obnażyła słabości ERCOT. Z powodu minimalnych połączeń z innymi stanami i braku rynku mocy, ERCOT polegał na cenach opartych na niedoborach, aby utrzymać generatory w sieci. Ceny hurtowe wzrosły do 9000 dolarów za MWh, doprowadzając do bankructwa dziesiątki sprzedawców detalicznych i obciążając konsumentów rachunkami z mocą wsteczną. Elastyczni właściciele aktywów odnotowali ogromne zyski. Od tego czasu ustawodawcy debatowali nad reformami, ale kluczowy kompromis między swobodą rynku a niezawodnością pozostaje nierozstrzygnięty.

Kalifornia (CAISO): Odnawialne źródła energii, pożary lasów i ryzyko

Agresywna rozbudowa sektora odnawialnych źródeł energii w Kalifornii stworzyła wyjątkową dynamikę. Południowe nadwyżki energii słonecznej obniżają ceny hurtowe, a wieczorem gwałtownie rosną. Dodając do tego zobowiązania związane z pożarami lasów – na co wskazuje bankructwo PG&E w 2019 roku – stawki detaliczne należą do najwyższych w kraju. Programy cenowe oparte na czasie użytkowania i reagowania na popyt mają na celu łagodzenie szczytów, ale zmienność nadal się utrzymuje. Inwestorzy dostrzegają możliwości innowacji, ale wiążą się one z wysokim ryzykiem regulacyjnym i klimatycznym.

Nowa Anglia (ISO-NE): Ograniczenia w dostawach gazu i zimowe szczyty

Pomimo postępowej polityki energetycznej, Nowa Anglia w zimie w dużym stopniu opiera się na gazie ziemnym. Ograniczona liczba rurociągów wymusza korzystanie z importowanego LNG po cenach globalnych, które mogą gwałtownie wzrosnąć podczas mrozów. Rynki mocy zapewniają pewną amortyzację, ale nadal występują szoki cenowe. W styczniu 2022 roku ceny hurtowe przekroczyły 200 dolarów za MWh pomimo dużych mocy wytwórczych – co pokazuje, że logistyka paliw, a nie wytwarzanie, może stanowić wiążące ograniczenie.

Zwycięzcy i przegrani

Ceny energii elektrycznej nie polegają jedynie na odzyskiwaniu kosztów — to transfer wartości między podmiotami.

Zwycięzcy:

Przedsiębiorstwa użyteczności publicznej: W stanach, w których obowiązują regulacje, przedsiębiorstwa te uzyskują gwarantowane zwroty z inwestycji w projekty inwestycyjne — niezależnie od tego, czy chodzi o modernizację sieci, rozbudowę sieci przesyłowej czy inteligentne liczniki.

Producenci niezależni: Elastyczne elektrownie gazowe i aktywa magazynowania energii czerpią ogromne zyski ze zmienności.

Inwestorzy infrastrukturalni: od funduszy emerytalnych po kapitał prywatny, uzyskują stałe zyski, często powiązane z inflacją, z linii przesyłowych i odnawialnych źródeł energii. Są finansowani przez konsumentów, którzy mogą nie zdawać sobie sprawy, gdzie trafiają ich pieniądze.

Przegrani:

Konsumenci: Gospodarstwa domowe ponoszą największe konsekwencje zmienności. Brakuje im narzędzi zabezpieczających, co naraża je na wstrząsy paliwowe i polityczne. Duże gałęzie przemysłu radzą sobie lepiej dzięki wytwarzaniu energii na miejscu, reagowaniu na popyt i długoterminowym kontraktom.

Decydenci muszą znaleźć równowagę między przystępnością cenową, niezawodnością i dekarbonizacją. Gdy reformy stoją w miejscu lub infrastruktura zawodzi, płacą polityczną cenę.

Iluzja kontroli

Można by pomyśleć, że ceny energii elektrycznej po prostu odzwierciedlają podaż i popyt, ale rzeczywistość jest o wiele bardziej złożona i skoordynowana. Od rynków paliw po organy regulacyjne, system jest wielowarstwowy i zawiły. Konsumenci wierzą, że płacą za energię elektryczną, ale jednocześnie finansują projekty infrastrukturalne, cele polityki i zyski inwestorów.

Dla inwestorów lekcja jest jasna: wygrywają ci, którzy rozumieją „taniec” – dostrzegają aktywa z gwarancją zwrotu kosztów, przewidują zmiany regulacyjne i zabezpieczają się przed zmiennością. Dla wszystkich pozostałych cena energii elektrycznej pozostaje celem ruchomym.

Ceny prądu nie są narzucane. Są negocjowane. A przy stole negocjacyjnym jest wiele stron.

Ceny miedzi spadły w czwartkowej sesji, pogłębiając straty, które rozpoczęły się na giełdzie kontraktów terminowych w Szanghaju, gdzie odnotowały najniższe poziomy od ponad tygodnia, na skutek zwiększonej podaży z Chin, największego konsumenta miedzi na świecie.

Według Reutersa, najaktywniejszy kontrakt na miedź na giełdzie Shanghai Futures Exchange spadł poniżej kluczowego psychologicznego poziomu 80 000 juanów (11 256,51 USD) za tonę, tracąc 1,35% do 79 600 juanów za tonę.

Podczas czwartkowej sesji najbardziej aktywne kontrakty terminowe na miedź na London Metal Exchange spadły o 0,4% do 9960,50 dolarów za tonę, po osiągnięciu w środę najniższego poziomu od dwóch tygodni, wynoszącego 9925 dolarów.

Stało się to po opublikowaniu oficjalnych danych, zgodnie z którymi produkcja miedzi rafinowanej w Chinach wzrosła w sierpniu o 15% w ujęciu rok do roku, zbliżając się do swojego najwyższego poziomu w historii.

Tymczasem indeks dolara amerykańskiego wzrósł o 0,6% do 97,4 punktów o godzinie 15:28 GMT, po osiągnięciu maksimum 97,6 punktów i minimum 96,8 punktów.

Jeśli chodzi o handel w USA, grudniowe kontrakty terminowe na miedź spadły o 0,8% do 4,59 USD za funt o godz. 15:18 GMT.