Árverseny kapacitáskorlát mellett: a hazai szabályozó villamos energia árazásának empirikus elemzése (Kézirat) Paizs László*
Absztrakt A nagykereskedelmi villamosenergia-piacon a termelők és a szolgáltatók a szállítást megelőző egy óráig kereskedhetnek piaci alapon. Ettől az időponttól kezdve a termelés és fogyasztás között jelentkező eltérések kiegyenlítése a rendszerirányító által működtetett szabályozó energia piacon történik, ahol a rendszerirányító a hiány (többlet) nagyságának megfelelő energiát vásárol (ad el) az erre a felszabályozó (leszabályozó) energia aukciókon kiválasztott erőművektől (erőműveknek). A piacszerkezet és a szabályozó energia ára közötti kapcsolat vizsgálatára Fabra és szerzőtársai [RAND Journal of Economics 37 (2006) 23] árampiaci aukciós modelljét használjuk, mert a hazai szabályozó energia piacon – csakúgy, mint a szerzők elméleti modelljében – az erőműveknek egy árajánlatot kell tenniük a teljes lekötött erőművi kapacitásukra. A hazai leszabályozó energia piac 2012-es ajánlati ár-adatain végzett becslések eredményei összhangban állnak az aukciós modell előrejelzéseivel. Egyfelől, a szereplők száma és a piaci részesedések szimmetriája pozitív hatással van az átlagos vásárlási árakra, másfelől az ajánlati árak szóródása a piaci részesedések közepes aszimmetriája mellett a legmagasabb.**
Bevezetés A villamosenergia-piac egyik megkülönböztető vonása, hogy a villamosenergia-rendszer stabil működéséhez a keresletet és a kínálatot pillanatról pillanatra egyensúlyban kell tartani. Ez az áramtárolás lehetetlensége miatt azt jelenti, hogy az erőművek termelését folyamatosan hozzá kell igazítani a fogyasztáshoz. Liberalizált piaci körülmények között a végfelhasználók fogyasztásához szükséges villamos energia fedezése alapvetően az áramszolgáltatók feladata és felelőssége. Ehhez kereskedési platformok széles választéka áll rendelkezésre, amelynek spektruma a hosszú távú bilaterális szerződésektől egészen a napon belül tőzsdei tranzakciókig terjed. A fizikai szállítást megelőzően azonban van egy időpont – az ún. kapuzárás időpontja –, amikorra a kereskedőknek véglegesíteniük kell a fogyasztási és termelési terveiket, és azt menetrend formájában be kell nyújtaniuk a rendszerirányítónak (a továbbiakban: RI). A kapuzárás és a szállítás időpontja között felmerülő egyensúlytalanságok kiegyenlítése a rendszerirányító feladata, aminek felmerülő költségeit a menetrendjüktől eltérő kereskedőkkel utólag rendezi. Bizonyos mértékű menetrendi eltérések és ennek eredőjeként az országos mérlegben megjelenő egyensúlytalanságok a pontos tervezésre való ösztönzés mellett is természetes jelenségnek tekinthetők. A menetrendi eltérések részben a fogyasztás sztochasztikus jellegével, részben a kínálati oldalon jelentkező vis majorokkal *
[email protected], MTA KRTK KTI A hazai szabályozó energia piacok működéséről nyújtott információkért köszönettel tartozom Kotek Péternek, Selei Adriennek és Sugár Andrásnak.
**
(erőművi és hálózati üzemzavarok), továbbá az időjárásfüggő termelők inherensen bizonytalan termelésével függenek össze. A felszabályozó energia aukciókon az ajánlatok a termelés növelésére (vagyis szabályozó energia eladására), a leszabályozó energia aukciókon pedig a termelés csökkentésére (vagyis szabályozó energia vásárlására) vonatkoznak. Mindkét árverés esetében a résztvevőknek külön-külön ajánlatokat kell tenniük a következő nap 24 órájára, ahol az ajánlatok minden esetben a lekötött erőművi kapacitás egészére vonatkozó eladási/vételi egységárat jelentenek. A rendszerirányító az országos mérleg pillanatnyi állapota szerint szabályozza fel vagy le a lekötött szabályozó kapacitásokat, és az igénybevétel sorrendjét az adott órára megajánlott eladási/vételi energiadíj-licitek nagysága határozza meg. Bár a szabályozó energia vásárlások és eladások volumene a teljes belföldi bruttó energiavásárlás nagyságához mérten kicsi (annak kb. 2%-a), a szabályozó energia piac gazdasági jelentősége nem elhanyagolható. A szabályozó energiával összefüggő költségek – a rendelkezésre állási díjak és a spot illetve a le- és felszabályozó energia árak közötti spreadek költsége – önmagában kb. 2 Ft/kWh-val növelte a végfelhasználók áramszámláját 2012-ben. (Összehasonlításképpen: az áramszámla nagykereskedelmi energiaár-komponense ugyanebben az évben átlagosan 20 Ft/kWh volt.) Közgazdasági szempontból a szabályozó energia piacok elsősorban azért érdekesek, mert a kínálatot, illetve keresletet sok esetben nagyfokú koncentráció jellemzi. Ennek oka, hogy szemben az árampiaccal, a szabályozó energia piacok alapvetően nemzeti piacok. A rövidtávú egyensúlytalanságok kezelését ugyanis főszabály szerint belföldi források felhasználásával kell megoldani. A piaci koncentráció foka a hazai szabályozó energia piacokon is magas. A magyar rendszerirányító pótlólagos villamos energia előállítására átlagosan 263 MW, a felesleges villamos energia „elnyelésére” pedig átlagosan 136 MW erőművi kapacitást kötött le a napi szabályozó energia aukciókon. A lekötött kapacitásra vetített HHI mutató értéke a felszabályozó energia piacon 0,409, a leszabályozó energia piacon pedig 0,6960 volt (az árajánlatot nyújtó termelők átlagos száma az előbbi piacon 4, az utóbbi piacon 2,5 volt.) A következő ábrán a szabályozó energia átlagos eladási és vételi árfolyamának alakulását mutatjuk be a magyar, a holland és az angol árampiacokon a 2012-es évre vonatkozóan.1 A szabályozó energia eladási piacát illetően az ábra nem mutat jelentős különbséget a három ország között: a szabályozásban résztvevő erőművek mindhárom piacon nagyjából ugyanazt az árat kérték el a hiányzó villamos energia megtermeléséért. A szabályozó energia vételi árfolyamában viszont jelentős különbségeket láthatunk. A három ország termelői közül a holland áramtermelők adták a legmagasabb árat a villamosenergia-rendszerben keletkező áramfeleslegért. A rendszerirányító által felajánlott energiatöbbletért az angol erőművek átlagosan 20, a hazai erőművek pedig megközelítőleg 35 EUR/MWh-val alacsonyabb árat fizettek, mint holland társaik.
1
Meg kell jegyeznünk, hogy a vízerőművek jelenléte alapvetően befolyásolja a szabályozó energia piac működését. Ezért a nemzetközi összehasonlításhoz olyan országokat vettünk figyelembe, amelyek áramtermelésében a vízerőművi energiatermelés elhanyagolható szerepet játszik.
2
1. ábra: A szabályozó energia átlagos eladási és vételi árai a magyar, az angol és a holland árampiacokon 2012-ben 120
100
EUR/MWh
80
SZE eladási ára HU SZE eladási ára NL SZE eladási ára UK SZE vételi ára HU SZE vételi ára NL SZE vételi ára UK
60
40
20
0 Jan
Feb
Mar
Apr
Maj
Jun
Jul
Aug
Sep
Okt
Nov
Dec
Megjegyzés: órás értékekből származó havi átlagok; SZE = szabályozó energia Forrás: MAVIR, TENNET, ELEXON
Az árampiaci folyamatok kutatásával foglalkozó szakirodalomban két modellezési irány különíthető el. Az oligopólium-elméleti megközelítés Klemperer és Meyer (1989) kínálati függvény egyensúly (supply function equilibrium) modelljén, míg az aukcióelméleti megközelítés a többjószágos árverések elméletén alapul. A kínálati függvény verseny modellt elsőként Green és Newbery (1992) alkalmazta a villamosenergia-piac leírására. Az árampiac első aukcióelméleti alapokon történő modellezése pedig von der Fehr és Harbord (1993) nevéhez fűződik. A két modellezési megközelítés közötti lényegi eltérést az ajánlatok formája jelenti. A kínálati függvény verseny modellben a termelők kínálati görbéje folytonos, azaz a szereplők tetszés szerint igazíthatják a piacon felkínált mennyiség nagyságát. Az aukcióelméleti modellekben ezzel szemben csak véges számú – diszkrét mennyiségekre vonatkozó – ajánlat tehető. Az ajánlatok számának korlátozása összhangban áll a valós áramtőzsdék szabályaival, hiszen minden áramtőzsde korlátozza az erőművi egységenként vagy ajánlattevőnként tehető ajánlatok számát. Ugyanakkor, a kínálati függvény verseny megközelítés lépviselői úgy érvelnek, hogy amennyiben az ajánlatok korlátozása nem túl restriktív, akkor az ajánlatok diszkrét halmazának folytonos kínálati görbével való közelítése a vizsgált probléma elfogadható mértékű leegyszerűsítésnek tekinthető. Az általunk vizsgált szabályozó energia piacon az ajánlatadás szabályai nagyon restriktívek a beadható energiadíj ajánlatok száma tekintetében. Erőművi egységenként csak egy energiadíjárajánlat tehető, amely a lekötött erőművi kapacitás egészére vonatkozó eladási/vételi egységárat jelent. A hazai szabályozó energia piacok elemzésének adekvát elméleti keretét tehát egyértelműen az aukcióelméleti megközelítés jelenti. A következőkben Fabra és szerzőtársai munkája alapján bemutatjuk az árampiacok aukcióelméleti modelljét és az elmélet eredményei alapján megfogalmazzuk a hazai szabályozó energia piaci versenyre vonatkozó hipotéziseinket. Ezt követően ismertetjük az
3
empirikus vizsgálathoz használt adatokat és a becslés módszertanát. A tanulmányt a regressziós elemzés eredményeinek bemutatásával zárjuk. Elméleti modell A hazai szabályozó energia árak viselkedésére vonatkozó hipotéziseinket Fabra et al. (2006) ajánlati áras többjószágos aukciós modelljének eredményei alapján fogalmazzuk meg. A következőkben röviden bemutatjuk a modell felépítését és előrejelzéseit. A szerzők által prezentált eredményekből további eredményeket vezetünk le az egyensúlyi ajánlati árakból képzett aggregátumokra. Nevezetesen, az átlagár várható nagyságának és a maximum és minimum árak közötti eltérés várható mértékének reagálását vizsgáljuk a modell paramétereinek változtatására. Erre azért van szükség, mert a modell teszteléséhez használt aukciós eredményeket megjelenítő adatbázis csak a minimum és a maximum árajánlatokat, valamint az összes árajánlat egyszerű átlagának értékét tartalmazza. Fabra és szerzőtársai alapmodelljében két eltérő nagyságú kapacitással ( ki , i = 1, 2 ) és költséggel ( c1 ≤ c2 ) rendelkező vállalat versenyez a piac kiszolgálásáért, determinisztikus kereslet mellett ( θ ∈ θ , θ ⊆ ( 0, k1 + k2 ) ). A modell teljes informáltságot feltételez: a vállalatok ismerik egymás költségeit és kapacitásait. A vállalatok árban versenyeznek és a piacszervező számára benyújtott licit bi azt határozza meg, hogy i vállalat mekkora egységáron hajlandó a teljes kapacitását értékesíteni. A piacszervező a beérkező licitek sorrendje alapján terheli az erőműveket. Amennyiben a kedvezőbb ajánlatú erőmű kapacitása nem elegendő a kereslet kielégítéséhez, akkor a piacszervező a maradék kereslet erejéig a drágább ajánlatú erőmű termelését is igénybe veszi.2 A vállalatok kompenzációja az egyéni árajánlatok alapján történik. Fabra és szerzőtársainak aukciós modellje tehát lényegében egy Bertrand-Edgeworth-oligopólium.3 A korábbi modellektől eltérően azonban Fabra és szerzőtársai a beadható árajánlatok nagyságának korlátozásra bevezetnek egy közös ármaximumot, P -t (azaz bi ≤ P, i = 1, 2 ). Ez a villamosenergia-piacokon gyakran alkalmazott árplafon intézményét hivatott megjeleníteni. Fabra et al. bizonyítják, hogy az aukciós modellnek egy egyensúlyi megoldása van, ami a ) kereslet relatív nagyságától függően lehet tiszta vagy kevert stratégiás. Ha kereslet kisebb θ nál úgy, hogy k ) 1 θ = P − c1 k P − c2 2
P − c1 k2 P − c2 P − c1 , if k1 > k2 P − c2
if k1 ≤
(1)
akkor mindkét vállalat a kevésbé hatékony vállalata költségének ( c2 ) megfelelő nagyságú ) árajánlatot tesz. Ha a kereslet magasabb θ -nál, akkor a vállalatok kevert stratégiát követnek, amelyet az alábbi közös akcióhalmaz és eloszlás függvények jellemeznek: 2
Ha a két vállalat egyforma licitet nyújt be, akkor a hatékonyabb (alacsonyabb egységköltségű) vállalat kap terhelést először. Azonos költségek esetén a két vállalat azonos valószínűséggel kap elsőként terhelést. 3 Lásd Deneckere and Kovenock (1996), Kreps and Scheinkman (1983), Vives (1986).
4
min {θ , k−i } bi − b Fi (bi ) = min {θ , ki } + min {θ , k− i } − θ b − c− i 1
for b < P for b = P
Si = [b, P ] , i = 1,2
(2)
ahol θ − k1 P − c1 c2 + [ P − c2 ] min {θ , k } if k1 ≤ P − c k2 2 2 b= P − c1 c + [ P − c ] θ − k 2 if k1 > k2 1 1 min {θ , k1} P − c2
(3)
Az első egyensúlyi kimenet versenyzőnek tekinthető, hiszen a termelők ajánlati árai nem haladják meg a kevésbé hatékony („marginális”) termelő határköltségét, c2 -t. A kevert stratégiás egyensúlyban a vállalatok ugyanakkor szigorúan magasabb árat kérnek c2 -nél ( b > c2 ). A verseny kimenetele szoros összefüggésben áll azzal, hogy van-e ún. kulcsszereplő (pivotal supplier) a piacon. Ha a piacon nincs kulcsszereplő, vagyis a kereslet kielégítéséhez bármely vállalat rendelkezik elégséges kapacitással, akkor a piaci kimenet biztosan versenyző lesz. Ha viszont mindkét vállalat kulcsszereplő, mert a kereslet teljes lefedésére önmagában egyik vállalat sem képes, akkor az egyértelműen a második típusú egyensúly magvalósuláshoz vezet. Köztes esetet jelent az, ha a két vállalat közül csak a hatékonyabb kulcsszereplője a piacnak; ekkor a piacon a kereslet nagyságának függvényében az első és második egyensúlyi kimenet is létrejöhet. A kevert stratégiás egyensúlyban, a költségek azonossága esetén, a kisebb kapacitású vállalat fog agresszívabban licitálni, mert számára nagyobb veszteséget jelent, ha csak a reziduális keresletet szolgálhatja ki. Az egyensúly további jellegzetessége, hogy a nagyobb vállalat egyensúlyi kevert stratégiájában az ármaximumon történő árazás valószínűsége pozitív. A következőkben egy számpéldát használunk annak bemutatására, hogy hogyan reagál az egyensúlyi ajánlati árak várható értéke ( E[(b1 + b2 ) / 2] ) a modell paramétereinek változtatására. A következő ábrán a kapacitás-részesedések és a kereslet változtatásának hatásait vizsgáljuk a költségek és az árplafon fixen tartása mellett. A kereslet és a kapacitás-részesdések kombinációinak a sötétkék háromszög által kijelölt tartományában a modell tökéletes versenyt, a háromszög fölötti tartományba eső kombinációk esetén pedig kevert stratégiákkal játszott oligopolisztikus versenyt jelez előre. Jól látható, hogy az aukciós eredmények alakulásában a kereslet nagysága és a kapacitások eloszlása is kulcsszerepet játszik. A kereslet növekedésével a kapacitáskombinációk egyre nagyobb halmaza eredményez oligopolisztikus versenyt, továbbá a kevert stratégiás egyensúlyi árak várható átlaga – bármely rögzített kapacitáskombináció mellett – egyre magasabb lesz. Ugyanilyen monoton összefüggés figyelhető meg a kapacitás-aszimmetria mértéke és a kevert-stratégiás egyensúly előfordulása, illetve a kevert stratégiákban választott ajánlati árak
5
várható értéke között. Az ábráról azonban az is kitűnik, hogy aszimmetrikus költségek esetén a „szimmetrikus helyzetet” nem ( k1 = k2 ) hanem ( k1 / ( P − c1 ) = k2 / ( P − c2 ) ) jelenti. Azaz, a modell előrejelzés szerint a szereplők nem az abszolút, hanem a maximum marzsokkal kiigazított kapacitás-egyenlőségre reagálnak. Ahogy távolodik a kapacitások eloszlása ettől a helyzettől, úgy kerül egyre lejjebb az a keresleti küszöbérték, ami mellett már oligopolisztikus verseny valósulhat meg, és úgy nő a kevert stratégiás egyensúlyi árak várható átlaga bármely rögzített keresleti szint mellett (a releváns tartományban). 2. ábra: A kapacitásrészesedések és a kereslet alakulásának hatása az ajánlati árak átlagának várható értékére
k1 k2 = P − c1 P − c2
A Mellékeltben a költségek változtatásának várható átlagárra gyakorolt hatásait vizsgáló ábrákat is bemutatjuk. Annak érdekében, hogy elkülöníthessük a költségek változtatásnak a „kapacitás-aszimmetria” módosulásán keresztüli hatását az egyéb hatásoktól, az ábrákon az azonos fokú kapacitás-aszimmetriát jelző „közömbösségi” görbéket is feltüntettük. Az ábrák alapján megállapíthatjuk, hogy a költségek és a várható ajánlati árak közötti összefüggések nem triviálisak. Ha nem „kontrollálunk” a ( k1 / ( P − c1 ) = k2 / ( P − c2 ) ) változásra, akkor c1 és c2 estében is találunk olyan paraméter kombinációkat, ami mellett a költség paraméter növelése átlagár növekedést és olyanokat is, ami mellett átlagár csökkenést eredményez. Ugyanakkor, ha a kapacitás-aszimmetria mutató értékét fixen tartjuk, akkor a kevésbé hatékony vállalat esetében a költség – azaz c2 – növelésének egyértelműen árnövelő hatása van. A hatékonyabb vállalat költség paraméterével – azaz c1 -el – kapcsolatban viszont még ez sem mondható el. Végül megvizsgáljuk, hogyan változik a két termelő ajánlati árainak várható eltérése ( E[abs (b1 − b2 )] ) a különböző kapacitáskombinációk és keresleti állapotok mellett. (Ebben az esetben szimmetrikus költségviszonyokat feltételeztünk.) Amint a következő ábrán látható, az árak szóródása és a kapacitás-aszimmetria, illetve a kereslet közötti kapcsolat nem monoton, hanem inkább egy fordított U alakra emlékeztet. Akár a keresletet, akár a kapacitásaszimmetria mértékét növeljük (a másikat fixen tartva), az E[abs (b1 − b2 )] értéke kezdetben nő, majd ezt követően csökken. Az is látható, hogy a kapcsolat pontos formáját a másik paraméter értéke is befolyásolja. A kapacitás-aszimmetria paraméter értéktartományának két
6
végpontján tapasztalható relatíve alacsony szóródást a következőképpen magyarázhatjuk. Az egyik esetben, amikor ( k1 = k2 ),az ajánlati árak mérsékeltebb szóródását vélhetőn a kevert stratégiák szimmetriája ( F1 = F2 ) okozza. A másik esetben, amikor ( k1 >> k2 vagy k2 >> k1 ), a két ár közötti eltérés azért lesz mérsékelt, mert az árak saját szórása az akcióhalmaz – b emelkedéséből következő – összeszűkülése miatt jelentősen csökken. 3. ábra: A kapacitásrészesedések és a kereslet alakulásának hatása az ajánlati árak várható szóródására
Megjegyzés: E[abs(b1-b2)] = E[max(b1;b2)] -E[min(b1;b2)]
Oligopólium Sztochasztikus kereslet Hipotézisek 1. A kínálat (kereslet) szűkössége növeli (csökkenti) az átlagos eladási (vételi) árakat. 2. Az ajánlatadók számának növekedésével nő (csökken) az átlagos eladási (vételi) árak. 3. A kapacitás-aszimmetria növeli (csökkenti) az átlagos eladási (vételi) árakat. 4. Az ajánlati árak szóródása közepes nagyságú kapacitás-aszimmetria mellett a legnagyobb.
Adatok A tanulmányt az empirikus elemzéshez használt adatok bemutatásával folytatjuk. Ezen a ponton meg kell említenünk, hogy a szabályozó energia piac maga is több – egymással részben kiegészítő, részben komplementer viszonyban álló – szegmensből áll. Ezek a primer, a szekunder és a tercier szabályozó energia piacok. Közgazdasági szempontból ezek a termékek elsősorban az előállításuk sebességében különböznek egymástól. A leggyorsabban (alig néhány másodperc alatt) a primer, a leglassabban (15 percen túl) pedig a tercier energia
7
áll rendelkezésére. A három szabályozóenergia-típus közül mi csak a szabályozás zömét – közel 90%-át – kitevő szekunder szabályozó energiával foglalkozunk. A szekunder szabályozás egyik fontos aspektusa, hogy a szekunder szabályozó energiát csak forgó (üzemelő) erőművi egységekből lehet nyújtani. Ez azt jelenti, hogy a szekunder szabályozásban résztvevő erőműveknek felszabályozási rendelkezésre állás esetén legalább a minimum teljesítményüknek megfelelő terhelési szinten, míg leszabályozási rendelkezésre állás esetén legalább a minimum teljesítményüket a lekötött nagyságú leszabályozási teljesítménnyel meghaladó terhelési szinten kell üzemelniük. Piacszerkezeti adatok A tanulmány bevezetőjében már röviden ismertettük a szabályozó energia beszerzésének kétlépcsős folyamatát. Az általunk vizsgált napi szabályozó energiadíj aukciók a termelők másnapi aktiválási sorrendjéről, a „merit order”-ről döntenek. Az viszont korábban, az éves és negyedéves kapacitás-lekötési árveréseken dől el, hogy melyek azok a szereplők, akiknek egy adott napon kötelező jelleggel részt kell venniük a szabályozó energia aukción. A kapacitás-lekötési tendereken az erőművek lépcsőzetesen növekvő kapacitásmennyiségre vonatkozó rendelkezésre állási-díj ajánlatokkal (Ft/MW/nap) versenyeznek. A résztvevőknek a tender által lefedett időszak minden napjára vonatkozóan külön-külön ajánlatot kell tenniük. A rendszerirányító úgy választja ki egy adott nap nyertes ajánlatait, hogy azok a számára az adott napra szükséges összes szabályozó kapacitás teljes beszerzési költségét (vagyis a lekötött teljesítmények után fizetett rendelkezésre állási díjak költségének összegét) minimalizálják. Az adott napra kapacitás-lekötést elnyerő erőművek vállalják, hogy majd az arra a napra meghirdetésre kerülő szabályozó energia aukción a lekötött kapacitás erejéig szabályozó energia díj ajánlatot tesznek, a rendszerirányító pedig vállalja, hogy ezért a kapacitás-tenderen elfogadott rendelkezésre állási díjnak megfelelő összeget fizeti meg a kapacitását felajánló erőműnek. A kapacitások előzetes lekötése egyfajta biztosítékként szolgál a rendszerirányító számára, hogy az elkövetkező év minden napján elégséges mennyiségű felszabályozási illetve leszabályozási ajánlatot fog kapni. Az a piacszerkezet, amely egy adott napon a felszabályozó (leszabályozó) energia piac kínálati (keresleti) oldalát jellemzi, a kapacitás-lekötési tendereken alakul ki. A kapacitáslekötési tenderek eredményeit a rendszerirányító anonim módon, a licitáláshoz is használt ajánlati kódokat feltüntetve, napi bontásban publikálja. Az ajánlati kód mellett az RI feltünteti a kóddal jelölt erőmű által elnyert kapacitást és rendelkezésre állási díjat, az erőmű gradiensét (terhelésváltoztatási képességét) és egy önkéntes árplafont (árpadlót), amivel az erőmű saját maga korlátozza a szabályozó energia piacon beadható energiadíjának felső (alsó) értékét. (Megjegyzendő, hogy az egyes szereplők gradiense és vállalt árplafonja/árpadlója nem változik a tender által lefedett éves/negyedéves időszakban.) A gradiens az erőműveknek olyan fontos műszaki jellemzője4, ami alapján a kódok mögött álló erőművek egyértelműen beazonosíthatók. A kapacitás-tenderek publikált eredményei alapján tehát 2012 minden egyes napjára meghatározhattuk a fel- és leszabályozási energia aukciókon résztvevő szereplők körét és részesedését. A következő ábrákon a független szereplők számának eloszlást mutatjuk be a fel- és leszabályozó energia árveréseken. 4
Az erőművek gradiensére vonatkozó információ többek között megtalálható az erőművek működési engedélyében. Ez utóbbiak publikusak és letölthetők a MEKH honlapjáról.
8
4. ábra: A napi szabályozó energia árveréseken ajánlatot tevő független erőművállalatok számának eloszlása (2012) Leszabályozó energia Napok száma
Napok száma
Felszabályozó energia 150 100 50 0 2
3 4 5 Résztvevők száma
6
200 150 100 50 0 1
2 3 4 Résztvevők száma
5
A két ábra alapján megismételhetjük azt a korábban a HHI értékek összevetése alapján tett állításunkat, mely szerint a két piac közül a leszabályozó energia piacot lényegesen nagyobb koncentráció jellemzi. A résztvevők átlagos száma a felszabályozó energia aukciókon 4, a leszabályozó energia aukciókon 2,5 volt. Továbbá, 74 napon a leszabályozó energia aukcióknak csak egy résztvevője volt. Mivel a vizsgálandó hipotéziseink oligopolisztikusan versenyző piacokra vonatkoznak, a piacszerkezet hatásnak becsléséhez ezeket a megfigyeléseket nem használtuk. A kínálat (kereslet) szűkössége A napi felszabályozó (leszabályozó) energia piacokon a rendszerirányító kapacitás-lekötései rögzítik a piac kínálati (keresleti) oldalát. A felszabályozó energia piacon a kínálat relatív szűkösségét tehát a kereslet várható nagysága, a leszabályozó energia piacon a kereslet relatív szűkösségét pedig a kínálat várható nagysága határozza meg. Azt várjuk, hogy a szabályozó energia aukciókon a verseny intenzitását a piaci részesedések koncentrációja mellett a kínálat (kereslet) szűkössége is befolyásolja. A szabályozó energia keresletének/kínálatának mindenkori nagysága a kereskedők menetrendi eltéréseinek nettósított összegével egyenlő. Ez utóbbi olyan sztochasztikus folyamat, aminek tulajdonságairól és befolyásoló tényezőiről sajnos viszonylag keveset tudunk. A folyamat megismerése szempontjából korlátot jelent, hogy a múltbeli adatok elemzése csak kevés tanulsággal szolgálhat, tekintettel arra, hogy 2011-en közepén az országos menetrendi eltérések mintázatát alapvetően befolyásoló intézményi változások történtek.5 A következőkben ezért inkább az elemzett és az azt követő évnek (2013) az adatait vizsgáljuk. Az 5. ábrán a leszabályozó energia piac keresleti és kínálati oldalára vonatkozó adatokat tüntettünk fel. Arra voltunk kíváncsiak, hogy az év folyamán mennyire változott a piacon a kereslet relatív szűkössége, azaz a várható szabályozó energia kínálat és a rendszerirányító által lekötött leszabályozó kapacitások nagyságának aránya. A szabályozó energia kínálat tekintetében két év tényadatait tüntettük fel, azt remélve, hogy ezzel már elfogadható pontosságú képet kapunk a kínálat várható értékének alakulásáról.
5
Kötelező Átvételi Mérlegkör átalakulása.
9
5. ábra: Kínálat és kereslet a leszabályozó energia piacon MW 160
140 120 100 80 60 40 20
N ov
Se p
Ju l
ay M
ar M
Ja n
0
Lekötött leszabályozó kapacitás (2012) Átlagos órás kínálat (2012) Átlagos órás kínálat (2013)
Forrás: MAVIR, saját számítások Megjegyzés: átlagos órás kínálat = átlagos leszabályozási igény azokban az órákban, amikor volt leszabályozás
Az elmúlt két év adatainak átlaga alapján elég határozottnak tűnik az a tendencia, hogy a villamosenergia-rendszerben keletkező felesleges villamos energia mennyisége a fűtési szezonban magasabb, mint a fűtési szezonon kívül. Az is látható, hogy a rendszerirányító ennek megfelelően télen valamivel több leszabályozó erőművi kapacitást kötött le, mint a nyári hónapokban. Ez azt sugallja, hogy a kereslet relatív szűkössége a leszabályozó energia piacon viszonylag állandó volt 2012-ben. Ezért az egyik lehetőség az, hogy a leszabályozó energia árajánlatok becslésekor nem kontrollálunk a kereslet (relatív) szűkösségére. Ezt a specifikációt akár úgy is indokolhatjuk, hogy maguk a piaci szereplők sem számítanak a kereslet szűkösségének változására, mert tudják, hogy rendszerirányító a kapacitás-lekötésein keresztül a piac keresleti oldalát éppen a kínálat várható alakulásához próbálja igazítani. Egy alternatív lehetőség az, hogy a kereslet relatív szűkösségére a lekötött-kapacitások nagyságán keresztül kontrollálunk. Ez a kereslet szűkősségének egyfajta naiv szemléletével áll összhangban, amikor a piaci szereplők a piac állapotát kizárólag a piac jól megragadható keresleti jellemzői alapján ítélik meg. Energiadíj adatok A napi szabályozó energia aukciókon a kapacitástenderen kiválasztott erőműveknek a következő nap miden órájára vonatkozóan egy energiadíj-ajánlatot kell benyújtania. Az ajánlat arra vonatkozik, hogy az adott órában az erőmű mekkora eladói (vételi) egységáron hajlandó a lekötött kapacitásának megfelelő teljesítménytartományon belül felszabályozni (leszabályozni) az erőművét. Az erőműveknek minden nap 14:30-ig kell benyújtaniuk másnapi ajánlataikat. Az órás árverések eredményei alapján a rendszerirányító az alábbi adatokat közli: i) minimum energiadíj ajánlat, ii) maximum energiadíj ajánlat, iii) átlagos energiadíj ajánlat (a beérkező összes energiadíj-ajánlat egyszerű átlaga), iv) összes lekötött
10
kapacitás, v) minimum rendelkezésre állási díj, vi) maximum rendelkezésre állási díj, vii) átlagos rendelkezésre állási díj (a lekötött kapacitásokért fizetett rendelkezésre állási díjak egyszerű átlaga). A piacszerkezet hatásának becsléséhez a fenti adatok közül az energiadíj-ajánlatok átlagát, minimumát és maximumát használjuk.6 Egyéb kontrolváltozók
Empirikus becslés A becslést napi szintű adatokon végeztük, úgy hogy a nap 24 órájára vonatkozó energiadíj ajánlatok közül a nap első hat órájára vonatkozó energiadíj ajánlatokból napi átlagokat képeztünk. A napi szintű adatokon való becslést két okból láttuk indokoltnak. Egyrészt, a piacszerkezeti változóink értékei csak napi szinten változnak. Másrészt, a piaci körülmények napon belüli változásaira nem tudunk megnyugtató módon kontrollálni. A 24 órára rendelkezésre álló megfigyelésekből azért csak a hajnali órák adatait használtuk, mert így jobban tudunk kontrollálni az erőművek terhelési szintjére. A hajnali órákban a villamosenergia-piacon alacsony a kereslet, s így következésképp nyomottak az árak. Ez biztosítja számunkra, hogy ezekben az órákban a szabályozás céljából lekötött erőművek csak akkora terhelési szinten működnek, amekkora a leszabályozás nyújtásához feltétlenül szükséges. Ahogy erről a későbbiekben majd még szó lesz, a terhelési szint kontrolálása azért fontos számunkra, mert az erőmű terhelési szintje hatással lehet az erőmű határköltségére. Az átlagos leszabályozó energia díj és piacszerkezet összefüggéseit egy lineáris modellel vizsgáltuk. A becsült egyenletünk a következő volt: Bt = α + β HHI tasym + τ Dt + χ X t + δ Yt + ε t ,
(4)
1 6 1 nt ∑ ∑ bthi az átlagos ajánlati ár t napon ( bthi az i -dik ajánlattevő licitje a h -dik 6 h =1 nt i =1 órában t -ik napon, nt pedig az ajánlattevők száma t -ik napon), ahol Bt =
HHI tasym a Herfindahl-Hirschman-index piaci részesedések aszimmetriáját mérő komponense, Dt a licitálók azonos csoportját jelző dummy változók, X t általános kontrolváltozók, Yt pedig a csak kogenerációs (villamos- és hőenergiát kapcsoltan előállító) erőművekre vonatkozó kontrollváltozók.
6
A szabályozó energia aukciók eredményeit tartalmazó adatbázisból sajnos nem minden megfigyelést tudtunk használni. Voltak ugyanis olyan napok/órák, amikor a rendelkezésre állási díjak tekintetében inkonzisztencia mutatkozott a két adatbázis között, jelezve, hogy a kapacitástenderek eredményeihez képest ex post megváltozott a lekötött kapacitások, s ezáltal a szóban forgó szabályozó energia aukció résztvevőinek köre. Az ilyen változások mögött az esetek nagy többségében a kapacitás-lekötések másodpiaci értékesítése áll, amelyre a rendszerirányító a hazai piacon bizonyos megkötések mellett lehetőséget biztosít. Az ilyen tranzakciók azonban nem publikusak, ezért az adatbázis javításának egyetlen lehetséges módja a piacszerkezeti szempontból „hibásnak” mutatkozó megfigyelések mintából való törlése volt.
11
A fenti specifikációban kulcsszerepet játszanak a licitálók azonos körét jelző dummy változók ( Dt ), amelyekkel elsősorban azokra a nem megfigyelt erőműspecifikus tényezőkre szeretnénk (csoport szinten) kontrollálni, amelyek hatással lehetnek az erőművek termelési költségeire.7 Az erőművei áramtermelés rövidtávú határköltségét számos tényező befolyásolhatja. Elemzésünk szempontjából érdemes ezeket a tényezőket két csoportba osztani aszerint, hogy összefüggenek-e az erőmű üzemvitelével vagy sem. Nézzük először az utóbbi csoportba tartozó tényezőket. Az erőmű rövidtávú termelési költségét az erőmű üzemvitelétől függetlenül befolyásolja többek között az erőmű típusa, technológiai színvonala és a használt tüzelőanyag beszerzési ára. Annak ellenére, hogy a hazai szabályozó energia piacot szinte kizárólag gáztüzelésű erőművek látják el, a szektort mind az alkalmazott technológia, mind pedig a tüzelőanyagok beszerzési ára tekintetében nagyfokú heterogenitás jellemzi. A szolgáltatást nyújtó erőművek között vannak gázturbinás, kombinált ciklusú gázturbinás, gázmotoros és kogenerációs erőművek is (ráadásul az erőművek életkora is széles sávban mozog). Az erőművek éves beszámolói azt mutatják az erőművállalatok közötti különbségek a földgáz beszerzési ára tekintetében is jelentősek, ami vélhetően a hazai földgázpiac viszonylagos fejletlenségével függ össze. Miközben az erőművi technológia és tüzelőanyag-költségek heterogenitásának termelési költségekben jelentkező hatásai vélhetően jelentősek, ezek közvetlen mérését nehezen kivitelezhető feladatnak tartjuk. Ehelyett inkább egy sor dummy változót használunk, azon napok megkülönböztetésére, amelyeken ugyanazok az erőművek alkották a piac keresleti oldalát. E megoldás előnye, hogy az erőművek közötti technológiai és tüzelőanyagköltség eredetű differenciák hatása teljes egészében a dummy változók paramétereiben fog megjelenni.8 Az áramtermelés rövidtávú költségeit befolyásoló tényezők másik csoportja az erőművek üzemvitelével függ össze. Ilyenek a villamosenergia-kibocsátás és – kapcsolt energiatermelés esetén – a hőkibocsátás szintjei. A gáztüzelésű erőművek esetében a termelés határköltsége tipikusan növekvő az erőmű teljes terhelési tartományában (azaz az erőmű termelésének technikai minimumát jelentő minimum teljesítménytől az erőmű termelésének maximumát jelentő névleges teljesítményig). Az empirikus elemzés fő célja, hogy megbecsülje a piaci koncentráció hatását az energiadíjajánlatokra. A licitálók azonos körét jelző dummykkal részben megfogjuk a piaci koncentráció hatását, hiszen ezek a dummyk – egyebek mellett – a csoport „méretének”, azaz az adott napon ajánlatot adó erőművek számának a hatását is mérik. Ezért a piaci koncentráció mérésére nem a teljes Herfindahl-Hirschman-index-et, hanem annak csak a piaci részesedések aszimmetriájára visszavezethető összetevőjét használjuk. Brown et al. (1988) alapján a HHI két komponensre bontható: N
∑ 1 HHI = ∑ ( si ) = + N i =1 N i =1 N
( si − 1 N ) 2
2
N
=
1 + Nσ 2 = HHI N + HHI asym , N
(5)
7
Szabályozó energia vásárlásakor az erőművek csökkentik a kibocsátásukat, s ezzel megtakarítják az elkerült termelés rövidtávú költségét. Az erőmű számára a szabályozó energia értékét tehát az erőmű termelési költsége határozza meg. 8 Ez azon a feltevésen nyugszik, hogy az erőművek közötti technológiai különbségek, valamint az erőművek tüzelőanyag-beszerzési költségeiben jelentkező különbségek időben nem változnak.
12
ahol HHI N a szereplők számának, HHI asym pedig a részesedések eloszlásának piaci koncentrációra gyakorolt hatását mérik. Például abban a duopóliumban, ahol a szereplők 25%-os, illetve 75%-os piaci részesedéssel bírnak, ott a koncentrációs index teljes értékéből (0,625) a fenti dekompozíciós eljárás alapján 0,125-öt tulajdonítunk a piaci részesedések aszimmetriájának. A fenti specifikáció mellett a kapacitás-aszimmetria hatását a kapacitás-részesedések licitálói csoportokon belüli változásaiból identifikáljuk. Eredmények
1. táblázat: A piacszerkezet hatása a szabályozó energia vételi árára Model Method: C
(1) (2) (3) (4) OLS OLS WLS WLS -2.608* -11.075*** -2.761*** -12.455*** (1.454) (2.428) (0.877) (1.363) asym HHI -2.820* -2.904** -3.024** -2.211** (1.615) (1.310) (1.235) (1.094) D_TwoBuyers1 1.627** 1.677*** -0.289 0.502 (0.638) (0.516) (0.574) (0.515) D_TwoBuyers2 0.498 0.526 0.510 0.071 (0.525) (0.544) (0.536) (0.475) D_TwoBuyers3 1.310*** 1.377*** 1.158*** 1.238*** (0.423) (0.418) (0.380) (0.335) D_ThreeBuyers1 2.923*** 3.091*** 1.693*** 2.577*** (0.307) (0.299) (0.314) (0.295) D_ThreeBuyers2 1.667*** 2.050*** 1.110*** 1.901*** (0.374) (0.352) (0.416) (0.378) D_FourBuyers1 1.796*** 1.815*** 0.611* 1.201*** (0.284) (0.271) (0.313) (0.285) D_FourBuyers2 -0.346 -0.381 -1.780*** -1.093*** (0.278) (0.268) (0.320) (0.293) D_FourBuyers3 0.671*** 1.601*** -0.362 1.138*** (0.125) (0.243) (0.455) (0.437) TTF 0.417** 0.192 0.674*** 0.392*** (0.182) (0.120) (0.098) (0.092) Outside temperature 0.088** 0.108** -0.105*** 0.042 (0.039) (0.043) (0.029) (0.031) Total regulating capacity 0.073*** 0.077*** (0.018) (0.009) AR(1) 0.712*** 0.484*** (0.068) (0.072) Observations: 268 268 269 269 R-squared: 0.86 0.87 0.80 0.85 Függő változó: leszabályozó energiadíj-ajánlatok átlaga Az OLS becslések esetében a zárójelek heteroszkedaszticitás-robusztus standard hibákat tartalmaznak. A WLS becsléseknél a súlyozáshoz használt változó az ajánlatot tevő erőművek száma. *10%-on szignifikáns, **5%-on szignifikáns, ***1%-on szignifikáns
13
2. táblázat: A piacszerkezet hatása a szabályozó energia vételi árának szóródására
Eq Name: Method: C
(1) OLS -0.261 (6.033) -3.265 (2.639)
(2) (3) (4) OLS WLS WLS 5.727 -0.872 2.664 (5.707) (3.265) (3.234) asym HHI 21.222*** -2.427 22.855*** (7.549) (2.619) (6.016) asym asym HHI *HHI -63.491*** -66.473*** (16.662) (14.364) D_TwoBuyers1 2.410** 0.919 -0.360 -1.190 (1.075) (1.320) (1.232) (1.199) D_TwoBuyers2 0.032 0.254 -0.389 -0.313 (1.100) (1.243) (1.139) (1.096) D_TwoBuyers3 0.519 -0.591 0.264 -1.140 (0.911) (1.046) (0.803) (0.830) D_ThreeBuyers1 0.892 -0.814 -0.200 -1.832** (0.637) (0.923) (0.707) (0.766) D_ThreeBuyers2 0.500 -1.826 -0.257 -2.529** (0.763) (1.137) (0.905) (1.000) D_FourBuyers1 2.786*** 2.393*** 1.113 0.901 (0.592) (0.658) (0.681) (0.657) D_FourBuyers2 1.886*** 1.297* 0.485 0.312 (0.616) (0.691) (0.702) (0.677) D_FourBuyers3 0.865 0.221 -0.059 -0.352 (0.537) (0.593) (1.047) (1.009) TTF 0.523** 0.342 0.298 0.186 (0.265) (0.230) (0.221) (0.214) Outside temperature 0.191** 0.009 -0.067 -0.166** (0.080) (0.090) (0.074) (0.075) Total regulating capacity -0.017 -0.043 0.017 0.001 (0.042) (0.039) (0.021) (0.021) AR(1) 0.513*** 0.443*** (0.091) (0.085) Observations: 268 268 269 269 R-squared: 0.50 0.54 0.36 0.41 Függő változó: a maximális és a minimális leszabályozó energiadíj-ajánlatok különbsége Az OLS becslések esetében a zárójelek heteroszkedaszticitás-robusztus standard hibákat tartalmaznak. A WLS becsléseknél a súlyozáshoz használt változó az ajánlatot tevő erőművek száma. *10%-on szignifikáns, **5%-on szignifikáns, ***1%-on szignifikáns
14
Hivatkozások: Deneckere R. and D. Kovenock, 1996. Bertrand-Edgeworth duopoly with unit cost asymmetry. Economic Theory 8, 1–25. Fabra, N, von der Fehr, N.-H.M. and D. Harbord, 2006. Designing electricity auctions, RAND Journal of Economics 37(1), pages 23-46. Fehr, N-H. von der and D. Harbord, 1993. Spot Market Competition in the UK Electricity Industry, Economic Journal 103, 531-546. Green, R. and D. Newbery, 1992. Competition in the British Electricity Spot Market. Journal of Political Economy, 100, 929-53. Klemperer, P.D. and M.A. Meyer, 1989. Supply function equilibria in oligopoly under uncertainty. Econometrica 57 (6), 1243-1277. Kreps, D.M. and J.A. Scheinkman, 1983. Quantity Precommitment and Bertrand Competition Yield Cournot Outcomes, Bell Journal of Economics 14 (2), 326-337. Vives, X., 1986. Rationing Rules and Bertrand-Edgeworth Equilibria in Large Markets, Economics Letters 21, 113-16.
15
Melléklet
7. Ábra: A költségek hatása az ajánlatok átlagának várható értékére
Megjegyzés: az ábrákon a fekete görbék „egyenlőaszimmetria” görbéket jelölnek, vagyis olyan pontok halmazát, amelyeken elmozdulva a módosított kapacitásaszimmetria mutató értéke változatlan marad.
16
