L I B E R A L I Z Á C I Ó
E L Ô T T
5
Piacnyitás, verseny, befagyott költségek, fogyasztói árak A kormány jóváhagyta a Villamos Energia Törvény (VET) tervezetét, amelyet a Parlament várhatóan ez év elsô félévében elfogad. Ütemterv készült a törvény alapján elvégzendô feladatok végrehajtására annak érdekében, hogy a 2001. január 1-jére tervezett piacnyitást a reguláció hiánya ne késleltesse. Idôszerû ezért annak áttekintése, hogy a piacnyitás hogyan érinti a piaci szereplôket, közöttük az MVM Rt.-t mint leendô közüzemi nagykereskedôt és az átviteli hálózat gazdáját. DR. GERSE KÁROLY A piacnyitást megelôzôen a piaci szereplôk biztonsága érdekében még lényeges elemzéseket kell elvégezni, különösen a befagyott költségek nagysága, az ezt befolyásoló tényezôk vizsgálata és az ezzel összefüggô piacszervezés érdekében.
zófiai okból adódnak (nem kizárva az esetleges rendszertervezési pontatlanságokat, pl. a nagyobb fogyasztói igények elôrejelzését sem). u A megújuló erôforrások minél nagyobb mértékû kihasználása érdekében a vízerômûvek nem a csapadékban legszegényebb idôjárású évek vízhozamára épültek, miközben ezen idôszakokra a fogyasztók ellátásához szükséges hôerômûvi kapacitások is rendelkezésre állnak. Ezen kívül az egyes országok az ellátásbiztonság és a tüzelôanyagok világpiaci áringadozásából adódó elônyök kihasználása érdekében többletkapacitásokat építettek be. Ezen többletkapacitások fogyasztói igények megjelenése esetén kedvezôen kihasználhatók (különösen, ha a befektetés az eszközök leírásával már a piacnyitást megelôzôen megtérült). u A biztonságos ellátáshoz szükséges tartalékokat nem országos, vagy szabályozó körzeti méretekben tervezték, hanem minden társaságnak a saját fogyasztói igényeit és berendezéseit figyelembe véve kellett a tartaléktartási követelményeket kielégíteni.
Piaci verseny: ki kit gyôz le A liberalizáció elsôsorban a piaci verseny bevezetését jelenti, különös tekintettel arra, hogy a verseny jobban szabályoz, mint az állami közigazgatás. A verseny során érvényesülô piaci mechanizmusok hatékonyságnövekedést, ezáltal költség- és árcsökkenést eredményeznek. A verseny több szinten jelenik meg. A fogyasztók versenyeznek a legolcsóbb forrásokért, akár közvetlenül a szabad kapacitással rendelkezô erômûvekért, akár áttételesen – kereskedôkön keresztül – a hazai és az import beszerzési lehetôségekért. A termelôk versenyeznek szabad kapacitásaik lekötéséért, a kereskedôk pedig meglévô fogyasztóik megtartásáért, vagy új fogyasztók megszerzéséért. Nyilvánvaló, hogy egy ilyen verseny csak akkor lehet eredményes, ha a termelôknél többletkapacitások állnak rendelkezésre, azaz a rendszer a szükséges fogyasztói igények mértékéhez képest túlépített. A verseny bevezetésére egy adott helyzetben fokozatosan kerül sor. Ebbôl következik, hogy hatásai másként jelennek meg rövid és hosszú távon. Rövid távon jelentôs árcsökkenés tapasztalható. Ez egyrészt a termelôk versenyébôl adódik: a liberalizációt megelôzôen is jelentôs többlet kapacitások vannak a különbözô rendszerekben. Ugyanakkor a kereskedôk is jelentôs árengedményeket adnak saját korábbi, piacnyitás elôtti profitjaiknak csökkentésével. Indokolt azonban annak vizsgálata, hogy a többletkapacitások a rendszertervezôk felelôtlensége, az államigazgatással, szabályozó hatósággal történt összejátszásuk következtében alakultak-e ki, vagy valamilyen más ok áll a háttérben. A közismert elemzések alapján a többletkapacitások két, elsôsorban biztonsági, filo-
A piacnyitással a tervezési irányelvek módosításra kerülnek (NSZK-ban pl. nem társasági, hanem országos szinten biztosítva a szükséges tartalékokat, jelentôs tartalék kapacitás csökkenés érhetô el [1]). A piaci verseny a piacnyitást követôen a közgazdaságtanból ismert csaknem minden fejlôdési fokon átmegy. Kezdetben a kialakuló árak lényegében csak a tüzelôanyagköltségeket fedezik. A társaságok közötti éles verseny a piactársak kiszorítására, a mûködési költségek csökkentésére irányul és felvásárlásokkal, összeolvadásokkal jellemezhetô, mint az a jelenlegi EU-tagállamok gyakorlatában megfigyelhetô. Vannak olyan vélekedések, hogy középtávon Európában csak néhány, nagy integrált társaság marad, a kisebb szereplôk vagy beolvadnak ezekbe, vagy megszûnnek. A piaci szereplôk konszolidációjával, a többletkapacitások csökkenésével az árak növekednek, majd néhány év után a piaci szereplôk átmeneti stabilizációjával kialakuló oligopolium állapotban az árak ismét elérhetik a befektetések megtérüléséhez szükséges teljes költséget.
Ft/kWh Határköltség Általános költségek, profit Leírások, hitelkamat Személyzet, karbantartás
Német piac 4,47/5,59 HUF/kWh
Tüzelôanyag Energiatörvény változása
Liberalizáció elsô hatásai
Versenyelôny 2002
Éles verseny
2005-2008 Globalizáció, oligopolium
Forrás: Dr. H. Aly, WASA Energy
1. ábra Piacnyitást követô stabilizáció
A
M A G Y A R
V I L L A M O S
M Û V E K
K Ö Z L E M É N Y E I
2 0 0 0 / 1
6
L I B E R A L I Z Á C I Ó
E L Ô T T
1. táblázat Szlovák és cseh import-export
Szlovák kereskedelem CˇEZ export
GWh
1997
1998
2000
2001
2002
2002
2003
-3591
-4082
-221
-100
1300*
2500*
2200*
2190
3056
5674
8000*
* Piaci elôrejelzés
Hosszú távon a stabilizáció tovább folyhat mind a piaci szereplôk társasági szerkezetében, mind a többletkapacitások leépítésével. Ezen idôszakban az árak megfelelnek az adott idôszak technológiai színvonalából adódó hosszú távú határköltségeknek, de átmenetileg a jelenlegi forráshiányból, vagy hosszú távon nem becsülhetô váratlan igénynövekedésekbôl adódó, az átlagköltségeket többszörösen meghaladó spot piaci árak is kialakulhatnak. Ezen idôszakban lehetségessé válik a kereskedelmi („merchant”) erômûvek piaci döntéseken alapuló létesítése is. Dr. Aly [2], mint azt az 1. ábra mutatja, az átmeneti idôszakot 2005–2008-ig becsüli, és csak ezt követôen jön létre az átmenetileg stabilnak tekinthetô oligopolium állapot. A felvásárlások során a felvásárolt társaságok ára akár a jelenlegi társasági érték kétszeresét is elérheti [4].
exportárakra (más esetekben a versenypiaci árakra is) csak keresztfinanszírozás esetén van mód. Ugyanakkor a mûködôképes régi, leírt eszközök állandó költsége nagyon alacsony, így keresztfinanszírozás nélkül is képesek a jelenlegi alacsony versenypiaci áron versenyezni (több országban a piacnyitás elôtti nyereség terhére írták le az eszközöket). A régióbeli legalacsonyabb értékesítési árakat az elôrejelzôk a belchatowi (Lengyelország) lignittüzelésû erômûre becsülik 2,8 Ft/kWh-s értékkel. Nyilvánvaló, hogy a tényleges piaci árak ezeknél az értékeknél kissé nagyobbak lesznek, mivel a piacra jutási költségeket is meg kell téríteni. Ha a magyar reguláció ezt a fajta keresztfinanszírozást a közüzemi és versenypiaci szektorok között kizárja, elképzelhetetlen
lesz, hogy a magyar termelôk vagy nagykereskedôk az elôbbihez hasonló, olcsó árakon tudnának bekapcsolódni a térségünkben folyó piaci – ki, kit gyôz le – versengésbe. Az elôbbiekbôl következik a kezdeti versenypiac egy másik paradoxonja, egy adott régióbeli fogyasztóknak biztosított, a hoszszú távú határköltséghez viszonyított árelônyöket egy másik régió fogyasztói, állampolgárai vagy gazdasági társaságai fizetik (vagy fizették) meg. Az árcsökkenés részben nem technológiai, hatékonyságbeli (azaz komparatív) elônyökbôl, hanem a bürokratikus szabályozás különbözôségébôl adódik. Egy adott országbeli reguláció elôsegítheti vagy nehezítheti az ottani erômûvek (és az azokra alapozó) kereskedôk piaci tevékenységét. A hazai fogyasztóknak az árcsökkenés kedvezô, nemzetközi versenyképességüket javítja, és nyilvánvaló, hogy ezt ki kell használni. Azonban ügyelni kell arra, hogy ez ne a hazai reguláció szigorúbb feltételei mellett mûködô hazai társaságok ellehetetlenülésével járjon, mert ebben az esetben könynyen visszájára fordulhat az importból történô ellátás (a versenytársak kiszorítását követôen a késôbbiekben a kínálatnál na-
2. táblázat
HUF/kWh
Tüzelôanyag-költség (58% hatásfok, 620 Ft/GJ gázár, alapterhelés)
Többletforrások a hazai piacon A hazai villamosenergia-fogyasztók szempontjából versenyképes többletforrásokat rövid távon elsôsorban az importforrások jelentenek (az olcsó hazai erômûvek eddig is a lehetôségek szerinti maximális kihasználással üzemeltek). Anélkül, hogy kitérnénk minden szóba jöhetô importforrásra, a szlovák és a cseh villamosenergia-import -export tevékenység példáján kívánjuk bemutatni a lehetséges olcsó import nagyságrendjét és okát. Mint az 1. táblázatból látható [3], az elmúlt idôszakban Szlovákia jelentôs mennyiségben importált villamos energiát. A közeljövôben a Mohi Atomerômû üzembe helyezésével nettó importôrbôl nettó exportôrré válik a 2003. és 1998. évi értékeket összevetve, mintegy 6000 GWh piaci kínálatnövekedéssel, amelynek ára ugyan nem ismert, de a jelenlegi nagykereskedelmi tapasztalatokat figyelembe véve nem lehet messze a régiónkbeli átlagos szabadpiaci áraktól, mivel magasabb árak esetén nem lenne lehetôség a villamos energia piaci értékesítésére. A CˇEZ esetében, amely korábban is nettó exportôr volt, várhatóan a Temelini Atomerômû üzembe helyezése, valamint a régebbi széntüzelésû erômûvek környezetvédelmi retrofitja eredményez többletforrásokat, mintegy 5000 GWh nagyságrendben. Gazdasági vizsgálatokból közismert, hogy az új atomerômûvek ára többszörösen magasabb a jelenlegi mértékadó kombinált ciklusú egységek árainál. Így olcsó A
M A G Y A R
V I L L A M O S
3,85
Villamosenergia-ár
6,85
Kihasználással súlyozott villamosenergia-ár
7,60
Piacra jutás költsége
0,80
Termelési és kereskedelmi költségek együtt
8,40
3. táblázat Források meglévô erômûvekbôl
Beépített teljesítôképesség, MW
Kereskedelmi üzem
Kelenföldi Erômû
136
1996. január
Dunamenti G2
241
1997. április
Mátrai Erômû
3·216(+25)
1998–2000
Paksi Atomerômû
75
1999–2002
Források meglévô erômûvekbôl
Beépített teljesítôképesség, MW
Kereskedelmi üzem
Csepeli Erômû*
390
2000. november 1.
Újpesti Erômû
110
2001. július 1.
Fônix
185
2004
4. táblázat
Kispest
110
2004
Debreceni Erômû**
95
2000
* Üzemi próbák, üzembe helyezés alatt ** TITÁSZ-beruházás
M Û V E K
K Ö Z L E M É N Y E I
2 0 0 0 / 1
L I B E R A L I Z Á C I Ó
E L Ô T T
7
tatja – fokozatosan az elôbbi, európai tendenciának megfelelô erômûvek létesítése jellemzi. Ez a folyamat már a 80-as évek végén megkezdôdött és a kapacitás tender eredményeként üzembe kerülô berendezésekkel is folytatódik. Ugyanakkor a meglévô erômûvi egységeknél is hatékonyságjavulás következik be, részben a kiadható teljesítmények növekedésével, részben az üzemviteli tulajdonságok javulásával. A versenyképtelen egységek fokozatos leállításával, az eldöntött korszerûsítések és befektetések megvalósításával csökkenô költségû, versenyképes portfolió jön létre.
gyobb keresletre tekintettel az import ára tartósan meghaladhatja a hosszú távú határköltségeket).
A „Benchmark” erômû Az elôzôekben többször hivatkoztunk arra, hogy a villamosenergia-árakat hosszú távon a hosszú távú határköltség (LRMC) határozza meg. Ebbôl a szempontból Európában általánosan elfogadott, hogy a legkorszerûbb technológiát képviselô kombinált ciklusú gázturbinás erômûvek költsége jelenti a határköltséget. Ugyanakkor ezen egységek összehasonlítását is befolyásolja, hogy az egyes országok a gázárakat különféleképpen szabályozzák (megadóztatják vagy hazai elôfordulás esetén bányajáradékkal terhelik), másrészt a beruházás formájától függôen (kereskedelmi vagy kétoldalú szerzôdésekkel lekötött erômûrôl van szó) különbözô finanszírozási költségek jelentkezhetnek. A 2. táblázatban bemutatott példaszámítás alapján is megállapítható, hogy az alapterhelésre vonatkozó átlagos villamosenergia-ár az egyes országokban közel azonos (csak utalnék rá, hogy a hazai kapacitástenderen nyertes egységek átlagos ára is a táblázatbeli szinten volt), ugyanakkor jelentôs különbség lehet a tényleges értékesítési költségekben, mivel kereskedelmi erômûvek esetén a berendezések kihasználása nem garantálható, ezen túlmenôen a piacra jutatást is jelentôs költségek terhelhetik. A politikusok és a regulátorok a hosszú távú szerzôdés nélküli, kereskedelmi megfontolások alapján létesített „merchant” erômûvektôl várják a megszûnô kapacitások kiváltását, a jövôbeli többletigények kielégítését a jelenlegihez viszonyítva alacsonyabb árakon. Mivel ezen, úgynevezett kereskedelmi erômûvek lényegesen nagyobb kockázatokkal bírnak, a nyilvánosságra került adatok szerint a beruházás befektetô által fedezett hányadának lényegesen nagyobbnak kell lennie (a jelenleg szokásos 25% helyett 50% fölött), ezen túlmenôen a bankok a nagyobb kockázatokra tekintettel lényegesen magasabb kamatmarzsokat, esetleg rövidebb futamidôt kérnek a finanszírozásért. Így a finanszírozással kapcsolatos költségek az ilyen erômûveknél a szerzôdésekkel lekötött erômûvekhez viszonyítva jóval nagyobbak. Ebbôl adódik egy további paradoxon, a versenypiacon tevékenykedô erômûvek költsége a szerzôdésekkel lekötött erômûvek költségeihez viszonyítva minden versenypiaci késztetés – és regulátori feltételezések – ellenére nem csökken, hanem növekszik. Az erômûvek piaci pozícióját ezen túlmenôen az adott ország gazdasági helyzete, adórendszere is befolyásolja. Ugyanaz az erômû, ugyanazon a földgázbázison ebbôl adódóan akár 1-2 Ft/kWh-val drágább vagy olcsóbb lehet az adott országbeli feltételrendszertôl függôen. A Magyarországon megvalósuló erômûvi összetételt – mint a 3. és 4. táblázat mu-
Befagyott költségek A már liberalizált országok piaci gyakorlatából közismert, hogy a felesleges kapacitások egy része a versenypiacon nem értékesíthetô. Ha ezekre vonatkozóan a korábbiakban közérdekû kötelezettségvállalások történtek, akkor a tulajdonosokat kártalanítani kell. Ezzel összefüggésben rögzíteni kell, hogy a magyar villamosenergia-rendszer nem túlépített. Ezen túlmenôen a hosszú távú szerzôdésekben lekötött garantált átvé-
tel (2. ábra) lényegesen kisebb az elôre jelezhetô fogyasztói igényeknél. Ennek ellenére a piacnyitást követôen a magyar villamosenergia-rendszerben is megjelenhetnek a felesleges kapacitások, döntôen nem a magyar rendszer túlépítettségébôl, hanem államigazgatási beavatkozásból (pl. integráción kívüli szenet felhasználó erômûvek üzemeltetése, vagy a rendezetlen hôszolgáltatási kérdések átmeneti megoldása a leselejtezésre tervezett erômûvek továbbüzemeltetésével), illetve az elôzôekben bemutatott rendkívül kedvezô áru import versenypiaci értékesítésébôl. A befagyott költségek, mint a késôbbiekben bemutatjuk, általában nem a jelenlegi, hanem a piacnyitással, mint új feltételrendszerrel kialakuló árakhoz viszonyítva jelentenek többletköltséget. A korábbi kötelezettségvállalások következményei így csökkentik a piacnyitás hatásainak érvényesülését. A versenypiacon a fogyasztók vagy a kereskedôk érdekeltek lesznek bármilyen villamosenergia-forrás lekötésében, amelynek ára a nagykereskedô átlagos értékesítési áránál kisebb. Így a villamosenergia-import részaránya – tekintettel a rendkívül kedvezô kínálatokra – a jelenlegihez viszo-
TWh/év 37
33
29
Energiaigény, TWh/év
2008
2006
2004
2002
1998
2000
25
Garantált átvétel, TWh/év
2. ábra Energiaigények és garantált átvételek
7,9
HUF/kWh
TWh
7,7
6 5
7,5
4
7,3 3 7,1 2
6,9
1
6,7 6,5
Átlagár piacnyitás nélkül, Ft/kWh
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
1998
2000
0
Átlagár piacnyitással, Ft/kWh
Befagyott energia
3. ábra Átlagár változása a piacnyitás hatására és a garantált átvételbôl befagyó energiamennyiség
A
M A G Y A R
V I L L A M O S
M Û V E K
K Ö Z L E M É N Y E I
2 0 0 0 / 1
8
L I B E R A L I Z Á C I Ó
12
E L Ô T T
Milliárd Ft/év
10 8 6 4 2
Szerzôdéshosszabbításból
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
0
Átlagár-különbözetbôl
Kényszerértékesítésbôl
4. ábra A befagyó költségek
nyítva megnô, feltehetôen a rendelkezésre álló átviteli kapacitások mértékéig. Ebbôl adódik, hogy a korábban lekötött, ill. leszerzôdött források egy része befagy. Az erre vonatkozó, az MVM Rt. munkaszervezete által készített, valamint az ezt kiegészítô, szakértôi elemzések alapján megállapítható, hogy befagyó költségek (4. ábra): u részben – a szénbázisú hôszolgáltatások ellehetetlenülésének megelôzésére lekötendô – többletkapacitásokból (1998. évi jelenértéken mintegy 22 Mrd Ft nagyságrendben); u részben az MVM Rt. által lekötött portfolió kihasználásának csökkenésébôl (3. ábra) adódó átlagár-emelkedésbôl (mintegy 6075 Mrd Ft nagyságrendben), illetve a take or pay alapon lekötött garantált átvétel egy részének (ábrában: befagyott energia) kényszerértékesítésébôl (a rövid, illetve középtávú határköltségek mint piaci versenyár figyelembevételétôl függôen 10-45 Mrd Ft nagyságrendben) adódnak. A törvénytervezet az átállási költségek fogalmát definiálja, ez azonban tágabb fogalom a befagyott költségeknél, magában foglalja a piacszervezés, a társasági átalakítás, a szerzôdésmódosítások költségeit is. A nemzetközi gyakorlatot figyelembe véve többféle finanszírozási megoldás is alkalmazható [5]. Ennek módját azonban az államigazgatás által végzett részletes vizsgálat alapján kell eldönteni, különös tekintettel a várható átállási költségek nagyságára és arra vonatkozóan, hogy milyen módon, meddig és kik viselik ennek terheit. Egy ilyen elemzésnek tisztáznia kell, hogy: u van-e az árrendszerben még a nyitás elôtt elrendezendô ügy (pl. erômûvek és bányák bezárása, a jelenlegi árszabályozás által el nem ismert költségek stb.), u mi legyen a kalkuláció bázisa (rövid vagy hosszú távú határköltség), u milyen elv szerint kell kalkulálni a befagyó költségeket (nettó bevételkiesés), u mi válhat befagyó költséggé (pl. hosszú lejáratú megállapodások), u mekkora legyen a kalkulációs idôszak (hosszú távú szerzôdések idôtartama, vagy meghatározott idôtartam, pl. 10 év), A
M A G Y A R
V I L L A M O S
u mely piaci szereplôk költségei vehetôk figyelembe, u hogyan történjék az utókalkuláció, u kik és milyen módon viselik a befagyott költségeket, u ki gyûjti be és ki kezeli a befolyó forrásokat (létre kell-e hozni erre a célra egy alapkezelôt), milyenek legyenek a be- és kifizetési szabályok, milyen legyen az alap mûködési rendje. Nincs egységes álláspont a tekintetben, hogy a befagyó költségek térítésében mind a feljogosított, mind a fel nem jogosított fogyasztók részt vegyenek-e (a hálózati díjelemekbe beépített, eltérô nagyságrendben). Elképzelhetô, hogy az importálók a határátvezetési díjon, a piacra lépôk a piacra lépési díjakon keresztül biztosítanának további forrásokat, míg a kényszerértékesítésbôl adódó befagyó költségek meghatározása a tényleges piaci áralakulás függvényében történne. A termelôi versenypiac határárát a beszerzési források ára határozza meg. Mindaddig, amíg a legdrágább import ár alacsonyabb a legolcsóbb hazai egység határköltségénél, a versenypiaci határár is a legdrá-
40
gább import ára lesz. Csak abban az esetben növekszik nagyobbra a határár, ha a szükséges igények import forrásokból már nem elégíthetôk ki. Ebben az esetben a határárat a még éppen szükséges legdrágább hazai forrás átlagos költsége határozza meg. A piacnyitás hatását az átlagos termelôi értékesítési árakra az 5. ábra mutatja. A 2006-os feltételezett helyzetet bemutató ábra alapján megállapítható, hogy az igények kismérvû növekedésével és a forrásösszetétel változásával az átlagos ár kismértékben csökken. Amennyiben a hosszú távú szerzôdésekkel lekötött nagykereskedelmi portfolióból csak a garantált átvétel értékesítésére van lehetôség, ennek átlagára nyilvánvalóan megnövekszik (ez adja a befagyott költség egyik elemét). A közüzemi és versenypiaci energiaértékesítés eredôben nagyon alacsony átlagára még a befagyott költségek figyelembevételével is kedvezôbb, mint a szerzôdéses portfolióból adódó ár (mivel a feltételezett versenypiaci átlagár kisebb, mint a portfolióban szereplô legdrágább energiaköltség). Hangsúlyozni kell, hogy a befagyó költségek a jelenlegi összköltségekhez viszonyítva nem jelentenek többletköltséget minden esetben, csupán azt, hogy a fogyasztók egy részének ellátása nem a teljes költségeket fedezô árakon, hanem – importforrások esetén – kereszttámogatás, vagy a korábban megvalósított vagyonleírás eredményeként a forrásokat biztosító erômûvek változó költségein történik. A piacnyitás eredményeként elért megtakarítás vagy kifizetendô többletköltségek és a befagyott költségek nagysága nem csak a piacnyitás mértékétôl, a versenypiaci átlagártól, hanem a befagyott költségeket eredményezô portfolió kezelésétôl is függ. Az erre vonatkozóan (2006-ra) elvégzett vizsgálatok alapján abban az esetben, ha a szerzôdéses portfolióból a keresztfinanszírozás megakadályozására nem lehetséges a versenypiaci értékesítés – mint azt a 6. áb-
TWh/év
Ft/kWh
8 7,5
30
7 6,5
20
6 5,5
10
5 4,5
0 1998 tény
Garantált átvétel
Energiaértékesítés
Energiaértékesítés versenypiacon
Átlagos ár
5. ábra Átlagár változása a beszerzés függvényében
M Û V E K
K Ö Z L E M É N Y E I
4 Kényszerértékesítéssel
2 0 0 0 / 1
L I B E R A L I Z Á C I Ó
30 000
Millió Ft/év
E L Ô T T
Ft/kWh
7,4 7,3
25 000
7,2
20 000
7,1 15 000 7,0 10 000 6,9 5000
6,8
0
6,7 4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0 6,6
-5000
20 000
Ft/kWh
Millió Ft/év
7,5 7,4
15 000
7,3 7,2
10 000
7,1 7,0
5000
6,9 6,8
0 4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
6,7
7,4
6,6
-5000 PIACI ÁR Többletköltség
Befagyott költség
Piaci ár
6. ábra A piacszervezés hatása a befagyó költségekre
szág által (6 PTA/kWh) figyelembevett öszszehasonlító árnál (9. ábra). Az átlagár alapján a beszerzési portfolió megfelelô kihasználás esetén versenyképes a „benchmark” erômûvekkel is. Ebbôl következik, hogy a jelenlegi dömpingárak normalizálódását, a villamosenergia-iparág stabilizálódását követôen az MVM Rt. által lekötött portfolió versenyképes lesz más villamosenergia-rendszerekkel (hacsak azoknál
ra felsô része mutatja –, lényegesen nagyobb a befagyott költség, mint abban az esetben, ha a versenyképes portfolió elemek többlet energiát értékesíthetnek a versenypiacon. Ugyanakkor a piacnyitás nélküli esethez viszonyított többletköltség (vagy az ábrákon szereplô példában 5 Ft/kWh versenypiaci ár alatti negatív többletköltség: a nyereség) a két esetben közel azonos. Többen felvetik, hogy az MVM Rt. által lekötött portfolió versenyképtelen. Összehasonlításként bemutatjuk az angol poolban kialakult beszerzési árakat, illetve a befagyott költségek vizsgálatához Hollandia, NSZK és Spanyolország által a brüsszeli Bizottságnak hivatalosan elôterjesztett termelôi ár értékeket. A 7-8. ábrákon látható pool árak azt is bizonyítják, hogy egy stabilizálódott piacon a piacnyitást követôen nem következik be azonnal termelôi árcsökkenés. (1990–1993. – a mennyiségi súlyozás figyelembevételével – 1990–1995. között növekedtek a termelôi átlagárak.) A hazai villamosenergia-rendszer átlagos beszerzési árai még a befagyott kapacitások figyelembevételével is alacsonyabbak a pool árainál és a portfolió megfelelô kihasználása esetén a Bizottságnak bejelentett német (62 DM/MWh), holland (70 Gulden/MWh) árak közelében vannak és kismértékben alacsonyabbak a Spanyolor-
12,00
9 az eltérô szabályozás következtében nincs lehetôség az állandó költségek más források terhére történô elszámolására, illetve a vagyonleírás nem történt meg még a piacnyitást megelôzôen). A portfolióban szereplô egységek megfelelô kihasználásával (a portfolió által biztosított versenypiaci többletértékesítés lehetôvé tételével) gyakorlatilag befagyott költség csak 6 Ft/kWh alatti versenyár esetén jelentkezik (10. ábra) és ilyen értékesítés esetén a fogyasztói átlagár is lényegesen alacsonyabb annál az átlagárnál, amely a portfolióból történô versenypiaci értékesítés tilalma esetén adódna (11. ábra). Az ábrákból látható, hogy piacnyitás esetén (amennyiben a piacon 5,5 Ft/kWh-nál olcsóbb források rendelkezésre állnak), az átlagár akár a versenypiaci értékesítés lehetôvé tétele, akár annak tilalma esetén alacsonyabb lesz a teljesen hazai portfolióból történô ellátás 7,04 Ft/kWh körüli átlagáránál. Az is belátható, hogy a versenypiaci értékesítés tilalma esetén az átlagár lényegesen nagyobbra nô, mint a teljesen hazai forrásból történô ellátás esetén. Így a hoszszú távú szerzôdésekkel lekötött portfolió legjobb kihasználása mind a feljogosított, mind a közüzemi fogyasztók részére elônyös lenne. Az elôbbiekbôl adódóan a portfolió ki nem használt kapacitásainak versenypiaci értékesítését a szóba jöhetô lekötött egységek energiadíján vagy versenypiaci áron lehetôvé kell tenni. Ezzel a 3. ábrán látható befagyott energia versenyképes része piaci áron kerülhet értékesítésre és így lényegesen kisebb befagyott költséggel kell számolni. Ugyanakkor a közüzemi portfolió és a versenypiac között látszólag keresztfinanszírozás valósul meg. A regulációnak azt kell biztosítani, hogy a befagyó költségek megfelelô terhelésével mind a közüzemi, mind a versenypiaci fogyasztók részesedjenek a piacnyitás átlagár csökkentô hatásából, és a versenypiaci értékesítés átlátható legyen. Ez utóbbi feladatot a szabá-
Ft/kWh (1998. 01. 01.)
11,00 10,00 9,00 8,00 7,00
6,00 1990/91
1992/93
SMP
PPP t=SMP+CP
1994/95
1996/97
PSP=PPP+Uplift
7. ábra Pool árak változása
A
M A G Y A R
V I L L A M O S
M Û V E K
K Ö Z L E M É N Y E I
2 0 0 0 / 1
L I B E R A L I Z Á C I Ó
Ft/kWh
10,00 9,00
8,00 7,00
6,00 1990/91 PPP idô
1992/93
1994/95
1996/97
PPP volumen
8. ábra Idôben és beszerzési mennyiségben átlagolt pool-árak összehasonlítása. SMP – a rendszer határára, a legdrágább még szükséges forrás ajánlati ára; PPP– a pool vásárlási ára, a kapacitáshiányos idôszakokban fizetett (CP) felárral növelt vásárlási ár; PSP– a pool eladási ára, a rendszerirányítási költségekkel (Uplift) növelt nagykereskedelmi ár
Szabályozott piac
M A G Y A R
Ft/kWh (1998. 01. 01.)
10,5 10
PPP min.
9,5
PPP max.
9 8,5 8 7,5 7 6,5 Németország
Magyarország
6
9. ábra Az MVM Rt. beszerzési portfoliója átlagárának összevetése tény és feltételezett árakkal
25 000
Millió Ft/év
Ft/kWh
20 000
Annak ellenére, hogy Magyarországon hosszú távon nincsenek többletkapacitások, és az importból történô beszállítás is korlátozott, átmenetileg mindenképpen kialakulnak teljesítményfeleslegek. Ezek piacra juttatására még a várható kezdeti kis forgalom ellenére is – mint az elôzôekben a befagyott költségek elemzésével összhangban bemutattuk – indokolt a célszerûen szabályozott piac létrehozása. A szabályozott piaci tevékenység azonban másfajta termelôi mentalitást igényel. A piaci vevôket nem érdeklik az erômûvek állandó és változó költségei, a jelenlegi szerzôdéses rendszerben megszokott különféle díjelemek. A szabályozott piacon történô értékesítés során A
egyetlen jellemzô a mértékadó, a termelô vagy a kereskedô által ajánlott villamos energia eladási ára (12. ábra). A szabályozott piaci tevékenység vagy a versenypiaci beszerzés a fogyasztóktól is
Pool
lyozott piaci értékesítés elôírása megoldhatja. A mûködési modell módosítása, ezen belül a befagyó költségek kezelése indokolttá teszi a hosszú távú szerzôdések módosítását is. Ezen belül elsôsorban a regulációból és a piaci szereplôk feladatainak, jogosítványainak változásából adódó, döntôen a jogszabályok, új Üzemi Szabályzat, árszabályozás figyelembevételével átvezethetô módosításokat kell érteni. Ezen túlmenôen azonban elsôsorban a szolgáltatókkal fennálló szerzôdések vonatkozásában a közüzemi fogyasztói szektor nagyságának folyamatos bizonytalanságából, illetve a közüzemi célra lekötött, de a közüzemi fogyasztók által nem igényelt termelôi kapacitások versenypiaci értékesíthetôségének biztosításából adódó változásokat is figyelembe kell venni. Érdemi tárgyalásokra csak a regulációs rend alapelemeinek végleges körvonalazódását követôen, a szerzôdéses felek kölcsönös érdekeit figyelembe véve kerülhet sor. Államigazgatási döntés a szerzôdések újratárgyalását nem kényszerítheti ki, ugyanakkor a „clausula rebus sic stantibus” elve alapján az államigazgatás a szerzôdô felekre kötelezô döntéseket is hozhat.
másfajta gondolkodásmódot kíván. Eddig a villamos energia hatóságilag jóváhagyott díjelemei minden költséget fedeztek. A jövôben a természetes monopóliumként megmaradó (átviteli, elosztási, rendszerirányítási, rendszerszintû tartalékolási stb.) tevékenységek díjai külön megjelennek, ezek minden értékesíteni, fogyasztót ellátni kívánó kereskedô számára azonosak lesznek, így a piaci versenyben a hatásos villamos energia ára és a kereskedô költségei, profitigényei lesznek a mértékadók. Több hazai elemzô úgy véli, hogy a villamosenergia-árak Európában tapasztalt csökkenése Magyarországra is jellemzô lesz. Ezzel összefüggésben a következôket kell megfontolni. u A hazai végfelhasználói villamosenergiaárak még az 1999. július 1-jei tarifarendezést követôen is lényegesen alacsonyabbak (13. ábra) a nyugat-európai átlagos árakhoz viszonyítva (ugyanakkor magasabbak a régiónkban lévô volt szocialista országok árainál). u A hazai végfelhasználói villamosenergiaárak szerkezetét vizsgálva megállapítható, hogy az árkülönbözet a külföldi árakhoz vi-
Spanyolország
11,00
E L Ô T T
Hollandia
10
V I L L A M O S
7,3 7,2
15 000
7,1
10 000 7,0 5 000 6,9
0 4,5
5
5,5
6
6,5
-5 000
6,7
-10 000 Piaci ár Ft/kWh Többletköltség
Befagyott költség
Átlagár értékesítéssel
Átlagár értékesítés nélkül
10. ábra Többletköltség, befagyott költség, átlagár portfolió versenypiaci értékesítése esetén
M Û V E K
6,8
K Ö Z L E M É N Y E I
2 0 0 0 / 1
L I B E R A L I Z Á C I Ó szonyítva elsôsorban az átvitel-nagykereskedelem-elosztás-szolgáltatás értéklánc elemekben jön létre. Mint az elôzôekben a „benchmark” erômûvel összefüggésben megjegyeztük, és részletesen is bemutattuk, a hazai termelôi átlagár nagyságrendben a versenytárs termelôk árszínvonala nagyságrendjében van. Így az árkülönbözet döntôen abból adódik, hogy a nyugat-európai gyakorlat jobban elismeri a villamos energia szállítási, kereskedelmi és fogyasztó szolgálati tevékenységek költségeit, kockázatát és jogos nyereségét, mint a magyar reguláció. A külföldi fogyasztóknál jelentkezô árcsökkenés és ennek piaci szereplôkre gyakorolt hatása régiónként és értékesítési szektoronként eltérô. A skandináv piacra vonatkozó adatok alapján [4] 1996 januárja és 1999 áprilisa között a nyereségek mértékében az 5. táblázat szerinti csökkenések következtek be. Megállapítható, hogy a nagy piaci verseny következtében a fogyasztók valóban jelentôs árengedményben részesültek, ugyanakkor a piacon tevékenykedôk költségeit is fedezô árak csökkenése az elôbbiekbôl adódóan elsôsorban a kereskedelmi, fogyasztószolgálati profitok csökkentésével az egyes fogyasztói csoportoknál eltérô mértékben jelentkezett. Magyarországon a helyzet eltérô, mivel a jelenlegi árszabályozás alapján a nagykereskedelmi és szolgáltatói árrésekbe a kereskedelmi kockázatok fedezetére nyereség nem került beépítésre. A VET alapján tervezett unbundling következtében a közüzemi nagykereskedôk (beleértve a szolgáltatókat is) eszközvagyon nélküli társaságok lesznek, így a jövôben a kereskedelmi kockázatok nem fedezhetôk a jelenlegivel azonos módon, az állóeszközvagyon amortizációja és nyeresége terhére. Ezért a jövôben mind a közüzemi, mind a versenypiaci nagykereskedôk árrésébe kényszerûen be kell építeni a kockázati alapot és a kereskedelmi tevékenység árrését. Ennek nagyságát a diszkrimináció elkerülésére nyilvánvalóan a versenytársakkal azonosan kell megszabni. A német piacra vonatkozó becslések – mint a 6. táblázat mutatja – alapján megállapítható, hogy a liberalizáció következtében 2002-ben várható árak nagyságrendben a magyar árszínvonalnak fognak megfelelni. A lakossági fogyasztókra vonatkozó, közleményekbôl (European Power Daily) megismerhetô jelenlegi árszínvonal, mint az a 14. ábrán látható, a jelentôs piaci verseny ellenére még mindig közel kétszerese a hazai háztartási fogyasztói áraknak (az adókat is figyelembe véve). Az elôbbiekbôl következôen Magyarországon az eddigi integrált társaságok szétválásából egyes költségelemek szükségszerû beépítésébôl adódóan az átviteli, elosztási, kereskedelmi költségek növekednek. Így az EU-tagállamokban tapasztalt kiszolgálási költségcsökkenéssel szemben kényszerû költség-
7,4
E L Ô T T
11
Ft/kWh
7,3 7,2 7,1 7,0 6,9 6,8 6,7 6,6 4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
Piaci ár, Ft/kWh Portfolió átlagára
Átlagár értékesítés nélkül
Átlagár értékesítéssel
11. ábra Átlagárak összehasonlítása a portfolió versenypiaci értékének tilalma és engedélyezése esetén
Ft/kWh
Fogyasztói igény
Eladási ajánlatok
Rendszerár Vételi ajánlatok
Szerzôdött mennyiség MW Felajánlott/igényelt mennyiség
• spot piac • szabályozási és teljesítményeltérési piac • pénzügyi piac (heti, havi, téli, átmeneti, nyári, szezon) 12. ábra Szabályozott piac
Ft/kWh
Magyarország
Csehország
Lengyelország
Szlovákia
Horvátország
Ausztria
Németország (West)
Franciaország
7500 kWh 2500 kWh
1300 kWh 5000 kWh
40 35 30 25 20 15 10 5 0 Össz. fogy.: 1200 kWh – éjszakai: – kWh
3500 kWh 1300 kWh
20000 kWh 8000 kWh
13. ábra Különbözô, nem lakossági fogyasztói kategóriák fogyasztási árainak összehasonlítása (1998. január 1-jei állapot)
A
M A G Y A R
V I L L A M O S
M Û V E K
K Ö Z L E M É N Y E I
2 0 0 0 / 1
12
L I B E R A L I Z Á C I Ó
E L Ô T T
5. táblázat Bruttó nyereség átlagos csökkenése (euró/MWh)
Nyereségtartalom (euró/MWh) (1999. április)
Bruttó nyereség átlagos csökkenése (%)
Ipar
1,2
0,4
79
Kereskedelem
6,4
1,1
85
11,0
4,0
73
Tarifális fogyasztók
6. táblázat Integrált társaságok a német piacon
Átlagár (HUF/kWh)
Nagykereskedelem
1998 2002
8,82–9,62 7,92–8,48
Egyedi nagyfogyasztók
1998 2002
14,14–19,79 11,31–12,44
Tarifális fogyasztók
1998 2002
29,41–29,97 19,23–22,62
DM/év
1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200
6000
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
Fogyasztás, kWh/év Yellowstrom (EnBw) Bayernwerk I.
RWE Magyar háztartások
Bayernwerk II.
14. ábra Háztartási fogyasztói árak összehasonlítása
növekedés jelentkezik, ezért a végfelhasználói árak alakulása attól függ, hogy a forrásoldali (szabályozott?) piaci versenyben rövid távon bizonyosan bekövetkezô árcsökkenés ellensúlyozni tudja-e a kiszolgálási költségek növekedését. További bizonytalanságot jelent, hogy a forrásoldali verseny hatását melyik fogyasztói csoport hogyan tudja kihasználni, amit a reguláció a befagyott költségek árelemekbe történô beépítésével, allokációjával is befolyásolhat.
Nemzetközi összeköttetések A magyar villamosenergia-rendszer a nemzetközi összeköttetéseit tekintve az egyik legnyitottabb rendszer Európában. Elméletileg – mint azt a 15. ábrán megadott elméA
M A G Y A R
V I L L A M O S
leti import kapacitások bemutatják – a teljes magyar villamosenergia-igény behozható lenne külföldrôl. Ugyanakkor ezen elméleti átviteli kapacitásokat különbözô üzemviteli megállapodások, illetve a háttérrendszerek
átviteli kapacitásai, az azokon megvalósuló szállítások korlátozzák. Mindezt figyelembe véve azzal számolhatunk, hogy Ukrajna irányából mintegy 450 MW, Ausztria és Szlovákia irányából 400-600 MW teljesítménynyel importálható villamos energia Magyarországra. Az ukrán importot az is befolyásolja, hogy az ott megvalósított irányüzem jellemzôibôl adódóan az importálandó villamosenergia-mennyiségre 100%-ban le kell kötni hazai szekunder és tercier tartalékokat, amelyeknek többletköltségei lényegesen megnövelhetik az importbeszerzés nagyon kedvezô árát. A román és jugoszláv összeköttetések jelenleg csak exportra vehetôk igénybe, tekintettel arra, hogy ezen országok nem mûködnek párhuzamosan együtt az UCTE villamosenergia-rendszerrel. A rendelkezésre álló átviteli kapacitásokat a szerzôdések típusa, és a biztonságos ellátáshoz szükséges átviteli kapacitástartalékok figyelembevételével sorolni kell. Egy lehetséges sorrendet a 7. táblázat mutat. Ezen sorrenden belül azonban megfelelô kapacitásokat kell biztosítani a spot és a szabályozott piaci igények kielégítésére is. A rendszerirányítónak mielôbb nyilvánosságra kell hozni az elôbbiek figyelembevételével még rendelkezésre álló szabad kapacitásokat. Ezek hiányában a piaci szereplôk nem tudnak érdemben felkészülni a piacnyitásra. A fogyasztók olcsóbb villamos energiával történô ellátása érdekében fontos annak elemzése, hogy a magyar átviteli hálózat versenyképes-e más országok átviteli hálózataival. Az összehasonlítást a 16. ábra mutatja, ahol az MVM Rt. átviteli hálózatára vonatkozó, a jelenlegi árszabályozás által rögzített értéket ábrázoltuk, összehasonlítva a Haubrich professzor által bemutatott értékekkel [7]. Ez alapján megállapítható, hogy a magyar villamosenergia-rendszer átlagos átviteli díjai jelenleg (feltehetôen az alulértékelt állóeszközvagyon, az árakban el nem ismert új távvezetékelemek eredményeként) alacsonyabbak a nyugat-európai országokban elôforduló értékek többségénél. Politikus körökben általános az a vélemény, hogy az egységes európai villamosenergia-piac még nem jött létre. Technikailag az egyes tagállamok korábban is együttmûködtek, ugyanakkor nemzetközi összeköttetések nem kereskedelmi célokra,
7. táblázat Prioritás 1
UCTE-tartalék (természetes áramlás, üzemzavari kisegítés stb.)
2
Hosszú távú szerzôdések
3
Éves szerzôdések
4
Rövid távú kétoldalú megállapodások
5
Spot-megállapodások
6
Szabályozott piac
M Û V E K
K Ö Z L E M É N Y E I
2 0 0 0 / 1
L I B E R A L I Z Á C I Ó
13
2966 MW Ukrajna
1031 MW Szlovákia
Sajóivánka Borsodi Tiszalö
Felsôzsolc
Kisvárd
Mátrai Göd
Tiszapalkonyai Det
Oroszlányi
Tisza II.
Zugló Bp.
Debrece
Ajkai E.
Dunaújváro Söjtö
0 MW Szlovéni
Toponár
Békéscsab
Paksi Szege Sándorfalv
538 MW Horvátorszá
Pécsi
538 MW
Kereskedelmi kérdések, piacszervezés
750 kV 400 kV 220 kV Alállomás Erômû 120 kV-on kooperál
Szolno
Hévíz
A VET-tervezetbôl megismerhetôen a szolgáltató társaságokat és az MVM Rt.-t is több társasággá kell szétválasztani. Külön társaságban kell mûködtetni a természetes monopóliumhoz kapcsolódó tevékenységet, az átviteli és elosztóhálózat üzemeltetését, illetve a közüzemi nagykereskedelmet (szolgáltatást), valamint a versenypiaci ke-
538 MW Románia
15. ábra Nemzetközi összeköttetéseink
a piacnyitás miatti igények kielégítésére, hanem elsôsorban az ellátásbiztonságot elôsegítô feladatokra létesültek. A piacnyitás bekövetkezett, a technikai és kereskedelmi reguláció azonban megmaradt a korábbi, piacnyitás elôtti szinten. A fogyasztók a regulációban biztosított jogaikkal élve szabadon kötnek kereskedelmi megállapodásokat, más országokban lévô termelôkkel és kereskedôkkel és sajnos, gyakran elfelejtik értesíteni a rendszerirányítókat – különösen a tranzitáló országok esetén – ezen ügyletekrôl. Így jelenleg a távvezetékek esetenként lényegesen nagyobb villamosenergia-forgalmat bonyolítanak le, mint amire a rendszerirányítók számítanak. A gyakorlati tapasztalatok alapján úgy véljük, hogy az átviteli hálózatok szempontjából Európában egységes villamosenergia-piac mûködik. A 17. ábra bemutatja, hogy egységnyi lengyelországi betáplálást és görögországi felhasználást feltételezve milyen többletáramok alakulnak ki a nemzetközi összeköttetéseken. Az elméleti számítások alapján látható, hogy az észak-dél irányú szállítás ellenére a villamosenergiaforgalom több mint 50%-a kelet-nyugat irányban indul, és mintegy 11%-a még Franciaországot is megjárja. Így bármilyen kereskedelmi megállapodás – ha az két külön országban lévô partner között születik – befolyásolhatja a teljes európai villamosenergia-rendszer áramlását, a rendelkezésre álló szabad, átviteli kapacitások nagyságát. Mindezek alapján úgy véljük, hogy mielôbb szükséges lenne a piacnyitás követelményeinek megfelelô, egységes európai mûszaki és kereskedelmi szabályozás véglegesítésére, ezen belül u a kötelezô technikai elôírások kidolgozására (az UCTE együttmûködés szabályai, az ellátásbiztonság kérdései stb.); u információcsere szabályozására (ki, kinek, milyen információt ad); u az átvitel szabályozására (kereskedelmi engedélyezés, árszabályozás, elszámolás, számlázás stb.);
1
c/kWh, átviteli díj
0,8
0,6
0,4
0,2
Vezetékhasználat
Hollandia
NSZK
Finnország
Anglia
Ausztria
0
Rendszerszintû szolgáltatások
Veszteségek
16. ábra Tranzitdíjak összehasonlítása
17. ábra Villamosenergia-forgalom egységnyi koncentrált forrás és felhasználás hatására
A
M A G Y A R
V I L L A M O S
M Û V E K
K Ö Z L E M É N Y E I
2 0 0 0 / 1
Magyarország
Dunamenti
Albertirs
Svédország
Inotai
Spanyolország
Gyôr
Portugália
Bánhidai
u nemzetközi összeköttetéseket érintô hálózatfejlesztések szabályozására (technikai elôírások, finanszírozás, költségviselés stb.). Mindezek hiányában a kereskedelmi forgalom növekedése veszélyezteti az ellátásbiztonságot és nem nyújt lehetôséget a megfelelô fejlesztések elvégzésére.
Norvégia
1031 MW Ausztria
E L Ô T T
L I B E R A L I Z Á C I Ó
Közüzemi import
14
E L Ô T T
Beszerzési portfolió
T E R M E L Ô K
Közüzemi nagykereskedô
Közüzemi források többlete
Közüzemi fogyasztók
Közüzemi szolgáltatók
Közüzemi források hiánya
EXPORT Opcionális piac
Kereskedô (MVM)
Feljogosított fogyasztó I M P O R T
Kereskedô (ÁSZ)
Kereskedô
Beszerzési portfolió
Közüzemi nagykereskedô (MVM)
T E R M E L Ô K
Import portfolió
18. ábra Kapcsolatrendszer opcionális piac (pool) esetén
Közüzemi források többlete
Közüzemi szolgáltatók
Közüzemi fogyasztók
EXPORT Kötelezô pool
Kereskedô (MVM)
Feljogosított fogyasztó I M P O R T
Kereskedô (ÁSZ)
Kereskedô
19. ábra Kapcsolatrendszer kötelezô piac (pool) esetén
Közüzemi nagykereskedô
Termelô
Közüzemi szolgáltatók
ÜSZ kereskedelmi megállapodás fizetés számla ellenében
Átviteli hálózatüzemeltetô
elszámolási, számlázási alapadatok szolgáltatása
Elosztóhálózatüzemeltetô
Rendszerirányító ÜSZ
ÜSZ
utasítási jog (ÜSZ/szerzôdés alapján)
20. ábra A szerzôdéses rendszer
A
M A G Y A R
V I L L A M O S
M Û V E K
K Ö Z L E M É N Y E I
2 0 0 0 / 1
reskedelmet. A közüzemi és versenypiaci kereskedôkön túlmenôen a független rendszerirányító is végez kereskedelmi tevékenységet, a rendszerszintû szolgáltatások forrásainak beszerzésére, illetve ezen szolgáltatások fogyasztók, termelôk, kereskedôk részére történô értékesítésére. A jelenlegi VET-tervezet szerinti reguláció lehetôvé teszi, hogy a közüzemi nagykereskedô feleslegeit versenypiaci kereskedôk, külföldi vásárlók vagy tôzsde részére értékesítse, hiány esetén a forrásokat versenypiaci forrásokból vagy importból kiegészítse. Ily módon gyakorlatilag a közüzemi nagykereskedô tevékenységi lehetôségei megegyeznek a jelenlegi szállítói mûködési engedélyhez kapcsolódó kereskedelmi jogosultságokkal. A közüzemi nagykereskedô részére egyetlen versenypiaci tevékenység: a feljogosított fogyasztók közvetlen ellátása tiltott. A szabályozás a közüzemi szolgáltatók tekintetében ilyen jogosultságokat nem rögzít, ugyanakkor a feljogosított fogyasztó ellátásának a tilalma ezen társaságok vonatkozásában is érvényesül. Ezen mûködési modell kereskedelmi kapcsolat rendszerét a 18. ábra mutatja. A befagyott költségekkel összefüggésben bemutattuk, hogy a végfelhasználói átlagárak csökkentése és a meglévô kapacitások kihasználása szempontjából az a legcélszerûbb, ha a lekötött portfolió kihasználatlan forrásai a versenypiacon értékesíthetôk. A portfolió tulajdonosának ebben az esetben is lehetôsége van arra, hogy az egyes kereskedôk vagy a tôzsde felé másféle eladási árakat alkalmazzon, így a kereskedôk piaci pozícióját befolyásolja. Ebbôl a szempontból kedvezôbb megoldásnak tûnik az, hogy a közüzemi források többlete csak a szabályozott piacon – és ebben az esetben minden piaci szereplô részére kötelezôen – kerüljön értékesítésre (19. ábra). Így a közüzemi források többletének értékesítési ára átlátható lesz és nem lesz mód diszkriminációra az egyes piaci versenytársak irányába. Kötelezô pool elôírása esetén azonban minden kereskedônek, termelônek vagy fogyasztónak ezen a piacon kellene értékesítenie, illetve beszereznie villamosenergiaigényét. A piaci szereplôk közötti szerzôdéses kapcsolatrendszer lényegesen bonyolultabbá válik, különös tekintettel arra is, hogy a hozzáférés engedélyezését a rendszerirányító végzi, így részére kereskedelmi adatokat kell szolgáltatni, míg a méréseket nem a kereskedôk fogják lebonyolítani, így számláik kiállításához más piaci szereplôktôl kell a mérési, elszámolási alapadatokat beszerezni (20. ábra). Az MVM Rt. úgy véli, hogy közüzemi nagykereskedôként a közüzemi szolgáltatók részére teljes körû szolgáltatást biztosít, tehát az átviteli hálózatüzemeltetô és a rendszerirányító a közüzemi villamosenergia-igények kielégítése során alvállalkozóként mûködne közre. A fogyasztóknak a wattos villamosenergia-igények kielégítése mellett a következô szolgáltatásokat is igénybe kell venniük:
L I B E R A L I Z Á C I Ó
E L Ô T T
lesz, döntôen a regulátor által elismert költségek és ezen piaci szereplôk tevékenységének minôségbiztosítása fogja befolyásolni az ellátásbiztonságot. Így e tekintetben a kereskedôk a fogyasztók felé elkötelezettségeket nem tehetnek. Magyarországon – mint azt a 8. táblázat mutatja – a termelôk döntô többségben, a szolgáltatók pedig teljes mértékben nagy nyugati villamosenergia-társaságok tulajdonában vannak. Ezek a társaságok a piacnyitás során szerzett ismereteiket nyilvánvalóan a hazai társaságaik mûködtetésénél is alkalmazzák. Az anyavállalatok és a magyar leányvállalatok között a versenypiacon értékesítendô árak tekintetében a profit-maximumot biztosító átcsoportosítást is végrehajthatnak.
u rendszerirányítás (beleértve a rendszerszintû mérés-elszámolás költségeit is); u rendszerszintû szolgáltatások (tartalékok, black start, üzemzavari kisegítés); u kiegyenlítô szabályozás (csak a menetrendtôl eltérôk részére); u átviteli hálózat igénybevétele (G, L erômûvi, ill. fogyasztói/szolgáltatói csatlakozási, T hálózathasználati és veszteségtérítési, H határátvezetési díjelemekkel); u elosztóhálózat igénybevétele; u közüzemi nagykereskedelem (mûködési költségek, árrés és kockázati elemek); u közüzemi szolgáltatás (mûködési költségek, árrés és kockázati elemek). Ezen belül a közüzemi, és a versenypiaci szektorban értékesített azonos szolgáltatásoknál (mint például rendszerirányítás, rendszerszintû szolgáltatások, hálózatok igénybevétele stb.) azonos díjtételeket kell alkalmazni. Ehhez az átviteli hálózat igénybevételére készülô nemzetközi elôírásokat célszerû figyelembe venni. Az elôbbiekbôl adódóan feljogosított fogyasztókat megnyerni árversenyben csak a legkedvezôbb források biztosításával, a kereskedelmi árrés minimalizálásával lehetséges. Az a kereskedô fogja megnyerni a legtöbb fogyasztót, amelyik tevékenysége optimalizálásával, piacismerettel, kockázatkezeléssel a legkisebb árat tudja biztosítani, jóllehet a fogyasztók az ellátásbiztonságot, a kiszolgálást, a kapcsolódó szolgáltatások minôségét, teljességét esetenként fontosabbnak ítélik, mint a villamos energia árát. Úgy véljük, hogy az MVM Rt. ebben a versenyben a régióbeli kereskedelmi tapasztalataival, piacismeretével kedvezô helyzetbôl indul. A fogyasztóknak a kereskedelmi partnerük megválasztásánál figyelembe kell venniük, hogy az ellátás minôségét nem a kereskedôk, hanem elsôsorban a hálózatüzemeltetôk és rendszerirányítók fogják meghatározni. Mivel ezen tevékenységek ára a továbbiakban is szabályozott
8. táblázat Termelôk
Társaság
Paksi Atomerômû Rt. (1510 MW)
MVM Rt.
Dunamenti Erômû Rt. (1800 MW)
Tractabel
Mátrai Erômû Rt. (580 MW)
RWE+EnBW
AES-Tisza Erômû (750 + 190 MW)
AES
Budapesti Erômû Rt. (130 +100 +100 MW)
Fortum+Tomen
Szolgáltatók
A
ELMÛ (8 TWh/év)
RWE+EnBW
ÉMÁSZ (4,5 TWh/év)
RWE+EnBW
ÉDÁSZ (6 TWh/év)
EdF+Bayernwerk
DÉDÁSZ (3,6 TWh/év)
Bayernwerk
TITÁSZ (3,2 TWh/év)
Bayernwerk
DÉMÁSZ (3,2 TWh/év)
EdF
M A G Y A R
V I L L A M O S
M Û V E K
15 A társasági szerkezet szolgáltató oldalon már jelenleg is a formálódó európai villamosenergia-ipari stabilizáció várható végsô állapotát tükrözi. Így a magyar piacra belépô új szereplôk (kereskedôk) várhatóan igen nagy ellenállással találkozhatnak, ami még az elôzôekben bemutatott – az árrésekben eddig elismert költségelemek szempontjából – nagyon kedvezôtlen hazai adottságok mellett is kedvezô lehet a fogyasztók számára.
IRODALOM [1] Zuverlässigkeit elektrischer Versorgungssysteme, Leistungsreserve im Verbundbetrieb. DVG, Heidelberg, február 1997 [2] Dr. Herbert Aly: Assessing The Opportunities For Profitable Power Production and Distribution In A Liberalised German Energy Sector. Power 2000, Barcelona, 2000. február 9–10. [3] Financial Times East European Energy Report [4] Drs. M. A. van Dijk: Die Liberalisierung des westeuropäischen Elektrizitatsmarktes. VGB KraftwerksTechnik, 1/2000, page 32–39. [5] Dr. Vissi Ferenc: A befagyó költségek. Politika és gyakorlat, Tanulmány, 1999. december 5. DTI Consulting [6] Review of electricity trading arrangements, Background paper 1, Electricity trading arrangements in England and Wales. Offer, February 1998 [7] Dr. Univ.-Prof. Dr. Ing. H.J. Haubrich, Dr.–Ing. W. Fritz, Dipl.–Ing. H. Vennegeerts: Study on Cross-Border Electricity Transmission Tariffs by order of the European Commission, DG XVII/C1. Final Report Aachen, April 1999 [8] Hivatkozás nélkül Salomon Smith Barney és Dresdner Kleinwort Benson piaci elemzések, illetve sector overview
K Ö Z L E M É N Y E I
2 0 0 0 / 1
