Μοντέλο στόχος και ολοκλήρωση προθεσμιακών συναλλαγών, με φυσική παράδοση, στην αγορά επόμενης ημέρας

Στο άρθρο περιγράφεται μια ορθολογική μεθοδολογία υλοποίησης της φυσικής παράδοσης προθεσμιακών προιόντων μέσω της αγοράς επόμενης ημέρας (Day Ahead Market ή DAM). Η μεθοδολογία, που προτείνεται και παρουσιάζεται παρακάτω, αντιδιαστέλλεται με άλλη μη ορθολογική μεθοδολογία που οδηγεί σε στρέβλωση (distortion) της DAM και συνεπακόλουθο πρόβλημα ρευστότητας (liquidity problem).

Κατά την ημερομηνία ωρίμανσης του προθεσμιακού συμβολαίου (Forward Contract ή FC) πρέπει να γίνει, μέσω της DAM, η φυσική παράδοση του προιόντος. Έχουμε δύο εμπλεκόμενους: τον πωλητή (seller) του FC και τον αγοραστή (buyer) του FC. Ακόμα έχουμε μια ποσότητα V (MWh) του FC και μια τιμή FCP (€/MWh) του FC. Πρέπει μέσω της DAM να διασφαλιστεί η φυσική παράδοση της ποσότητας V στην τιμή FCP από τον πωλητή στον αγοραστή. Στόχος είναι αυτό να επιτευχθεί χωρίς να επηρεαστεί η ρευστότητα (liquidity) της DAM, δηλ. η ΟΤΣ (SMP) που θα προκύπτει να αντανακλά το πραγματικό βραχυπρόθεσμο οριακό κόστος παραγωγής ηλεκτρισμού (short term electricity marginal price). Η μεθοδολογία παρουσιάζεται στο παρακάτω Σχήμα 1.

Ο πωλητής του FC υποβάλλει στην DAM προσφορές δύο ειδών:  α) κανονικές τιμολογούμενες προσφορές όλων των μονάδων παραγωγής (γεννητριών) του χαρτοφυλακίου του με βάση το μεταβλητό τους κόστος (Variable Cost ή VC), β) μη τιμολογούμενες προσφορές αγοράς (non-priced/must take buy bids) που αντιστοιχούν στις ποσότητες όλων των FC που έχει συνάψει και τις οποίες πρέπει να παραδώσει φυσικά στους αντισυμβαλλόμενους αγοραστές. Λόγω των μη τιμολογούμενων προσφορών αγοράς «εγγυάται» ότι θα γίνει, μέσω της DAM, κύριος των ποσοτήτων, δηλ. θα αγοράσει από την αγορά τις ποσότητες που πρέπει να παραδώσει φυσικά στους αγοραστές των FC την επόμενη ημέρα.

Αντίστοιχα ο αγοραστής του FC κάνει για την ποσότητα του FC μια μη τιμολογούμενη προσφορά πώλησης στην αγορά (non-priced/must take sell bid). Μπορεί να το κάνει γιατί ο πωλητής του FC, όπως είπαμε, είναι σίγουρο ότι θα αγοράσει από την αγορά την ποσότητα V του FC την οποία και του μεταβιβάζει OTC (Over The Counter, δηλ. εκτός αγοράς) αντί της τιμής FCP. Ταυτόχρονα ο αγοραστής του FC κάνει στην DAM και την κανονική μη τιμολογούμενη προσφορά αγοράς (non-priced/must take buy bid) της ποσότητας του FC, προκειμένου αυτή να του παραδοθεί φυσικά την επόμενη ημέρα.

Στην συνέχεια η αγορά επιλύεται με κανονικές προσφορές όλων των γεννητριών του συστήματος, που βασίζονται στο πραγματικό μεταβλητό τους κόστος.

Οι χρηματοροές για τους εμπλεκομένους έχουν ως ακολούθως:

Ο πωλητής του FC πληρώνει στην αγορά την SMP (ΟΤΣ) για την απόκτηση της ποσότητας V του FC, όχι προερχόμενη απαραίτητα από δικές του γεννήτριες, δηλ. έχει χρηματοροή (–SMP*V). Στην συνέχεια «μεταβιβάζει» αυτή την ποσότητα OTC στον αγοραστή του FC αντί του ποσού FCP. Άρα ο πωλητής του FC έχει συνολική χρηματοροή (-SMP*V+FCP*V). Μέσω της OTC συναλλαγής ο αγοραστής του FC έχει αντίστοιχα χρηματοροή (-FCP*V). Ο αγοραστής του FC μέσω των δύο μη τιμολογούμενων προσφορών πώλησης και αγοράς της ποσότητας V στην DAM έχει επιπλέον χρηματοροή (SMP*V-SMP*V)=0. Επομένως η συνολική χρηματοροή για τον αγοραστή του FC είναι (-FCP*V). Την οικονομική συναλλαγή OTC μεταξύ πωλητή και αγοραστή του FC στην τιμή FCP την διεκπεραιώνει το Χρηματιστήριο Ενέργειας, δεδομένου ότι γνωρίζει τις ποσότητες των FC (γνωρίζει και τις τιμές) και την αντιστοίχισή τους μεταξύ πωλητών και αγοραστών από τις μη τιμολογούμενες προσφορές αγοράς και πώλησης (mirror bids στο Σχήμα 1) των εμπλεκομένων στα FC.

Αν μια γεννήτρια του πωλητή είναι “in the money”, δηλ. έχει μεταβλητό κόστος VC μικρότερο της SMP (VC<SMP) τότε θα ενταχθεί και θα λειτουργήσει. Έτσι θα παράξει την ποσότητα V και θα εισπράξει από την αγορά (SMP*V). Επομένως τελικά ο πωλητής θα έχει εισπράξει, για την φυσική παράδοση της ποσότητας V στον αγοραστή, (-SMP*V+FCP*V+SMP*V)=(FCP*V) με κόστος σε αυτήν την περίπτωση το μεταβλητό κόστος λειτουργίας της μονάδας του και συνολική χρηματοροή (profit δηλ. κέρδος) (FCP*V-VC*V).  Αν η γεννήτρια του πωλητή είναι “out of money”, δηλ. έχει μεταβλητό κόστος VC μεγαλύτερο της SMP (VC>SMP) τότε η γεννήτρια του πωλητή δεν θα ενταχθεί και δεν θα λειτουργήσει. Έτσι σε αυτήν την περίπτωση ο πωλητής θα έχει συνολική χρηματοροή (FCP*V-SMP*V)>(FCP*V-VC*V), δηλ. έχει κέρδος μεγαλύτερο από το να λειτουργούσε την δική του γεννήτρια για την φυσική παράδοση της ποσότητας V του FC στον αγοραστή. Για την φυσική παράδοση της ποσότητας V στον αγοραστή του FC έχει αγοράσει την ποσότητα V στην SMP φτηνότερα (από άλλες φτηνότερες γεννήτριες) από το να λειτουργούσε δικές του γεννήτριες.

Με αυτόν τον τρόπο διασφαλίζεται η φυσική παράδοση, μέσω της  DAM, προθεσμιακών προιόντων με τον οικονομικότερο τρόπο για τον πωλητή του FC και επίσης διασφαλίζεται η πλέον οικονομική λειτουργία του συστήματος, δηλ. το να λειτουργούν οι φτηνότερες σε κόστος γεννήτριες. Ταυτόχρονα αποφεύγονται η στρέβλωση και το συνεπακόλουθο πρόβλημα ρευστότητας της αγοράς, που δημιουργούνται αν υιοθετηθεί η παρακάτω δεύτερη μη ορθολογική προσέγγιση σύνδεσης της προθεσμιακής αγοράς με την αγορά επόμενης ημέρας.

Σύμφωνα με την δεύτερη προσέγγιση σύνδεσης των δύο αγορών, προθεσμιακής και αγοράς επόμενης ημέρας, ο πωλητής, προκειμένου να εξασφαλίσει την φυσική παράδοση του FC, δεσμεύει, ανεξαρτήτως κόστους, δικές του γεννήτριες των οποίων την ενέργεια προσφέρει στην αγορά σαν μη τιμολογούμενη. Οι γεννήτριες του πωλητή λειτουργούν την επόμενη ημέρα ανεξάρτητα αν με αυτόν τον τρόπο εκτοπίζουν άλλες φτηνότερες γεννήτριες από το να λειτουργήσουν. Η στρέβλωση και  το συνεπακόλουθο πρόβλημα ρευστότητας της αγοράς που δημιουργούνται, παρουσιάζονται αναλυτικά στο παρακάτω Σχήμα 2.

Σαν παράδειγμα θα αναφερθούμε σε μια συγκυρία τιμών του 2ου 15νθημέρου Μαρτίου 2016.

Υποθέτουμε ότι η ΔΕΗ έχει πουλήσει forward 800 MW και ότι από τις ανταγωνιστικές της μονάδες ΦΑ έχει διαθέσιμη μόνο μία, το Αλιβέρι 5, δηλ. 400 MW με κόστος περίπου 41 €/MWh.

Με την δεύτερη προσέγγιση η ΔΕΗ θα έπρεπε εκτός από τα 400 MW του Αλιβερίου 5 να λειτουργήσει για τα 400 MW που της λείπουν ακριβότερες λιγνιτικές της μονάδες με μέσο κόστος περίπου 46 €/MWh και να προσφέρει την ενέργειά τους σαν μη τιμολογούμενη. Εναλλακτικά θα μπορούσε να λειτουργήσει λιγότερο ανταγωνιστικές μονάδες της ΦΑ (Λαύριο 4 ή Κομοτηνή) με μέσο κόστος περίπου 47 €/MWh και να προσφέρει την ενέργειά τους σαν μη τιμολογούμενη.

Με την δική μας ορθολογική προσέγγιση, η ΔΕΗ τα 400 MW που της λείπουν μπορεί να τα αγοράσει από ανταγωνιστικές μονάδες ΦΑ ιδιωτών με κόστος αντίστοιχο του Αλιβερίου 5. Ταυτόχρονα αποφεύγεται και η στρέβλωση της αγοράς, δηλ. η ΟΤΣ (SMP) που προκύπτει αντανακλά το πραγματικό βραχυπρόθεσμο οριακό κόστος παραγωγής ηλεκτρισμού (short term electricity marginal price).