Kedvező árak a spanyol és portugál tendereken
A megújulók piacát sokkolta a 2019-es júliusi portugál PV tender eredménye. Az kialakult átlagár 20.33 EUR/MWh volt, még a legalacsonyabb nyertes ajánlat 14.76 EUR/MWh. A portugál aukciós rendszer működési elve alapján, a megítélt összegek nem a nagykereskedelmi áron felül járnak a termelőknek, hanem a nyertes ajánlatok a tényleges eladási árak. Viszonyítási alapként, a 2020 decemberi németországi aukción kialakult átlagár 51 EUR/MWh volt, mely európai viszonylatban jó eredménynek számít, míg a 2021-es magyarországi aukció átlagára a nagy méretkategóriában 47 €/MWh, a kis méretkategóriában 61 €/MWh volt, melynek eredményeiről mi is írtunk egy korábbi blogposztunkban.
Látható tehát, hogy a különbség nem elenyésző, a portugál aukció jelentősen alacsonyabb árakat eredményezett az Európában eddig megszokottnál. Az eredmények láttán sokakban felmerülhetett, hogy csak egy egyszeri, speciális indokokkal magyarázható jelenségről van szó, 2020 és 2021 azonban rácáfolt a kétkedőkre. A második portugál aukció új világrekordot hozott 2020 augusztusában, ugyanis a legalacsonyabb nyertes ajánlat 11.14 EUR/MWh volt, megdöntve a korábbi Abu Dhabi által tartott rekordot. Ezt követően a 2021-es többtechnologiás spanyol aukció eredményezett a portugálhoz nagyon hasonló árakat, itt az átlagár 24.47 EUR/MWh, míg a legalacsonyabb nyertes ajánlat 14.89 EUR/MWh lett.
Mégis úgy tűnik, a rekord alacsony árak valamilyen oknál fogva csak az Ibériai félszigetre korlátozódtak, ugyanis Európa egyéb napos vidékein 2020-2021-ben nem születtek a spanyol és a portugálhoz hasonlítható eredmények. A legutóbbi 2021-es olasz többtechnológiás aukción 68.6 EUR/MWh-ás ajánlattal csak egy győztes PV projekt volt, míg a 2020-as görög többtechnológiás aukció átlagára 49.81 EUR/MWh lett a naperőművekre.
Jelen írásunkban arra a kérdésre keressük a választ, milyen tényezőknek, milyen mértékben köszönhető, hogy az Ibériai-félsziget megújuló aukciós árai messze alulmúlják Európa többi részét.
Intenzív verseny
A megújuló aukciók elsődleges célja, hogy a versenyző alternatívák közül a lehető legköltséghatékonyabb kerüljön ki, illetve hosszútávon az, hogy a verseny a költségek csökkentésére ösztönözze a piaci szereplőket. Ezért, egy aukciós mechanizmus csak abban az esetben működhet jól, ha a verseny intenzitása megfelelő. Azt, hogy az adott piacon kialakul-e verseny, több tényező is meghatározza: milyen a megújuló szabályozási környezet, vagy az aukciós dizájn. Jelen írásunkban nem térünk ki részletesen arra, hogy milyen tényezők okozhatnak alacsonyt versenyt egy megújuló aukción, csak annak hatásait elemezzük.
A verseny hiánya komoly hatással lehet a megújuló tenderek sikerességére, a költségeket jelentősen meghaladó árakat eredményezhet. Ennek szemléletes példája a német szélerőművek esete, ugyanis a szeles aukciókon a szabályozási akadályok és a lakosság erőteljes ellenállása okán nagyon kevés az induló, az adott tenderen meghirdetettnél jellemzően jóval kevesebb kapacitásra érkezik ajánlat. Az alacsony verseny eredményeként az átlagos ajánlati ár, az adminisztratív úton meghatározott maximum ajánlati ár felé kezdett konvergálni.
Szintén alacsony a verseny az egyébként napos olasz és görög megújuló piacokon. A görög aukción volt némi verseny, ugyanis a kiosztott majdnem 615 MW szél- és naperőművi kapacitáson felül nagyjából 10 MW kapacitás nem nyert az aukción. Az olasz esetben még kedvezőtlenebb a helyzet, ugyanis itt a meghirdetett teljes 1.16 GW kapacitásra mindösszesen 831 MW-nyi ajánlat érkezett, melyből egy volt napos projekt.
Az Ibériai-félsziget aukcióin azonban teljesen más kép rajzolódik ki. A 2019-es portugál aukción 1.15 GW kapacitást osztottak ki, melyre összesen majdnem 10.2 GW-nyi ajánlat érkezett, de a 2020-as aukción is tízszeres volt a túljelentkezés. A 2021-es spanyol aukción pedig 3 GW-nyi kapacitásra érkezett több mint 9 GW-nyi ajánlat, vagyis ebben az esetben is háromszoros túljelentkezésről beszélhetünk. Látható tehát, hogy mindkét ország esetében nagyon nagy az érdeklődés a megújuló aukció iránt, ezért csak a legköltséghatékonyabb projektek valósulhatnak meg, a kialakuló verseny erőteljesen leszorítja az árakat.
A verseny önmagában azonban nem elégséges magyarázat a drasztikusan alacsony árakra. A 2020 decemberi német PV aukción 936 MW-nyi ajánlat érkezett a meghirdetett 264 MW kapacitásra, míg a magyar nagyméretűaukción is 5.3-szoros volt a túljelentkezés, mégsem látunk az Ibériai-félszigethez hasonló alacsony árakat.
Aukciós árak modellezése
Annak érdekében, hogy az intenzív versenyen felül azonosítsuk az Ibériai-félsziget alacsony aukciós árainak okát, két olyan országot hasonlítunk össze, melyek esetében a verseny intenzitása megfelelő, és kellő mennyiségű adat áll rendelkezésre ahhoz is, hogy modellezéssel számszerűsítsük a különböző tényezők árcsökkentő hatását. A két választott ország, Spanyolország, illetve Németország, ahol évvégén tartották 2020 hetedik PV aukcióját.
A két ország esetében az AURES II. projektben a REKK és a Dán Műszaki Egyetem (DTU) által kidolgozott aukciós modellel, valamint a REKK villamosenergia-piaci modelljével végeztünk számításokat. Az első modell egy tökéletes versenyzői környezetben, a megújulók költségei, az aukciós dizájn, illetve egyéb országspecifikus tényezők (például súlyozott tőkeköltség) mellett számolja ki adott kapacitású megújuló-erőmű számára az ideális ajánlati árat. A modell a jövőbeli nagykereskedelmi ár tökéletes ismeretét feltételezi (mely természetesen a valóságban nem áll fenn, így növelve a befektetők kockázatát), melyet az európai villamosenergia-piaci modellel jeleztünk előre. A modellezés segítségével összehasonlíthatóak a német és spanyol megújuló tenderek eredményei.
A számítások bemutatása előtt azonban fontos felsorolni, hogy melyek azok a legfontosabb tényezők melyek befolyásolhatják az aukciós eredményt és az általunk végzett modellezési módszertan révén számszerűsíthető a hatásuk. Ezen tényezők, melyek hatásmechanizmusát az eredmények ismertetésénél fogjuk részletesen bemutatni, a következőek:
- beruházási és működési költségek
- finanszírozási lehetőségek (súlyozott tőkeköltség)
- aukción résztvevő kapacitás átlagos nagysága (méret)
- támogatási időszak hossza
- naperőművek kihasználtsága (kapacitástényező)
- kiegyensúlyozással kapcsolatos költségek
Végezetül annak érdekében, hogy modellezési eredmények hitelesnek tekinthetők legyenek, fontos azt is megvizsgálni, hogy a kiszámolt optimális ajánlati árak milyen viszonyban vannak a valóságban ténylegesen kialakult aukciós árakkal. Az ezzel kapcsolatos számításainkat az 2. táblázat foglalja össze.
Mint látható, az aukciós modell számítása alapján a németországi optimális aukciós ár a bevitt inputértékek és a jövőbeli várható árak figyelembevételével 51.63 EUR/MWh, mely szinte tökéletesen egybeesik a decemberi német PV tender átlagárával, mely 51 EUR/MWh volt. A spanyol esetben két becslést is végeztünk a bemeneti értékek bizonytalansága miatt. A bizonytalanság leginkább a kapacitási tényező (mely azt mutatja meg, hogy a beépített kapacitáshoz viszonyítva mennyi energiát képes ténylegesen előállítani az erőmű, amit jelentősen befolyásol, hogy mennyire napos egy adott terület), illetve a súlyozott tőkeköltség. A spanyol kapacitástényező területenként jelentősen eltérhet, átlagosan 20% fölötti, de bizonyos területek esetén a 22-25%-ot is elérheti. A spanyol súlyozott tőkeköltség pedig Roth és társai [1] még nem publikált friss elemzése szerint 3% és 9% százalék közötti.
A bizonytalanságból fakadóan a spanyol ajánlati árkalkuláció során két forgatókönyvet is megvizsgáltunk, az egyikben (átlagos), 22%-os kapacitási tényezőt és 6%-os tőkeköltséget, illetve a másikban (optimista), 25%-os kapacitási tényezőt és 3%-os tőkeköltséget feltételeztünk. Az eredmények alapján az átlagos értékek a valóságnál jelentősen magasabb optimális ajánlati árat eredményeznek (38.26 EUR/MWh), ezzel szemben a valósággal szinte teljesen megegyező (23.61 EUR/MWh-ás) árat kaptunk, amikor az optimista értékeket vettük alapul. A későbbi számítások során ezért az optimista forgatókönyvből indulunk ki. Az, hogy az optimista értékek adták vissza a valósághoz közeli eredményt, értékelésünk szerint azzal magyarázható, hogy (ha fennáll az intenzív verseny), az aukció során a legköltséghatékonyabb erőművek kerülnek ki győztesen, vagyis azok, amelyeket a legkedvezőbb helyre, a legkedvezőbb finanszírozási feltételek mellett építenek.
Aukciós árat befolyásoló tényezők számszerűsítése
Az elemzés során az „optimista” spanyol forgatókönyv inputértékeiből indulatunk ki, és a vizsgált értékeket egyesével, külön-külön módosítottuk a német értékre. Vagyis amikor a kapacitástényező hatását vizsgáltuk, akkor a spanyol esetben használt 25%-ot a német 15%-os értékre módosítottuk, és így vizsgáltuk meg, hogy az adott faktor milyen mértékben járul hozzá az alacsony spanyol árakhoz. A számítás eredményeit az 1. ábra foglalja össze. A táblázatban a negatív értékek azt mutatják, hogy a spanyol aukción a vizsgált faktor következtében alacsonyabb, míg a pozitív értékek azt, hogy magasabb ár alakul ki, mint a német esetben. A táblázat értelmezésénél fontos kiemelni, hogy a mért hatások nem feltétlenül additívak, vagyis például a kapacitásfaktor és a méret változtatása külön-külön nem feltétlenül az együttes változtatás hatásával megegyező összeget ad.
Az ábráról megállapítható, hogy a 6 elemzett tényezőből három a spanyol aukció alacsonyabb árait segíti elő, míg 3 faktor viszonylatában a spanyol tender hátrányban van a némettel szemben. Az, hogy a spanyol ár mégis jelentősen alacsonyabb, annak az eredménye, hogy a három árcsökkentő faktor hatása jóval nagyobb abszolút értékben, mint az árnövelő faktoroké.
A kapacitástényezők (a kapacitások kihasználási tényezője azt mutatja meg hogy éves átlagban, mekkora kihasználtságot érhet el az erőmű a teljes kapacitáshoz viszonyítva) különbségének hatása a legjelentősebb. Míg Spanyolországban az optimista forgatókönyvekben 25%-ot feltételeztünk, addig Németországban ez az érték mindössze 15%. Vagyis a legfontosabb árcsökkentés tényező az, hogy Spanyolország földrajzi adottságából fakadóan jóval naposabb; ez önmagában majdnem 22 EUR/MWh-os különbségért felelős.
A második legfontosabb elem az aukción résztvevő erőművek átlagos üzemmérete. Az európai megújuló aukciókra jellemző, hogy a kiírás általában meghatározza az aukción potenciálisan induló megújuló erőművek maximális méretét. Németország naperőművi aukciójának esetén a maximum kapacitás 10 MW. Az Ibériai-félsziget ettől eltérő gyakorlatot követ, ugyanis sem a portugál, sem a spanyol aukció nem élt felső kapacitáskorláttal. Ezért míg a decemberi német PV tenderen az átlagos kapacitás körülbelül 6 MW volt, addig a spanyol aukción 80 MW, a második portugál aukción 112 MW volt az átlagos üzemméret.
A méretgazdaságosság következtében a nagyobb üzemméret jellemzően kisebb egységköltséget eredményez, vagyis minél nagyobb egy erőmű, annál gazdaságosabban termel. A spanyol és a német átlagos üzemméret összevetése során a modellezési eredmények azt mutatják, hogy a jóval magasabb spanyol átlagkapacitás nagyjából 12 EUR/MWh-ás árelőnyt okoz.
A harmadik árcsökkentő tényező a spanyol erőművek beruházási (CAPEX) és működési költség (OPEX) előnyéből fakad. Az IRENA adatbázisa alapján míg egy spanyolországi erőmű beruházási költsége 0.68 millió EUR/MW, addig Németország esetében ez az érték meghaladja a 0.8 millió EUR/MW-ot . A modellezés alapján a beruházási és működési költségekből fakadó spanyol árelőny körülbelül 5.5 EUR/MWh.
A kiegyenlítő költségek, a támogatási időszak hossza, valamint a finanszírozási költségek az a három tényező, amelyeknél a spanyol aukció hátrányban van a némettel szemben. Az Európai Bizottság tanulmánya alapján a kiegyenlítő költségek Spanyolországban jelentősen magasabbak, ez többletterhet ró a spanyol erőművekre, ugyanis az európai szabályozás értelmében, az újonnan épülő megújuló erőműveknek már a kiegyenlítő költségeiket is maguknak kell fedezni. A finanszírozás is olcsóbb Németországban, ugyanis míg a spanyoloknál a tőkeköltség optimista szcenárió esetén is 3%, addig Németországban a modellezés során 2.5%-ot feltételeztünk. Végezetül a spanyol rendszerben a támogatási időszak mindössze 12 év, szemben a 20 éves némettel. Mivel egy átlagos napelem élettartama 25 év, feltételezhető, hogy az erőmű nem fejezi be termelését a támogatási időszak végén. A modellezés során azt feltételeztük, hogy a támogatási időszak lejárta után az erőművek a PV-k számára elérhető nagykereskedelmi áron termelnek, mely kedvezőtlenebb, mint a támogatott periódusban elérhető ár, vagyis egy rövidebb támogatási időszak magasabb árajánlatra ösztönzi a termelőt. Piacralépéskor a PV termelő a piacon elérhető árat kapja meg, ami azonban jelentősen eltérhet a zsinór áraktól. Pl. egy nagyobb PV penetráció esetén a napenergia termelők a megnövekedett kínálatuk miatt jellemzően alacsonyabb árakkal fognak szembesülni a saját termelési óráikban, így csökken a ’saját órás’ áruk. Ezt nevezzük kannibalizációs hatásnak, amely becslések szerint 5-10 éves távlatban igencsak jelentős lehet. Mindhárom vizsgált tényező külön-külön 1-2 EUR/MWh hátrányt eredményez a spanyol aukció számára.
A kapott eredmények fényében végezetül egy olyan számítást is elvégeztünk, mely számszerűsíti a modell alapján elérhető optimális árat abban az esetben, ha a támogatási időszakot Spanyolországban is 20 évre növelnék, valamint a finanszírozási és kiegyenlítő költségek a némettel azonosak lennének. A modell alapján az így kapott optimális ajánlati ár 19.13 EUR/MWh lenne, mely érdekes módon még mindig magasabb, mint a spanyol aukció legalacsonyabb nyertes ajánlata, mely 14.89 EUR/MWh volt.
Konklúzió
Elemzésünk alapján elmondható, hogy bár a portugál és spanyol árak nagyon alacsonynak tűnnek, nagyságrendileg fundamentálisan igazolhatóak. Fontos persze kiemelni, hogy az általunk alkalmazott modell nem tudja figyelembe venni a piaci bizonytalanságot, mely alapvetően magasabb ajánlattételre sarkalhatja az aukción indulókat. Emiatt elképzelhető, hogy a legalacsonabb 20 EUR/MWh alatti ajánlatot adó erőművek nem lesznek nyereségesek, ám számításaink azt mutatják, hogy összességében közgazdasági alapon magyarázhatóak az alacsony ibériai árak.
Elemzésünkben három fő faktort azonosítottunk, melyek együttes hatása állhat az alacsony árak hátterében. Az első, hogy a portugál és a spanyol aukciókon észlelhető nagyon intenzív verseny egyrészt arra ösztökélte a termelőket, hogy a lehető legalacsonyabb árakkal induljanak, másrészt garantálta, hogy csak a legköltséghatékonyabb erőművek épülhessenek meg. A második, hogy az Ibériai-félsziget napsütéses adottságai nagyon kedvezőek, vagyis a napelemek jóval magasabb kihasználtsággal működhetnek. Számításaink szerint ez akár 22 EUR/MWh-ás előnyt is eredményezhet az aukción. Végezetül a spanyol és portugál aukciók kifejezetten a nagy erőműveknek kedvez, a tendereken az európai gyakorlattal szemben nincs maximum kapacitás. Emiatt az aukción résztvevők üzemmérete is jelentősen meghaladja az Európában jellemzőt. A modellezés alapján a nagy erőművek költséghatékonyságából fakadó árelőny is jelentős, nagyjából 12 EUR/MWh.
Ez a három tényező együttes jelenléte csak a spanyol és portugál piacokra jellemző, így értékelésünk szerint ennek köszönhető, hogy az Ibériai-félszigeten az európai átlagnál jóval alacsonyabb aukciós árak alakulhatnak ki.
[1] A. Roth, R. Brückmann, M. Jimeno, M. Dukan, L. Kitzing, B. Breitschopf, A. Alexander-Haw, A. L. Amazo Blanco (2021): Report on survey results and cash flow simulations – Risk landscape in the EU in relation to auctions, AURES II, Report D5.2
