L'arbitraggio migliora sempre l'efficienza del mercato? Teoria e prove dai mercati sequenziali per l'elettricità

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Dagli anni '90, molti paesi hanno deregolamentato i propri mercati dell'elettricità. I produttori e distributori di elettricità partecipano alle aste nei mercati a termine e spot, che determinano l'allocazione della produzione e i prezzi all'ingrosso.

Una questione politica fondamentale per gli Stati Uniti e il resto del mondo è se gli operatori finanziari dovrebbero essere autorizzati a partecipare alle aste per arbitrare le differenze tra i prezzi a termine e spot. Allo stato attuale, tali commercianti – che non hanno la capacità fisica di generare o distribuire elettricità – sono vietati da molti mercati. Tuttavia, ciò potrebbe cambiare ora che i mercati, come quelli della California e di New York, hanno iniziato a consentire agli operatori finanziari.

L'arbitraggio va a vantaggio dei consumatori? Porta a un'allocazione più efficiente delle risorse di produzione?

In Ito e Reguant (2016), affrontiamo queste domande da prospettive teoriche ed empiriche esaminando il mercato elettrico iberico.

Lo studio fornisce tre risultati chiave. In primo luogo, in presenza di attori dominanti e di una partecipazione limitata al mercato dell'arbitraggio, si verifica un premio di prezzo di mercato a termine. Riducendo inizialmente l'offerta, le grandi imprese possono flettere il loro potere di mercato per aumentare i prezzi nel mercato a termine.

In secondo luogo, troviamo che alcuni attori, in particolare i parchi eolici, arbitrano parte del premio di prezzo di mercato a termine, ma non lo eliminano del tutto.

Ciò porta a una domanda rilevante per la politica: la creazione di un arbitraggio completo migliora il benessere sociale? La nostra terza scoperta mostra che la risposta non è semplice per la maggior parte dei mercati, che tendono a essere sotto l'influenza di attori dominanti. I consumatori ne traggono vantaggio, ma non tanto quanto quando la concorrenza sfrenata porta alla compensazione del mercato al prezzo più basso e ai livelli di produzione più elevati. Le imprese con potere di mercato anticipano l'arbitraggio e riducono la loro produzione in equilibrio.

L'introduzione dell'arbitraggio competitivo elimina il sovrapprezzo, ma non porta necessariamente a prezzi competitivi.

In altre parole, l'introduzione dell'arbitraggio competitivo elimina il sovrapprezzo, ma non porta necessariamente a prezzi competitivi. Sebbene la convergenza dei prezzi tra il mercato a termine e quello a pronti sia un segno di un mercato di arbitraggio sano, non dovrebbe essere interpretata come un segno di un mercato del prodotto competitivo.

Mercati a termine e spot

Molti elementi come i buoni del tesoro, le azioni, il carbone, l'elettricità, il gas naturale, il petrolio e i prodotti agricoli vengono scambiati attraverso mercati sequenziali – forward e spot -. I mercati sequenziali possono promuovere un'allocazione più efficiente consentendo aggiustamenti alle mutevoli condizioni della domanda e dell'offerta. In un contesto oligopolistico, i mercati sequenziali possono anche aiutare a ridurre la portata del potere di mercato, il che migliora anche l'efficienza. Creando più istanze in cui le imprese competono per l'allocazione dello stesso bene, i mercati sequenziali riducono gli incentivi strategici delle imprese a trattenere la loro produzione (Allaz e Vila 1993).

Nel mercato iberico, ad esempio, i produttori di elettricità (ad es. Centrali termiche) e i consumatori (ad es. Fornitori di elettricità al dettaglio) fanno prima offerta in un mercato a termine che compensa la domanda e la fornitura di elettricità per il giorno successivo. I mercati intraday (spot) si aprono dopo il mercato del giorno prima, consentendo alle aziende di aggiornare le proprie decisioni di produzione. Ad esempio, come mostrato nella Figura 1, le aziende hanno sette mercati infragiornalieri per aggiornare le loro posizioni per l'elettricità con consegna nell'ora 21.

Figura 1: mercati a termine e spot nel mercato elettrico iberico

Questa tabella mostra come gli operatori di mercato possono aggiornare le loro posizioni nei mercati a termine e spot. L'asse verticale delinea il tempo di transazione di ciascun mercato e l'asse orizzontale l'ora di consegna dell'energia nel giorno t. Ad esempio, il mercato del giorno prima chiude alle 10:00 del giorno t-1 (il giorno prima della consegna dell'energia). Le aziende hanno più possibilità di aggiornare le loro posizioni attraverso i successivi mercati infragiornalieri prima che venga determinata la loro posizione finale.

Teoria standard contro il mondo reale

In un contesto ideale, i prezzi di mercato a termine e a pronti dovrebbero convergere in media (Weber 1981). In presenza di un premio sistematico di prezzo, le imprese sarebbero incentivate ad arbitrarlo vendendo sul mercato a un prezzo alto e riacquistando sul mercato a un prezzo basso. Questo comportamento finirebbe per colmare il divario tra i prezzi in ciascun mercato. Nelle situazioni del mondo reale, tuttavia, le differenze di prezzo persistono nei mercati sequenziali. Nei mercati dell'elettricità, i prezzi di mercato a termine tendono ad essere più elevati.

Nella figura 2, utilizziamo i dati orari dal 2010 al 2012 del mercato iberico dell'elettricità per mostrare il prezzo medio di ogni mercato per ora. In effetti, osserviamo un sistematico “premio di prezzo del giorno prima” nel mercato iberico dell'elettricità, in particolare per le ore di forte domanda.

Figura 2: premi sui prezzi di mercato a termine nei dati

Questo grafico mostra i prezzi medi dell'elettricità a ciascuna ora del giorno (1-24) per diversi mercati: il mercato del giorno prima (forward) e ciascuno dei successivi mercati infragiornalieri (spot).

Il potere di mercato e l'arbitraggio limitato sono fondamentali

Perché il mercato iberico e altri dell'elettricità non obbediscono alla teoria economica? Le imprese con un potere di mercato sufficiente possono aumentare i prezzi del giorno prima frenando l'offerta. Possono vendere parte della loro eccedenza sul mercato infragiornaliero, sebbene i prezzi tendano a essere inferiori. Ma fintanto che riescono a realizzare la maggior parte delle loro vendite nel mercato a termine, possono massimizzare i profitti.

Perché le imprese più piccole non sfruttano il differenziale di prezzo tra il mercato a termine e quello a pronti, offrendo più output nel mercato a termine e riacquistandolo in seguito a prezzi inferiori?

Tuttavia, perché le imprese più piccole non sfruttano il differenziale di prezzo tra il mercato a termine e quello a pronti, offrendo più output nel mercato a termine e riacquistandolo in seguito a prezzi inferiori? Tali premi di prezzo non possono essere completamente arbitrati perché gli operatori finanziari non sono autorizzati a partecipare al mercato e l'arbitraggio da parte dei partecipanti al mercato esistenti è limitato. Ad esempio, le aziende in genere non possono vendere più della loro capacità di produzione; pertanto, non possono vendere in eccesso nel mercato a termine, anche se i prezzi a termine più elevati rendono tali posizioni attraenti. Nel frattempo, le società più piccole potrebbero non avere la capacità di sfruttare le opportunità di arbitraggio.

Ma i giocatori arbitrano il premio di prezzo?

Anche se i commercianti finanziari (noti anche come offerenti virtuali) non sono autorizzati a partecipare al mercato elettrico iberico, alcuni venditori e acquirenti potrebbero arbitrare. Nel nostro articolo, dimostriamo che i parchi eolici sono arbitri particolarmente attivi in ​​questo mercato; spesso vendono molto più vento di quanto previsto nel mercato del giorno prima, riacquistandolo nel mercato infragiornaliero.

Perché i parchi eolici agiscono come arbitraggi di fatto? In primo luogo, i parchi eolici presentano alcuni vantaggi tecnologici che li rendono molto attraenti per l'arbitraggio. Non usano quasi mai la loro capacità massima perché il vento non soffia sempre. In secondo luogo, poiché il vento è difficile da prevedere, le autorità di regolamentazione trovano più difficile determinare quando i produttori di vento stanno vendendo in eccesso nel mercato a termine. Pertanto, i produttori eolici in eccesso possono ancora soddisfare la domanda – e realizzare un profitto – acquistando sul mercato spot a basso prezzo.

Le dimensioni contano ancora quando si tratta di parchi eolici. Mentre i produttori più piccoli avrebbero un forte incentivo a capitalizzare le differenze di prezzo tra i mercati a termine e a pronti, quelli di proprietà di società più grandi preferirebbero vedere prezzi a termine elevati e rinunciare alle opportunità di arbitraggio.

I nostri risultati empirici confermano queste previsioni teoriche.

Arbitraggio o non arbitraggio

L'arbitraggio dovrebbe essere incoraggiato nei mercati dell'elettricità? Per fare luce su questa domanda, completiamo l'analisi sopra descritta con un modello strutturale del mercato elettrico iberico. Usiamo questo modello per simulare i risultati di mercato con e senza arbitraggio.

Come mostrato nella Tabella 1, utilizziamo come benchmark i risultati per "first best", ovvero il risultato di un mercato perfettamente competitivo. Quindi confrontiamo questo benchmark con alcune situazioni controfattuali.

In primo luogo, eliminiamo il mercato a termine, il che significa che il trading avviene solo sul mercato a pronti. I prezzi medi sarebbero sostanzialmente più alti: 46,5 euro per megawattora contro il benchmark di 38,2 euro. Ciò riflette i giocatori dominanti che esercitano il loro potere di mercato trattenendo l'offerta, abbassando la loro produzione media a 12,8 gigawattora, rispetto ai 15,3 GWh del primo migliore.

In secondo luogo, introduciamo un mercato a termine, ma presumiamo che non vi sia arbitraggio. Osserviamo che questo cambiamento riduce in modo significativo la perdita secca, riducendo il potere di mercato delle imprese. La nostra scoperta è conforme a una teoria sviluppata da Allaz e Vila (1993) che postula che la creazione di mercati sequenziali riduce il potere di mercato. La loro teoria prevede che avere mercati sequenziali faccia sì che gli attori dominanti in un mercato a termine competano con se stessi e con gli altri in un mercato spot.

Nel nostro caso, come mostra la tabella, le imprese finiscono per vendere sul mercato spot gran parte di ciò che hanno trattenuto nel mercato forward, portando la produzione finale abbastanza vicina al primo miglior scenario (14,9 GWh). La nostra intuizione è che, poiché il mercato a pronti è molto più piccolo del mercato a termine, le aziende sono meno incentivate a trattenere l'offerta rimanente. Pertanto, l'allocazione della produzione tra imprese dominanti e non dominanti è più efficiente e abbastanza vicina alla prima migliore. I pagamenti al consumo, tuttavia, sono molto più elevati di quanto non fossero nel primo migliore a causa dei prezzi più elevati nel mercato a termine.

L'arbitraggio aumenta la perdita secca perché le imprese che hanno potere di mercato producono meno (14 GWh contro 14,9 GWh). Anticipando gli effetti dell'arbitraggio, le imprese dominanti trattengono la loro produzione in modo più aggressivo sul mercato spot. Queste simulazioni esemplificano il compromesso tra pagamenti al consumo (ridotti dall'arbitraggio) e perdita secca (aumentata dall'arbitraggio).

Terzo, introduciamo l'arbitraggio competitivo, che porta alla piena convergenza dei prezzi a termine e a pronti. Rispetto allo scenario di no arbitraggio, i prezzi sul mercato a termine scendono da 45,1 euro / MWh a 42,5 euro / MWh, mentre aumentano i prezzi sul mercato spot. Tale convergenza dei prezzi va a vantaggio dei consumatori, poiché la domanda paga principalmente il prezzo a termine. Tuttavia, l'arbitraggio aumenta la perdita secca perché le imprese che hanno potere di mercato producono meno (14 GWh contro 14,9 GWh). Anticipando gli effetti dell'arbitraggio, le imprese dominanti trattengono la loro produzione in modo più aggressivo sul mercato spot. Queste simulazioni esemplificano il compromesso tra pagamenti al consumo (ridotti dall'arbitraggio) e perdita secca (aumentata dall'arbitraggio).

Tabella 1: Confronto orario del benessere tra controfattuali

Questa tabella evidenzia alcuni dei risultati dell'analisi strutturale in Ito e Reguant (2016). Utilizziamo i dati del mercato elettrico iberico per costruire un modello strutturale che ci consenta di confrontare scenari controfattuali con e senza arbitraggio.

I nostri risultati indicano che è probabile che l'arbitraggio da parte degli operatori finanziari avvantaggi i consumatori abbassando i prezzi dell'elettricità. Tuttavia, l'efficienza del mercato potrebbe risentirne, poiché le grandi aziende riducono la produzione per massimizzare i profitti. Inoltre, mentre i prezzi tra i mercati convergono a causa dell'arbitraggio liberalizzato, i prezzi risultanti sono ancora sostanzialmente al di sopra del primo migliore. In effetti, la convergenza dei prezzi non è una statistica sufficiente per l'efficienza del mercato.

Questo ammonimento dovrebbe essere preso in considerazione quando le autorità di regolamentazione consentono l'arbitraggio in un mercato sequenziale dominato da grandi imprese, che è tipicamente il caso in cui l'elettricità è il prodotto.