Конкуренция и выбор в энергетике

случае если будут устранены все ее возможные колебания, владельцы потеряют стимулы для осуществления наиболее эффективного руководства предприятием. В результате стоимость электроэнергии для потребителей неизбежно возрастет. Поэтому многие контракты направлены на минимизацию колебаний прибыли, вызванных внешними факторами, одновременно обеспечивая такие условия, при которых величина прибыли электростанции зависит от того, насколько эффективно осуществляется ее управление.

11.7.1. Риск, связанный с ценой на топливо

Вопросы риска, связанного с ценами на топливо, затрагивались в Главе 10 в связи с СПЭ. Обычно руководство электростанции отвечает за покупку топлива и организацию его доставки на предприятие. Если оно выполняет эту задачу эффективно, то цена, которую электростанция платит за топливо, будет минимальна. Однако учитывая, что мировые цены на топливо столь сильно колеблются в течение коротких периодов времени, становится сложно определить, насколько эффективно руководство электростанции справилось с задачей закупки топлива.

Как уже говорилось выше, степень, в которой опционный контракт позволяет его сторонам разделять риски, зависит от той точности, с которой цена исполнения контракта соответствует величине переменных издержек предприятия на единицу продукции, Е. Однако было бы ошибочно увязывать цену исполнения с фактической ценой, которую производитель платит за топливо. В этом случае у руководства электростанции не было бы никакого стимула стремиться к снижению цен на топливо. Как и в ситуации с СПЭ, решение заключается в увязывании цены на электроэнергию - в данном случае цены исполнения - с каким-либо независимым и поддающимся отслеживанию индикатором цен на топливо.29

Индексация цен поощряет руководителей электростанций получать прибыль за счет “победы над индексом”. На Рис. 11.5 показана ситуация, когда им это удается. Величина переменных издержек на величину продукции электростанции снизилась от Е до С благодаря осуществлению эффективной политики в области закупок топлива. Как было бы в случае с СПЭ, снижение себестоимости приводит к повышению прибыли электростанции в часы Н1, когда она должна находиться в эксплуатации. Величина этого снижения в себестоимости обозначается на рисунке светло закрашенной областью.

Более того, наличный рынок и право производителя продавать выпускаемую им электроэнергию на этом рынке открывают перед производителями возможности, которые отсутствуют при использовании СПЭ. Если производитель называет более низкую цену за единицу продукции, чтобы отразить более низкую стоимость топлива,

29По некоторым видам топлива, особенно по углю, найти такой индекс может быть затруднительно, поскольку в этих отраслях нет развитого краткосрочного рынка. В ходе ведения переговоров по контрактам в электроэнергетической отрасли в Англии и Уэльсе в 1990 г. возникла необходимость использования индекса розничных цен (ИРЦ), но производители были защищены от любого риска за счет применения ИРЦ как в контрактах на покупку угля, так и в контрактах на продажу генерируемого ими электричества.

137

то загруженность электростанции повысится, и она будет отпускать электроэнергию большее количество часов. (Производитель электроэнергии, действующий на основании СПЭ, как правило, не может подобным образом пересматривать цену на электричество без внесения изменений в контракт.) При более низкой цене, Е2 = С, электростанция получает заказы на передачу электроэнергии на Н2 часов. За счет увеличения продолжительности работы электростанции (с Н1 до Н2) производитель получает дополнительную прибыль, равную:

•рыночной цене дополнительной продукции, выпущенной за эти часы;

за вычетом

•дополнительных переменных издержек, связанных с работой электростанции в эти часы.

Величина этой прибыли представлена в виде темно закрашенной области на Рис. 11.5.

В совокупности обе эти закрашенные зоны представляют ту прибыль, которую руководство предприятия может получить, если будет стремиться найти более дешевые источники топлива. Однако предприятие будет продолжать получать эту прибыль только в том случае, если рыночные цены не будут меняться. С течением времени, разумеется, по мере того как каждый производитель будет искать более дешевые источники топлива (или научится более эффективно его использовать), все приводимые производителями цены будут снижаться. Рыночные цены тоже будут в целом падать, тем самым “съедая” дополнительную прибыль производителя и передавая получаемую выгоду потребителям. Одновременно однако в любой отдельный момент времени каждый производитель, занимающий относительно незначительную долю рынка, будет принимать рыночные цены как должное и будет постоянно заинтересован в снижении цен на топливо с тем, чтобы “выиграть у рынка”.

138

Предыдущие соображения исходили из того, что производители всегда имеют в наличие генерирующие мощности для выпуска электроэнергии в те периоды, когда величина их переменных издержек ниже рыночной цены. На практике однако случайные поломки и запланированные технические перерывы могут привести к тому, что у производителя может не оказаться мощностей в тот момент, когда они необходимы.

Когда такое происходит в системе, предусмотренной Моделью 3 или 4, потребитель все равно может заявить о своем праве использовать опцион и приобрести электроэнергию. В этом случае производитель, который не в состоянии выполнить контракт собственными мощностями, должен приобрести недостающую энергию на наличном рынке или же оплатить возникший дисбаланс по рыночной цене.30 В той мере, в какой цены наличного рынка или дисбалансы отражают экономическую ценность электричества в данный момент времени, у производителя будет иметься эффективный стимул для того, чтобы иметь в наличии генерирующие мощности. Например, у производителя не будет стимула иметь в наличии мощности, когда стоимость эксплуатации предприятия превышает экономическую ценность получаемой электроэнергии. Таким образом рыночные цены заменяют собой бонусы и штрафы за наличие мощностей, предусматриваемые в СПЭ в условиях отсутствия оптового рынка.

Иногда производители электроэнергии с неохотой принимают на себя риск, связанный с отсутствием мощностей. Однако очевидно, что стимул к обеспечению наличия генерирующих мощностей должен иметься у той компании, которая имеет средства

30 Вопрос дисбалансов подробно рассматривается в Главе 12.

139

для того, чтобы отреагировать на этот стимул, т.е. у производителя. Как правило, производители используют три метода управления этим риском:

1.Производители могут использовать дополнительные опционные контракты в целях ограничения своих рисков, например путем подписания опционного контракта с другим производителем на покупку электричества в тот момент, когда цена на него достигнет чрезвычайно высокого уровня. Эта стратегия описывается в Главе 9 под названием “ограда”, или “ошейник”, она ограничивает подверженность предприятия ценовому риску (но не устраняет его полностью).

2.Контракты “по мере наличия” содержат положения, которые позволяют производителю ограничить объем электроэнергии, продаваемый в любой час времени, уровнем наличия конкретных генерирующих мощностей. Связанная с этим видом контрактов трудность заключается в разработке эффективного механизма бонусов и штрафов за наличие мощностей, как в случае с СПЭ.

3.Производящие электроэнергию компании могут сформировать портфель электростанций таким образом, чтобы ответственность за выполнение одного контракта (и связанный с ним риск) распределялся среди нескольких электростанций.

Иногда считается, что для того чтобы сформировать портфель из нескольких электростанций, компания-производитель энергии должна быть большой, что снова поднимает вопрос мифической власти рынка. Однако и маленькие компании могут сформировать портфель электростанций путем участия в большом количестве совместных предприятий или просто владения акциями различных предприятий, занимающихся производством электроэнергии. На рынках электричества в будущем такая диверсификация собственности может позволить частным инвесторам распределять свои риски среди нескольких компаний, что существенно снизит необходимость для производителя вести внутреннее управление своими рисками.

11.8. КОНТРАКТЫ И ПОТРЕБИТЕЛИ

В предыдущих разделах рассказывалось о том, какие виды контрактов необходимы производителям для того, чтобы покрывать свои риски и обеспечить соответствующие стимулы для эффективного функционирования. В данном разделе рассматриваются эти же виды контрактов, на сей раз с точки зрения покупателя.

11.8.1. “Горизонтальные и вертикальные доли”

Традиционный подход к разработке потребительских тарифов заключается в выработке цен на основе “времени использования”, как это показано на Рис. 11.6, изображающем падение и снижение спроса (МВт) на протяжении определенного периода времени. Этот период разделен на несколько под-периодов (“вне пика”, “стандартный” и “пик”), и потребителю предлагается тариф для того или иного отрезка времени в течение дня, равный ожидаемой средней цене на электричество в каждый их этих под-периодов. Фактически производители могут предлагать потребителям

140

опционные контракты на этой основе путем разделения объема ожидаемой продукции на “вертикальные доли”, показанные на рисунке.

Рисунок 11.6: Усредненные цены в виде вертикальных секторов по кривой нагрузки

МВт

пик

час

Рисунок 11.7: Усредненные цены в виде горизонтальных секторов по кривой нагрузки

МВт

Q

Однако количество электроэнергии, которое берет потребитель в каждый из подпериодов, зависит от цены за 1 кВтч в данном под-периоде, которая отражает средние рыночные цены. Объем энергии, производимой каждой электростанцией, зависит от величины переменных издержек этой электростанции. Нет никакой причины, по которой эти две величины должны совпадать, и в любом из под-периодов производитель может создать дисбаланс, т.е. произвести или излишнее, или недостаточное количество электричества относительно имеющего спроса со стороны потребителей. Проблему излишков и дефицитов энергии можно решить за счет сделок на наличном рынке, что подвергает производителя некоторому риску.

Изложенный в предыдущем разделе альтернативный подход заключается в том, что спрос разделяется на “горизонтальные доли”, как это показано на Рис. 11.7, изображающем рост и снижение (МВт) спроса в течение того же периода времени. В момент времени Т1 спрос достигает того уровня, на котором рыночная цена поднимается выше цены исполнения контракта и заставляет покупателя заявить о его исполнении. Учитывая наличие конкретной цены исполнения, контракт покрывает Q единиц продукции в течение периода времени от Т1 до Т2. На практике этот объем может быть разделен между несколькими потребителями, но все они заявляют об исполнении контракта в одно и то же время, когда рыночная цена поднимается выше цены исполнения. У потребителей могут иметься другие контракты с другими ценами

141

исполнения, которые покрывают другие участки кривой загрузки: чем выше цена исполнения, тем выше должна подняться рыночная цена до того, как контракт будет заявлен к исполнению, и тем короче отрезок времени между Т1 и Т2.

Выше уже говорилось о том, как опционные контракты или КнР могут быть использованы для хеджирования ценового риска. Однако это не обязательно означает, что контракты полностью скрывают те сигналы, которые подает наличный рынок. Когда в контракте указывается фиксированный объем продукции, побудительный мотив для потребителя приобрести большее или меньшее ее количество продолжает определяться ценой на эту продукцию на наличном рынке.31

Например, предположим, что у потребителя имеется контракт на приобретение 100 единиц продукции. До тех пор потребитель покупает в общей сложности 100 единиц продукции, цена на нее определяется контрактом. Однако в случае, если потребитель приобретает 101 единицу продукции, эта дополнительная единица должна быть куплена на наличном рынке по текущей рыночной цене. Если же потребитель хочет приобрести 99 единиц продукции, лишняя единица может быть продана на наличном рынке по текущей рыночной цене.

В каждом из этих случаев основная часть закупок потребителя покрывается контрактом. Потребители сталкиваются с ценами наличного рынка лишь в той степени, в какой объем осуществляемых ими закупок отличается от объема, заложенного в контракте.

11.8.2. Опционные контракты и наличный рынок

Ситуация несколько усложняется, когда дело касается опционных контрактов, используемых для ограничения как ценового, так и количественного рисков. Однако потребители заявляют об исполнении опциона, исходя из цен на наличном рынке, а не из объема их потребления. Так что величина потребления по-прежнему зависит от цен наличного рынка.

В качестве иллюстрации того, как потребители, имеющие опционные контракты, реагируют на текущую рыночную цену, предположим, что у потребителя есть 4 опционных контракта со следующими параметрами:

Теперь предположим, что рыночная цена выросла до Р* и находится между Р3 и Р4. В этом случае потребитель заявляет об исполнении контрактов 1, 2 и 3 (цена исполнения которых ниже Р*) и таким образом приобретает по контрактам Q* единиц

31 Ранее уже говорилось о подобной зависимости применительно к производителям электроэнергии.

142

продукции (Q* = Q1 + Q2 + Q3 + Q4). Предположим, что общий объем купленной потребителем энергии равен В*:

•если В* превышает Q*, то образующийся излишек потребитель должен приобрести на наличном рынке по текущей рыночной цене, которая варьируется час от часа;

•если потребитель сокращает объем закупок так, что В* оказывается ниже Q*, он вынужден будет продать образовавшийся излишек электроэнергии обратно на наличном рынке.32

Стоимость покупки электроэнергии сверх оговоренного в контракте объема Q* равна цене наличного рынка. Сокращение объема приобретаемой энергии ниже Q* дает сумму, равную цене наличного рынка. Соответственно стимул для любого незначительного изменения в объеме потребления измеряется ценой на электроэнергию на наличном рынке. Таким образом портфель, состоящий из набора различных опционных контрактов, предоставляет потребителю текущую (на данные часы) цену предельных решений относительно объема потребления, которая дает представление об экономической ценности электроэнергии настолько точно, насколько это позволяет рыночный механизм.

Разумеется, оптовые рынки и оптовые контракты дают такое представление о текущих ценах лишь оптовым потребителям. Потребуется время для того, чтобы розничные потребители могли оценить преимущества подобного ценообразования (определения цены на данный отрезок дня), главным образом, потому что установка почасовых счетчиков и измерительных приборов, которые могли бы реагировать на изменения в цене, слишком дорогостоящи. Розничные потребители будут продолжать использовать стабильный тариф при постоянной цене на электроэнергию. Однако крупные розничные потребители уже сейчас могут позволить себе установку почасовых счетчиков. При наличии оптового рынка многие крупные потребители предпочитают использовать опционные контракты в сочетании с закупками на наличном рынке, а не пользоваться тарифом для конкретного отрезка времени в течение дня для определения цены.

11.9. ВЫВОДЫ

В данной главе подробно рассматривались структура и области применения оптовых контрактов, т.е. контрактов на покупку электроэнергии, которые могут быть выполнены путем осуществления поставки электричества, приобретенного на наличном рынке, а также электроэнергии, произведенной какой-либо конкретной электростанцией.

Целью любого контракта является предоставление защиты от риска и совершенствование или обеспечение стимулов для эффективной деятельности. Мы

32На практике эта задача зачастую решается через систему наличных расчетов, применимую для Контрактов на разницу (см. Главу 9).

143

попытались показать, насколько опционные контракты схожи с СПЭ, указывая оплату за кВт (опционную премию) и цену за 1 кВтч (цену исполнения), и как они позволяют ограничить ценовой и количественный риски. Риск, связанный с ценой на топливо, может ограничиваться за счет индексирования цены 1 кВтч, как это делается в СПЭ.

Подобные контракты предоставляют существенные стимулы для повышения эффективности. Использование индекса цен на топливо поощряет производителя минимизировать затраты на приобретение топлива в случае в оптовыми контрактами, точно также как в случае с СПЭ. Наличный рынок представляет собой место сбыта дополнительной электроэнергии (и источник дополнительной прибыли), отсутствующий в случае использования СПЭ (по крайней мере, без дополнительных переговоров и изменения условий соглашения).

Более того, если контракт является “твердым”, (т.е. если его объем не увязан с наличием мощностей у отдельной электростанции), цена на электричество на наличном рынке определяет стимулы для обеспечения наличия мощностей. Если цена наличного рынка поднимается выше величины переменных издержек электростанции и цены исполнения контракта, производители будут вырабатывать электроэнергию на собственных электростанциях для того, чтобы выполнить свои обязательства по контракту. Если мощностей нет в наличии, компания-производитель должна закупить электричество на рынке для того, чтобы выполнить свои обязательства по контракту. Стоимость таких закупок, на месте которых в противном случае должна была бы быть собственная продукция электростанции, составляет цену наличного рынка. Таким образом стимул (“бонус” или “штраф”) для наличия генерирующих мощностей обеспечивается ценой на электричество на наличном рынке (т.е. его “экономической” ценностью), даже если в контракте не содержится детальных положений об обеспечении наличия мощностей отдельными производителями. Таким образом удается избежать необходимости составления подробных положений об искомом объеме мощностей в наличии и о штрафных санкциях в случае их отсутствия. Поэтому составление и использование оптовых контрактов представляет собой гораздо более простую задачу, чем составление и использование СПЭ.

Таким образом оптовые форвардные и опционные контракты имеют множество преимуществ по сравнению с СПЭ. В условиях наличного рынка электроэнергии они зачастую становятся основным видом контрактов, используемых как производителями, так и крупными потребителями. В следующей главе рассматриваются вопросы, связанные с организацией наличного рынка и торговли в целом в электроэнергетической отрасли.

144

12. РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ

12.1. ВВЕДЕНИЕ

В системах электроснабжения, описанных в Моделях 1 и 2, электроэнергией уже торгуют, т.е. ее покупают и продают. Коммунальные компании торгуют с потребителями и (в Модели 2) с производителями, работающими в своей собственной сети. При этом они также торгуют электроэнергией с энергосистемами, являющимися владельцами соседних сетей.

Введение потребительского выбора в Моделях 3 и 4 открывает новые перспективы. При оптовой и розничной конкуренции потребителям33 разрешается покупать электроэнергию у производителей (или коммунальных компаний), удаленных от них. Для того чтобы доставить электроэнергию от производителя до порога потребителя в любой момент, когда кто-то включает свет, необходимо обеспечить возможность торговли электроэнергией по всем энергосистемам. Оптовая конкуренция (Модель 3) требует продажи электроэнергии производителями распределительным компаниям по всем высоковольтным сетям электропередачи. Розничная конкуренция (Модель 4) нуждается в продаже электроэнергии конечным потребителям по низковольтным распределительным сетям. Именно это соображение и послужило толчком к написанию данной книги: электроэнергию можно производить и транспортировать, как любой другой продукт, а также продавать на конкурентном рынке.

Для создания торговли электроэнергией (в дополнение к торговле на пунктах входа и выхода) потребуется ряд новых учреждений и контрактов. В этой главе сделана попытка определить какие учреждения необходимы на свободном рынке электроэнергии и каковы принципы их работы.34

Следующий пример поможет объяснить дополнительные проблемы, возникшие при потребительском выборе.

•Предположим, что у Производителя А есть контракт на продажу электроэнергии Потребителю Х (контракт АХ), а у Производителя Б - контракт на продажу Потребителю Y (контракт БY). Если бы контракты были заключены на продажу чего-то другого, а не электроэнергии, то выполнить их было бы относительно просто. Допустим, что речь идет о коврах. Когда потребитель Х хочет

приобрести ковер, он просит А доставить ему ковер. Продавец ковра А поставляет товар и выписывает счёт-фактуру Потребителю Х, который оплачивает стоимость ковра. Вопроса о том, кто продал что и кому, не

33Мы используем термин "потребитель" для обозначения физических или юридических лиц, покупающих электричество на наличном рынке. Например, в модели 3 этот термин включает предприятия розничной торговли. Конечный пользователь любой энергии является потребителем.

34На протяжении всей главы мы игнорируем затраты на передачу энергии, включая потери энергии во время передачи. Эти проблемы рассматриваются в последующих главах.

145

возникает, и эту сделку можно оформить с последующим произведением расчета исключительно на двусторонней основе.

•Что касается электроэнергии, дело обстоит иначе. Когда Потребитель Х включает обогреватель, он получает и расходует электроэнергию, даже если Производитель Б в данное время не производит ее. Однако, у Потребителя Y есть контракт с Производителем Б, и, поэтому, он послушно платит за получаемую им электроэнергию. На практике электроэнергия может поступать от Производителя А, который произвел ее в достаточном количестве, чтобы осуществить поставку как Потребителю Х (по контракту АХ), так и Потребителю Y. При условии, что Потребитель Y будет платить Производителю Б (по контракту БY), Производителю Б необходимо найти средства для оплаты Производителю А за фактически поставляемую им энергию.

Заранее, эти два производителя могли бы согласиться на дополнительный краткосрочный или наличный контракт (АБ) для продажи энергии одного производителя другому. Однако, значительное число дисбалансов между объемами электроэнергии, указанными в контрактах, и фактическими потоками определяется только после снятия показаний счетчика. В этих случаях решение следует искать на “рынке дисбалансов", который регистрирует торговлю и устанавливает цену на любые остающиеся дисбалансы между контрактами и фактическими потоками в каждый отдельный период времени (час или 30 минут). В данном разделе мы и рассмотрим этот механизм, необходимый для функционирования любого наличного рынка электроэнергии. Прежде всего, рассмотрим способ определения величины дисбалансов, а затем исследуем приемы установления их стоимости.

12.2. РАСЧЕТЫ ПО ТОРГОВЫМ СДЕЛКАМ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ

Когда-то была предложена идея, что каждый производитель должен вырабатывать такое количество энергии, которое необходимо только для удовлетворения потребительского спроса, с тем чтобы избежать расхождений между спросом и предложением. Она должна была позволить избежать необходимости создания той или иной специальной системы для устранения дисбалансов (или наличного рынка). Однако, мгновенная природа использования электроэнергии делает работу электростанций на этой основе либо невозможной, либо весьма неэффективной. Предположим, что какая-то система снабжения электроэнергией попыталась бы поддерживать уровень выработки электроэнергии в соответствии с контрактами, установив на линии современные счетчики для измерения расхода электроэнергии потребителями, и незамедлительно информируя производителя об изменениях. В этом случае возникает ряд очевидных проблем.

1.Что произойдет, если Производитель А готов поставлять энергию Потребителю Х, но одновременно есть Производитель Б, себестоимость выработки энергии на котором ниже, но который простаивает? В данном случае поставлять электроэнергию должен Производитель Б. Именно эта концепция лежит в основе распределения нагрузки с учетом величины эксплуатационных издержек производителя (“мерит-ордер”) и (по праву) является краеугольным камнем усилий по снижению затрат в интегрированных коммунальных компаниях и в

146