Конкуренция и выбор в энергетике

12.3.7.1.Контракты на разницу, платежи и отпуск электроэнергии

Когда оператор рынка перестает планировать физические контракты, структура отпуска электроэнергии и платежей при этом не меняются. Нетто-платежи схожи в обоих случаях и это означает, что торговцам нет смысла менять свое поведение. Если в это трудно поверить, то здесь может помочь следующий пример.

Предположим, что цена контракта составляет $10 за МВтч, в то время как цена дисбалансов составляет $15 за МВтч. В Таблице 12.2 выручка продавца составляет $1200 (120 МВтч при цене $10 за МВтч) по контракту, минус 150 дол., уплаченных ОР за диспропорцию в размере 10 МВтч по цене $15 за МВтч. Следовательно, чистая выручка продавца составляют $1050.

В Таблице 12.3 продавец и покупатель подписывают Контракт на разницу, расчет по которому осуществляется на двусторонней основе, как рассматривалось в Главе 9. Ввиду того, что ОР игнорирует такие контракты, продавец получает $1650 от ОР за общую (положительную) диспропорцию в 110 МВтч по цене $15 за МВтч. Продавец также получает $1200 от покупателя за продажу по контракту 120 МВтч по цене $10 за МВтч, что в целом составляет $2850. Однако, по контракту на разницу продавец должен вернуть покупателю наличную стоимость договорного объема по цене наличного рынка, т.е. стоимость 120 МВтч по цене $15 за МВтч, или $1800. Таким образом чистая выручка составляет $2850 минус $1800, или $1050, то же, что и в предыдущем примере! Подобный расчет покажет, что то же самое относится к покупателю.

Если запланированные контракты сообщаются ОР, объем дисбалансов равен отклонениям от запланированных потоков. Если ОР игнорирует контракты, вся физическая выработка и все потребление рассматриваются ОР как дисбаланс, хотя большая часть продаж, осуществляемых через рынки ОР компенсируется двусторонним расчетом по контрактам. Выбор метода расчета не влияет ни на предельную стоимость каждого производителя, ни на (по правилам эффективной тарификации) цену наличного рынка.

Данный пример также дает возможность оценить последствия подобных контрактов для эффективности производства. Независимо от того, планируется ли контракт физически или является ли он контрактом на разницу, уменьшение объема выработки продавца снижает дисбаланс продавца, но оставляет неизменным объем поставки по контракту. Следовательно, снижение объема выработки на 1 МВтч снижает выручку продавца на 15 дол., что является ценой наличного рынка.

На этом этапе продавец может выполнить обязательства по контракту несколькими способами, либо за счет использования собственного производства, либо за счет покупки дисбалансов у ОР по цене наличного рынка, либо за счет покупки у других (по цене, подобной цене, предложенной ОР). Разумный продавец выберет самый дешевый источник. В результате этого он решит вырабатывать энергию только в том случае, если себестоимость вырабатываемой им электроэнергии будет меньше наличной цены ОР, составляющей $15 МВтч, независимо от контрактной цены.

157

И это замечательный результат. Если цена дисбалансов, назначенная ОР, отражает конъюнктуру рынка (которая будет рассматриваться в этой главе), то решения об отпуске электроэнергии и проведении технического обслуживания и ремонта будут приниматься путем сравнения затрат с ценой наличного рынка (текущей или предполагаемой), означая при этом, что электростанция будет использоваться в том случае, если это будет рентабельно. В противоположность этому СПЭ включает стимулы для эксплуатации и технического обслуживания во время подписания контракта; если эти стимулы не основаны на рыночных ценах, они могут нарушить решения в отношении эксплуатации. Поэтому сочетание контрактов на поставку больших объемов энергии и образование рыночных цен на дисбалансы предлагает перспективу значительно большего повышения рентабельности, чем СПЭ.

12.3.7.2.Практическое использование контрактов на поставку больших объемов энергии

Объединенная энергосистема Англии и Уэльса была создана практически на пустом месте в 1990 году. В это время было принято решение, что централизованный сбор и объединение информации о контрактах на электроэнергию является дорогостоящим и неэффективным процессом. Общенациональная электроэнергетическая компания также захотела сохранить контроль за планированием и распределением нагрузки для поддержания защиты и безопасности системы во время крайне тяжелого переходного периода. Поэтому диспетчеры не обращают внимания на контракты производителей с их потребителями. Вместо этого они планируют и распределяют всю выработку наименее дорогостоящим способом в соответствии с потребностями системы. Объединенная энергосистема обеспечивает рынок для всего объема продукции компаний-производителей и всего объема фактического потребления. Как выработка, так и потребление электроэнергии рассматриваются в качестве формы дисбаланса, которая ликвидируется по цене объединения.

Контракты на электроэнергию по-прежнему применяются в Англии и Уэльсе; фактически, они распространяются в любое время на 80% всех продаж электроэнергии или более. Они оговариваются и заключатся исключительно договаривающимися сторонами, но на двусторонней основе со ссылкой на цену, назначаемую объединенной энергосистемой. Следовательно, объединенная энергосистема в состоянии избежать участия в тысячах контрактов между производителями и их потребителями.

Полное объяснение принципов работы Объединенной энергосистемы Англии и Уэльса содержится в Приложении Б.

12.3.8. Дисбалансы и требования к измерению потребления электроэнергии

Как показано на Рис. 12.2, дисбалансы, предусмотренные в расчетных счетах ОР, зависят от измеренных потоков и любых данных о продажах по контрактам, предоставленных торговцами. Расчет дисбалансов в расчетных счетах производится путем вычитания сумм продаж по контракту из объемов фактически доставленной электроэнергии продавца в сеть, а также из объема фактического потребления

158

покупателя. Точность измерения объемов фактически доставленной электроэнергии и потребления зависит от качества производимых замеров.

Если дисбалансы ликвидируются по постоянной цене в течение всего года, ОР необходимо производить замер общих совокупных потребностей только один раз в год (или каждые несколько месяцев с целью облегчения снятия показаний счетчиков). Дисбаланс любого потребителя просто равен общему замеренному объему потребления за вычетом общего объема закупленной по контрактам электроэнергии. Все подобные дисбалансы начисляются по той же цене в течение определенного года, при этом время возникновения дисбалансов не имеет значения.

В действительности, многие энергосистемы используют условия начисления затрат и цен, которые изменяются каждый час. В этом случае ОР будет заинтересован в измерении объема потребления (и контрактных закупок) каждый час.40

Если снятие показаний счетчиков производится менее часто, в этом случае будет невозможно определить, появился ли дисбаланс в течение периода высокой или низкой цены. ОР может назначать среднюю цену по всем периодам между снятиями показаний, но при этом существует риск, что потребитель может фактически потребить выше среднего в периоды высокой цены и меньше среднего в периоды низкой цены, в случае чего ОР останется в проигрыше (или, вероятнее всего, возместит ущерб за счет других пользователей сети). В принципе каждый ОР будет заинтересован в измерении доставленных объемов электроэнергии и потребления, по крайней мере, так часто, как часто будет изменяться цена дисбалансов. Поэтому почасовая торговля требует почасового замера.

Торговцы, отказывающиеся производить замеры на почасовой основе, не ведут торговлю на этом рынке, так как они не оплачивают истинную почасовую стоимость их закупок, вместо этого они вынуждают ОР играть роль розничного торговца, назначающего средние расценки. Эта роль может быть неприемлема для ОР или для других торговцев. Если ОР не хочет изменять свою роль в ликвидации дисбалансов по подходящей цене, ОР необходимо разрешить конкретно определять нормы замеров в качестве обязательного условия ведения торговли в сети.41

40Объединенная энергосистема Англии и Уэльса использует получасовой период ликвидации.

41Объединенные энергосистемы как в Норвегии, так и в Англии и Уэльсе решили использовать "характеристик потребительской нагрузки", как способ распределения объединенных потребностей на часовой и получасовой периоды расчетов. Этот подход позволяет многим потребителям избегать необходимости установки дорогостоящих счетчиков измерения потребления энергии в каждый отдельный час. Однако, в обоих случаях объединенная энергосистема установила протокол о совместной ответственности за ошибки в распределении общего объема выработки для отдельных потребителей или покрытия физических потерь. Следовательно, потребители, не имеющие почасовых счетчиков, участвуют в совместной схеме распределения затрат, вместо того, чтобы вести торговлю исключительно от своего имени. Кроме того, внедрение характеристик нагрузки оказалось чрезвычайно трудным. В 1994 году аудитор энергосистемы по Англии и Уэльсу был вынужден квалифицировать счета объединения по той причине, что он не был уверен в том, что каждому потребителю была назначена по счету правильная сумма.

159

12.3.9. Краткие выводы: расчеты по сделкам на приобретение электроэнергии

В данном разделе объясняется, каким образом могут возникнуть как маленькие, так и большие несоответствия между объемами электроэнергии, оговариваемыми в контрактах, и фактическими потоками в любой отдельной сети. Мы обозначаем эти несоответствия как "дисбалансы". Поэтому каждая сеть (или торговцы, пользующиеся сетью) должны назначать Оператора рынка, который будет нести ответственность за эти дисбалансы и назначать по ним цену. ОР должен управлять системой расчетов, которая, по крайней мере, будет выполнять следующие функции:

•измерение разницы или "дисбалансов" между фактическим чистым выходом (или потреблением) и чистыми контрактными продажами (если они сообщены ОР);

•принятие решений на предмет того, кто является чистым покупателем или

чистым продавцом дисбалансов;

•установление цены на чистые закупки и продажи дисбалансов; а также

•организация расчетов по дисбалансам таким способом, который не приведет к разногласиям или высокой стоимости сделок.

Для того, чтобы выполнить эти функции, обычно оператору будет необходимо:

•конкретно определить норму замера счетчиками, устанавливаемыми каждым производителем и потребителем (или их назначенными агентами).

Пример использования данной схемы организации существует в Норвегии, где рынок электроэнергии получает информацию об объеме продаж по контракту и организует ряд краткосрочных рынков (например, за неделю до срока поставки). Но основная его функция сводится к расчету и ликвидации срочных дисбалансов, зарегистрированных как "regulerkraft" ("власть регулирования").

Зачет дисбалансов является единственной ролью, для которой ОР является абсолютным и необходимым условием. ОР может также заниматься урегулированием других форм сделок, таких как предоставление услуг торговцам, если, например, более эффективно совершать краткосрочные торговые сделки централизованно. Тем не менее, ОР совсем не обязательно получать какую-либо информацию об оптовых контрактах, поскольку расчет по ним может осуществляться другими сторонами (включая самих продавца и покупателя). Если торговцы не будут сообщать о своих контрактах на электроэнергию оператору рынка, то вся физическая выработка и все потребление будут выступать в качестве дисбалансов. Объединенная энергосистема Англии и Уэльса управляет рынком за день вперед для производителей, но измеряет как выпуск, так и потребление энергии в качестве дисбаланса. Она не играет какойлибо роли в проведении расчетов по контрактам.

Для того, чтобы выполнить свои основные функции, ОР должен быть в состоянии замерять объемы электроэнергии, доставленные в сеть или из нее так часто, как часто

160

изменяется цена дисбалансов. Это означает, что ОР, возможно, должен определить условия для нормы замеров счетчиками, которые будет устанавливать любой торговец, желающий купить или продать электроэнергию в сети.

Однако, замер дисбалансов - это лишь первый шаг в управлении системой расчетов. К этим дисбалансам также должна прилагаться цена до того, как ОР может выставить счет-фактуру. Цена принимает крайне важное значение, так как она дает стимул для эффективного управления и торговли. Поэтому мы переходим к рассмотрению непростого вопроса о том, каким образом необходимо устанавливать цены по наличным сделкам и дисбалансам.

12.4. УСТАНОВЛЕНИЕ ЦЕН

Если наличный рынок можно организовать как набор двусторонних сделок, то вопрос обсуждения цены должен решаться торгующими сторонами. Тем не менее, должно существовать определенное правило тарификации на дисбалансы. Как мы увидим далее, эти правила тарификации играют крайне важную роль на всем рынке электроэнергии.

Почему эти правила необходимы вообще? Потому что они облегчают для торговцев задачу согласования цены по условиям, согласно которым сделка должна оговариваться быстро. На наличных рынках электроэнергии как покупатель, так и продавец имеют от этой сделки какие-то выгоды, но при этом возможен длительный период пререканий, в течение которого стороны спорят о распределении выгод от торговой сделки. Еще труднее достигнуть соглашения, если продавец и покупатель договариваются о цене на уже доставленный дисбаланс. Продавец уже не имеет рыночной власти, позволяющей ему отстаивать свои интересы, а покупатель может отказаться платить вообще. В конечном итоге, это может привести к краху торговой системы или к неэффективным методам распределения нагрузки, неспособным использовать экономические возможности для торговли.

Задержки в достижении соглашения как по наличным сделкам, так и дисбалансам, можно избежать, если все потенциальные покупатели и продавцы заранее оговаривают формулу, которая предусматривает справедливое распределение выгод. Правило установления цен также должно отвечать определенным критериям эффективности, но обычно принимается наиболее эффективная цена в качестве основы для распределения выгод от торговой сделки (напрашивается вывод, что вопрос распределения может быть второстепенным). Однако, критерии эффективности являются довольно сложными. При определении правила тарификации распределение выгод иногда может показаться более важным, чем эффективная идентификация возможностей торговли.

12.4.1. Эффективные критерии

Главным критерием при выборе правила тарификации является то, что оно должно обеспечить те же результаты, как и эффективное централизованное распределение

161

нагрузки, основанное на предельных затратах. Это можно толковать в одном из двух направлений:

•в двусторонней торговой системе необходимо разрешить все экономически эффективные сделки на электроэнергию и

•в системе централизованного распределения нагрузки необходимо, чтобы все производители были заинтересованы в принятии инструкций отпуску электроэнергии, выданных центральным диспетчером.

Этот критерий можно выразить в виде ряда вспомогательных условий.

По крайней мере, цена должна устанавливаться на достаточно высоком уровне, который позволил бы производителю подготовиться к поставке электроэнергии, т.е. цена должна быть выше предельных затрат поставщика. В идеальном варианте, цена должна быть ниже предельных затрат любых более дорогих производителей, которые не требуются. В этом случае производитель, получивший распоряжение на производство энергии, будет готов это сделать; производители, не получившие подобных инструкций, не захотели бы их выполнять.

Подобные условия могут распространяться и на покупателей. Цена должна быть ниже предельной стоимости, установленной для электроэнергии покупателем, и потенциальные покупатели не должны испытывать препятствий при приобретении энергии по этой цене, которую они готовы заплатить. В Модели 1, где покупателями и продавцами являются другие коммунальные компании, оценкой покупателя является стоимость вытесненного производителя. Члены объединенной энергосистемы должны сообщать о своих затратах в качестве обязательного условия присоединения, таким образом эта величина хорошо известна и условия обычно удовлетворяются. В других типах объединения обеспечение сигналов цены со стороны потребителей в некоторой степени недостаточно развито.

Правило тарификации, отвечающее всем этим целям, установит цены, по которым торговцы всегда будут заинтересованы в принятии централизованно распределенной нагрузки. Это важно не только для зачета дисбалансов. Даже если торговец и подписывает контракт, он сохраняет за собой возможность опираться в большей или меньшей степени на поставку дисбалансов. Например, продавец решит вырабатывать ли ему или не вырабатывать тот объем электроэнергии по контракту, в зависимости от того, является ли цена на дисбалансы выше или ниже стоимости эксплуатации его собственной установки. Покупатель решит, потреблять ли ему электричество из сети или использовать вместо этого производителя (если таковой имеется в наличии) по тому же критерию. Рынок дисбалансов всегда предлагает альтернативный вариант использованию собственного производства. Следовательно, цена на дисбалансы является основным определителем готовности (или чего-либо другого) производителей следовать распоряжениям диспетчера.

Кроме того, рынок дисбалансов конкурирует с долгосрочными сделками в качестве средств осуществления торговли электроэнергией. Производителям не нужно продавать их мощность по цене ниже того, что они предполагают получить за

162

дисбалансы. Подобным образом, потребителям не нужно соглашаться покупать электричество по цене выше того, что они ожидают получить за дисбалансы. В результате, цена на дисбалансы играет главную роль в установлении цены по другим контрактам и поддерживает доход отрасли в целом. Поэтому в Моделях 3 и 4, где свободные рынки обеспечивают только средства для возмещения затрат на выработку, правило тарификации на дисбалансы поддерживает эффективность инвестиционных решений. Таким образом, перед тем как перейти к вопросу о возмещении затрат, в следующих разделах мы рассматриваем различные правила ценообразования.

12.4.2. Правила образования рыночных цен или тарификации по вмененным издержкам

В последние годы разработка правил тарификации была посвящена устранению возможностей для "игры в прятки" или, другими словами, устранению любых стимулов для торговцев давать неверную информацию о своих затратах. Особенно это важно на свободном рынке, где производители обычно не допускают того, чтобы их затраты тщательно проверялись другими. В общем и целом, решение проблемы в том, чтобы обеспечить установление цены по любой отдельной сделке на уровне, диктуемом общей конъюнктурой рынка без учета затрат участвующих в сделке покупателя и продавца. Это мешает торговцам получать более высокие цены за счет подтасовывания информации о своих затратах. По смыслу этого правила можно ожидать, что торговцы будут заинтересованы в предоставлении верной информации о своих затратах.

Но это не означает, что цена может устанавливаться произвольно. Стимул для предоставления точной информации будет в действительности больше, если рыночная цена установлена в соответствии со "вмененными издержками" предлагаемого к сделке товара.

Вмененная стоимость представляет собой ценность товара при его альтернативном использовании. В большинстве случаев альтернативная возможность определяется путем снижения объемов поставки с текущего уровня и сохранением средств, используемых на его производство, для альтернативных возможностей (т.е. для производства другого товара или этого же товара, но в другое время). В такие периоды времени вмененные издержки представляют собой дополнительную стоимость поставки предельной единицы товара. Тем не менее, иногда предложение и спрос можно сбалансировать только путем нормирования спроса, в этом случае вмененные издержки представляют собой стоимость товара в его предельном использовании.42 Эти общие концепции могут быть применены к электроэнергии, как объясняется ниже.

42Данные концепции и аргументы являются частью традиционной экономической теории, и мы не ставим целью рассматривать их подробно в данном разделе. Заинтересованные в этом вопросе читатели найдут их исчерпывающее объяснение во многих учебниках по экономике.

163

Рисунок 12.3: Вмененные издержки - предельная себестоимость системы производства электроэнергии

Рыночная цена в $/МВт

N

M

SMC

M

SMC = Предельный издержки системы

12.4.2.1.Предельная стоимость дополнительной мощности

В электроэнергетической промышленности предельная стоимость дополнительной мощности ("предельная себестоимость системы", или SMC43) определяется как

запрашиваемая цена производителя с самыми высокими затратами, вырабатывающего энергию в данный момент. Величину этой стоимости можно вывести на основе данных конфигурации системы.

На Рис. 12.3 показана калькуляция в графическом выражении. Горизонтальная ось измеряет спрос на систему в МВтч. Восходящая кривая ММ показывает предельную стоимость всех электростанций в системе, расположенных в порядке возрастания. В целях осуществления отпуска электроэнергии с наименьшими затратами, сначала распределяется нагрузка электростанции с наименьшей себестоимостью выработки энергии, а более дорогостоящая электростанция используется только при повышении спроса. Общая мощность системы показана как точка К.

В обычных условиях спрос на электричество может быть представлен пунктирной линией NN.44 Рынок находится в состоянии равновесия при спросе L. Предельная себестоимость системы определяется как предельная стоимость нагрузки последней электростанции, распределенной для удовлетворения спроса, т.е. предельная стоимость наиболее дорогостоящего производителя, работающего в данный момент. Предельная себестоимость системы является экономически выгодной стоимостью

43В Англии и Уэльсе, несмотря на предположение о том, что производители предлагают цену, связанную с затратами, не существует каких-либо правил, обязывающих их к этому. По этой причине в Англии и Уэльсе эта же переменная величина называется "Предельной ценой системы" (SMP).

44Градиент на линии показывает, каким образом потребители прерывают или снижают свой спрос по мере повышения цены.

164

электроэнергии в то время, когда спрос может быть удовлетворен за счет имеющейся мощности.

Определение предельной себестоимости системы начинается с анализа предельных затрат на выработку электроэнергии. Для теплогенераторов (т.е. паровых турбин и турбин сгорания), информация об издержках, используемая для распределения нагрузки, обычно включает в себя три основных компонента:

•"издержки подготовки" для подготовки производителя к запуску;

•"затраты при нулевой нагрузке" в час для остальных энергоблоков, подсоединенных к системе (даже если они бездействуют при "нулевой нагрузке") и

•"удельная стоимость" электроэнергии за МВтч для фактической выработки при различных уровнях выпуска продукции.45

Возникает вопрос, какие затраты следует относить к производству любого отдельного МВтч выпускаемой продукции. Некоторые определения предельной себестоимости системы включают только удельную стоимость производства, тогда как другие также включают долю издержек подготовки и издержек при нулевой нагрузке.46 Кроме того, затраты на эксплуатацию любого производителя зависят от неценовых характеристик, таких как скорость отслеживания графика нагрузки (максимальная скорость изменения объема выработки) и минимальная стабильная выработка (при самых низких параметрах для камер сгорания).

Правильный подход зависит от распределения сделки по времени, так как большее количество затрат является "предельным" (то есть является устранимым) уже без предварительного предупреждения. Вполне возможно, что предельная себестоимость системы может быть немедленно представлена удельной стоимостью выработки дополнительного МВтч производителем, который уже начал генерировать электричество и находится в оперативном режиме. Однако, за день вперед производители откажутся подчиняться плановым инструкциям, если они не будут уверены в том, что цена производства энергии позволит им компенсировать дополнительные издержки подготовки и затраты при нулевой нагрузке. Возможно,

45Эта структура предлагаемых цен существует даже на свободном наличном рынке в Англии и Уэльсе. Она была принята потому, что производители не были уверены, в течение какого времени будут продолжать работать каждый день их установки, а также какую цену они получат в этот период времени. Эта разъединенная структура цен позволяет диспетчеру проверять эксплуатационные издержки в разных условиях, а Объединенная энергосистема устанавливает общую предлагаемую цену за МВтч в соответствии с фактической структурой выработки для каждой электростанции. Норвежская гидросистема создает как для производителей, так и диспетчеров меньше проблем. Эксплуатационные расходы зависят исключительно от стоимости воды за плотиной и обычно не от графика работы станции. Поэтому производители рассчитывают единую цену на МВтч, которая непосредственно связана с диспетчером и с объединенной энергосистемой.

46Объединенная энергосистема Англии и Уэльса использует только удельную стоимость при определении величины предельной себестоимости системы в периоды внепиковой нагрузки, но относит все издержки подготовки и затраты при нулевой нагрузке к предельной стоимости выработки в течение периодов пиковой загрузки.

165

правило тарификации должно также учитывать неценовые характеристики, например, путем выявления негибкой электростанции, которая не в состоянии удовлетворить дополнительный спрос, и исключения ее из расчетов предельной себестоимости системы.

Рис. 12.4.

Вмененные издержки - предельная стоимость для потребителей

MVC = Предельная стоимость для потребителей

SMC = Предельный издержки системы

12.4.2.2.Предельная стоимость для потребителей

На Рис. 12.4 показан принцип, который лежит в основе составления величины предельной стоимости для потребителей. В часы пик спрос на электроэнергию представлен в виде линии РР. В случае если бы цена устанавливалась в зависимости от предельной стоимости самого дорогого производителя электроэнергии, спрос в Q превысил бы предложение в К. Спрос и предложение могут быть уравновешены только в том случае, если цена возрастет до уровня, обозначенного MVC (предельная ценность потребителей). В связи с этим достаточное количество потребителей прервут (или просто снизят) свой спрос, что приведет к его согласованию с имеющейся пропускной способностью. MVC представляет собой экономически выгодную стоимость электроэнергии, в случае, когда происходит рациональное нормирование спроса.

На практике существует меньше согласованности по ценности электроэнергии для потребителей, чем по измерению предельных издержек. Отсюда возникает три основных метода.

166