Конкуренция и выбор в энергетике

1.Crew, M.A. и Kleindorfer, P.R. (1986) The Economics of Public Utilities Regulation (Экономика регулирования энергосистем общего пользования), MIT Press, Cambridge, MA.

2.Green, R. (1990) Reshaping the CEGB: Electricity Privatisation in the UK (Реструктуризация и обновление Центрального совета по производству электроэнергии: Приватизация электроэнергии в Великобритании), Cambridge University Department of Applied Economics.

3.Hunt, S. (1991) Competition in the Electricity Market: the England and Wales Privatisation (Конкуренция на рынке электроэнергии: Приватизация в Англии и Уэльсе), NERA Topics, выпуск 2

197

13. СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Цель этой главы состоит в том, чтобы вкратце рассказать об услугах передачи энергии и дополнительных издержках при их обеспечении. Также рассматривается вопрос о распределении общих расходов среди пользователей системы при учете эффекта масштаба производства. Прежде всего, необходимо раскрыть значение цены на электропередачу в различных структурных моделях, представленных в Части 1.

13.1.ЗНАЧЕНИЕ ТАРИФИКАЦИИ УСЛУГ НА ПЕРЕДАЧУ ЭНЕРГИИ В РАЗЛИЧНЫХ МОДЕЛЯХ

Определение отдельной стоимости электропередачи не представляет существенной проблемы, если она вертикально интегрируется с выработкой электроэнергии как в Модели 1, т.к. в этом случае нет необходимости производить расчеты издержек независимо друг от друга. Затраты на передачу энергии составляют часть суммарных издержек, их можно свести до минимума путем эффективного использования энергосистемы общего пользования. В данной главе используются такие понятия, как инвестиционные издержки, ограничения в передаче энергии, предельные потери. Специалистам, проектирующим эти системы и работающим с ними, они известны как элементы стоимости, используемые при подсчете минимальных издержек. Но для большинства интегрированных систем знание издержек необходимо для уменьшения суммарных затрат при строительстве и эксплуатации мощностей по выработке и передаче энергии, а не для установления цены. Обычно не делается разграничения между ценами, установленными для потребителей, по географическому признаку, а также не предпринимается попыток оказать влияние на решения потребителей в отношении местоположения, указывая потребителям на стоимость ее транспортировки в различные регионы.

Однако, при переходе к конкурентному рынку цена на электропередачу принимает важное значение. В системах Модели 2, предусматривающих конкуренцию в области выработки электроэнергии, при оценке предложений следует учитывать транспортные расходы. В контракте на покупку электроэнергии должно быть указано место ее приобретения (на "электрической шине" или на центральном рынке), а также сторона, которая обеспечит ее транспортировку и возьмет на себя риск, если режим работы системы передачи энергии не совпадет с возможностями электростанции. За оптовыми и розничными потребителями обычно сохраняется монополия, которая допускает возможность ограниченного географического отклонения в тарифах для конечных пользователей.

В системах Модели 3 (оптовая конкуренция), когда потребители могут приобрести энергию по сети высокого напряжения, цена за ее транспортировку становится основным фактором при построении данной модели. В Модели 4 (розничная конкуренция) значение цены на электропередачу распространяется и на энергосистемы низкого напряжения. Как в Модели 3, так и в Модели 4 система передачи обычно не связана с выработкой энергии, и ею управляет компания,

198

именуемая в этой книге оператором системы электропередачи (ОСЭП).57 В данной главе изучаются требования к несвязанным системам открытого доступа, т.к. сделанные ранее выводы применимы, там где это необходимо, к Моделям 1 и 2. В Главе 14, где речь пойдет о ценах на передачу электроэнергии, содержится краткое описание методов работы в режимах открытого доступа для сетей, принадлежащих так называемым “групповым” коммунальным компаниям.

В начале главы мы рассматриваем задачи ОСЭП, чтобы определить характер выполняемых им услуг и установить возникающие при этом издержки. Затем анализируется влияние этих издержек на решения о возможных инвестициях в энергосистему. В следующей главе мы рассмотрим то, как функционируют концепции издержек в условиях различных договорных и регулирующих систем.

13.2. УСЛУГИ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭНЕРГИИ

Для ведения бизнеса необходимо определить предлагаемую этим предприятием продукцию или вид услуг, а также знать будущие издержки, чтобы установить цены, которые, по крайней мере, покроют эти расходы.

13.2.1. Характер услуг по передаче электроэнергии

Таким образом затраты на передачу энергии можно определить, установив тот продукт или вид услуг, которые продает ОСЭП (передающая компания). Затем мы сможем определить необходимую материальную базу и возможные издержки и на этой основе - предложить механизм их начисления в виде цен. На следующем этапе мы определим затраты, исходя из различных способов эксплуатации ОСЭП. В качестве возможного заголовка для данного раздела можно было бы выбрать “Обеспечение безопасности системы”. Помимо того, что забота о ее защите составляет главную обязанность операторов, надежная и безопасная система также есть основная составляющая часть продаваемого ими продукта. Именно на обеспечении безопасности и защиты основана большая часть других функций операторов.

Продукт или продукция, выпускаемая системой передачи энергии - это услуги по доставке, т.е. передача энергии из одной названной точки в другую по просьбе пользователей этой системы. В Главе 12 описывается процесс продажи энергии по всей сети, от производителя в точке А к потребителю в точке Б. Перед тем, как завершить подобную сделку, производитель и/или потребитель должен обеспечить право на передачу электроэнергии из точки А в точку Б. Эта услуга может предоставляться в отношении отдельных единиц продукции в случае, если она

57С точки зрения функций передачи, описанных в Главе 6, ОСЭП выступает одновременно в роли Поставщика передачи и диспетчера, т.е. ОСЭП является владельцем, осуществляет техническое обслуживание и ведет диспетчерскую деятельность в системе передачи. Однако, оператора системы передачи энергии (ОСЭП) не следует смешивать с Независимым оператором системы (НОС), выступающего во многих предложениях по реструктуризации в Калифорнии. В этих предложениях НОС выступает исключительно в роли диспетчера, в то время как другая самостоятельная компания является владельцем и осуществляет техническое обслуживание проводов.

199

совершается в короткие сроки. Однако для большинства энергосистем операции по продаже невозможны, если торговцы предварительно не закрепили за собой право на передачу сроком на день, месяц, год или более. Право на использование сетей в случае и по мере необходимости включает все присущие опционным контрактам свойства в отношении разделения рисков, о котором говорилось в Главе 11, посвященной контрактам на поставку энергии.

Это право также можно предложить с большей или меньшей степенью "твердости", т.е. с большей или меньшей гарантией того, что услуги будут предоставлены тогда, когда это будет необходимо. Эти права можно объединить с учетом возможности передачи в и получения электроэнергии на различных участках сети. То или иное право должно сопровождаться гарантией качества услуг с точки зрения регулировки частоты, реактивной мощности, а также надежности обслуживания (т.е. вероятность того, что энергия будет передана в соответствии с заявкой).

В следующем разделе в общих чертах описываются способы удовлетворения энергосистемами общего пользования потребностей в передаче электроэнергии от независимых торговцев. Чтобы обеспечить поставку по минимальной стоимости, оператор использует различные средства. Это не только линии, опоры электропередач, кабели и другое стационарное оборудование, но и ряд “дополнительных услуг”, таких как реактивная мощность (регулировка напряжения) и выработка резервной мощности (регулировка частоты). Описание операций приведет к описанию средств для их выполнения, а затем и к определению их стоимости. Эта общая модель обеспечит основу для изучения стоимости услуг по передаче энергии и принципов ценообразования.

13.2.2. Основная коммерческая структура

В Главе 12 был предложен децентрализованный метод организации торговли, которая также может осуществляться и путем централизованного распределения, когда оператор СЭП решает, энергию какого производителя направить потребителю. Характер торговли изменяется в зависимости от типа системы, как и от степени интеграции между оператором и производителем. Однако, эта децентрализованная модель позволит выявить основные элементы любой коммерческой системы, где доступ к сети возможен и для третьих лиц:

1.Оператор СЭП может назначать и распределять права среди пользователей системы.

2.Пользователи системы должны заранее информировать оператора о

запланированных передачах, обеспеченных их правами.

3.Возможно, что диспетчеру придется перераспределить фактические потоки энергии по сети в соответствии с пропускной способностью ЛЭП.

4.Диспетчер должен организовать поставку электроэнергии при минимальных потерях, а также распределить резервную выработку (или осуществить управление нагрузкой) для регулировки частоты.

200

5.Кто-то должен производить замер входящих и выходящих потоков активной (и реактивной) энергии и затем наладить связь с оператором рынка (ОР) (см. Главу 12), чтобы организовать оплату дисбалансов (и дополнительных услуг).

Эти пять элементов коммерческой структуры являются основными для оператора любой системы открытого доступа с целью удовлетворения физических, эксплуатационных и коммерческих требований пользователей и операторов.58

На данном этапе, среди этих пяти элементов только третий может потребовать дальнейших разъяснений. Рассмотрим ситуацию, когда оператор СЭП продает торговцу право пользования линией в объеме ее годовой пропускной способности 100 МВтт из А в Б. В любой определенный час торговец может уведомить оператора СЭП о запланированной поставке в 100 МВт по условию договора. Предположим, что оператор СЭП узнает, что какое-то временное ограничение пропускной способности не позволяет ему передать энергию более чем на 95 МВт из А в Б. В этом случае он должен перебалансировать потоки в сети, уменьшая количество энергии в А и повышая ее в Б, в обоих случаях на 5 МВт, чтобы сальдо перетоков из А в Б уменьшилось на 5 МВт до 95 МВт. С коммерческой точки зрения, эта балансировка может быть объяснена по-разному. Ниже будет показано, что ее стоимость существенно влияет на возможные инвестиции в энергосистему.

Некоторые специалисты полагают, что эти элементы управления системой необходимо разгруппировать в тот момент, когда услуги по обеспечению системы, такие как резервы, регулировка частоты и реактивная мощность приобретаются на конкурентном рынке самими потребителями или по их поручению. Но этот вариант не представляется возможным. Роль оператора СЭП состоит в том, чтобы обеспечить качество услуг по передаче для всех пользователей системы. Многие аспекты передачи электроэнергии являются общими для всех пользователей системы в одной конкретной области, например, частота и напряжение. Схожесть предлагаемых услуг делает невозможным начисление платы для отдельных потребителей на основе замеров энергопотребления.59 В связи с тем, что у каждого пользователя системы всегда есть соблазн бесплатно пользоваться качеством обслуживания, обеспеченным другими, качество услуг может резко ухудшиться.

Как правило, чтобы избежать подобную возможность бесплатного пользования, заключается соглашение, по которому все заинтересованные лица назначают представителя, обеспечивающего услуги, и оговаривают распределение между собой всех издержек и расходов. Только стороны, подписавшие соглашение, будут вправе пользоваться этими услугами. Другими словами, если бы монополия оператора СЭП

58Для более полного объяснения роли ОСЭП см. Hunt, S è Shuttleworth, G. (1993) Operating a Transmission company under Open Access: The Basic Requirements The Electricity Journal, том 6, ном. 3.

59Когда объем резервной или реактивной мощности, потребляемый или поставляемый отдельным лицом, можно замерить, иногда возможно начисление тарифа за эту мощность. Однако, краткосрочные колебания в объеме выработки и потребления обычно не замеряются, поэтому начисление тарифа за использование кратковременных ресурсов или регулировку частоты невозможно. Подобным образом, основная часть реактивной мощности потребляется в пределах системы передачи энергии и не проходит по счетчикам потребителей.

201

на предоставляемые им услуги по обеспечению системы не существовала, то пользователям системы пришлось бы нанять кого-то другого, чтобы обеспечить эффективное функционирование системы.

13.3. СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭНЕРГИИ

Как подчеркивалось в предыдущем разделе, энергия передается из одной точки в другую. Каждый пользователь системы имеет различные требования к обслуживанию, указывая различные пункты входа и выхода, периоды времени, когда требуются услуги, а также различные объемы электроэнергии, необходимой для передачи в эти периоды. Таким образом, методология расчета стоимости услуг должна определять, по мере возможности, вид предоставляемой услуги для каждого торговца, пользующегося системой, и уровень издержек, связанных с использованием этой услуги торговцем. Эта глава начинается с определения предельных затрат на обслуживание каждого пользователя. Общие расходы, которые не могут быть непосредственно распределены среди отдельных пользователей, будут рассматриваться в последующих разделах книги.

13.3.1. Определение предельных затрат

Предельные затраты - это все затраты в настоящем и в будущем, возникающие при дополнительном использовании системы, необходимом для удовлетворения возросших потребностей ее пользователей. При этом иногда следует различать:

•Кратковременные предельные затраты (КПЗ)- это стоимость повышения (или понижения) объема выпускаемой продукции с целью удовлетворения повышенного (или пониженного) спроса, когда пропускная способность фиксирована; или, если спрос превышает уровень пропускной способности, эти затраты представляют собой цену, которая будет регулировать спрос так, чтобы он соответствовал пропускной способности линии. В системе передачи энергии краткосрочные предельные затраты - это энергетическая стоимость потерь и ограничений.

•Долговременные предельные затраты (ДПЗ) - это стоимость производства дополнительной продукции, когда пропускную способность можно изменить. В системе передачи долгосрочные предельные затраты включают расходы на строительство новых мощностей (“стоимость расширения”) плюс любые остальные потери.

•Понятие дополнительных затрат иногда употребляется вместо предельных, когда речь идет о стоимости увеличения использования на протяжении длительных периодов времени. Существует разница между суммарными издержками, возникающими при увеличении использования системы или без него. (Аналогичная концепция применима и к уменьшениям в использовании).

В реальной системе "заявка на передачу" может охватывать транспортировку энергии по различным участкам энергосети. Некоторую ее часть можно

202

удовлетворить за счет увеличения потерь и ограничений, а некоторую - за счет расширения производственных мощностей. Стоимость любой определенной заявки может включать как краткосрочные, так и долгосрочные затраты. Чаще всего, предпочтительнее ссылаться на предельные или на дополнительные издержки по данной конкретной заявке.

Сейчас мы продемонстрируем, как концепции затрат соотносятся друг с другом на примере отдельной линии или простой сети.

13.3.2. Краткосрочные предельные издержки передачи энергии и наличные цены на энергию в узлах сети

В краткосрочном плане затраты на передачу энергии будут состоять из платы за электроэнергию. Дополнительные потоки электроэнергии, передаваемые по сети, влияют на общие физические потери. Стоимость дополнительных потерь - это кратковременные затраты на электропередачу. Дополнительный поток также может усилить ограничения в системе. На участке СЭП, ограниченном определенной пропускной способностью, часть подаваемой энергии следует распределять на входе, в то время как более дорогую энергию следует распределять на выходе. Чистая стоимость этих корректировок в распределении представляет собой еще одну статью кратковременных расходов по электропередаче.

Если бы электропередача ничего не стоила, диспетчер снизил бы суммарные издержки производства, уравнивая экономическую ценность электроэнергии в каждом узле системы. Экономическая ценность электроэнергии определяется предельной стоимостью распределяемой электроэнергии или рыночной ценой.60 Но т.к. передача электроэнергии не бесплатна, центральный диспетчер снижает до минимума суммарные издержки производства электроэнергии в системе, если разница между экономической ценностью электроэнергии в любых двух узлах равна предельным затратам на производство, вызванным дополнительными потоками между этими узлами. Таким образом кратковременные затраты на передачу электроэнергии не могут рассчитываться или снижаться до минимума отдельно от стоимости производства.

13.3.2.1.Издержки по передаче энергии и оптимальное распределение нагрузки

Например, если продукция производителя с "высокими" затратами распределяется в узле Б ($30 за МВтч), а производитель с “низкими” затратами имеет резервную мощность в узле А ($20 за МВтч), то можно сделать вывод, что стоимость передачи энергии из пункта А в пункт Б равна разнице между предельными затратами на производство в А и Б (т.е.$10 за МВтч)

60См. Главы 10-12 для обсуждения экономически выгодной стоимости электричества и связанные с этим правила образования рыночных цен. Здесь мы предполагаем, что экономически выгодная стоимость равна предельной стоимости выработки.

203

•Если предельные затраты на передачу энергии были бы меньше разницы в стоимости выработки, оператор СЭП смог бы сократить суммарные издержки за счет увеличения выработки электроэнергии в А и передачи ее в Б и тем самым заменить выходную мощность более дорогого производителя; и

•Если бы предельные затраты на передачу энергии были бы больше разницы в стоимости выработки, оператор СЭП смог бы сократить суммарные издержки за счет передачи меньшего объема электроэнергии из А в Б.

На основании этих предположений, можно вывести следующее общее правило:

•Аксиома 1: В системе оптимального распределения нагрузки в сети кратковременные затраты на передачу из А в Б равны разнице между предельной стоимостью выработки в Б и предельной стоимостью выработки в А.

Поэтому, если предельная стоимость выработки в А составляет $20 за МВтч и в Б - $30 за МВтч, предельная стоимость передачи из точки А в Б должна составлять $10

МВтч, иначе что-то должно претерпеть изменения.

Это общее правило лежит в основе использования сложных моделей потоков электроэнергии в сети с целью обеспечения цен на ее передачу как побочного продукта оптимизации производства. Вычисление издержек передачи энергии производится на основе оценки предельной стоимости выработки, предусмотренной моделью, на всех участках сети. Тем не менее, это же правило применимо при любом распределении нагрузки, которое признается оптимальным или близким к оптимальному.

13.3.2.2.Стоимость передачи энергии и наличные цены для узлов сети

Впервые тесная связь между платой за электроэнергию и затратами на передачу была исследована группой специалистов из Института технологии штата Массачусетс под руководством Фреда Швеппе. Объяснение понятия издержек передачи, приводимое в этой главе, представляет собой упрощенный двухузловой вариант многоузловой технической модели, для которой специалисты этого института нашли общее решение.61

Этот подход был принят и одобрен другими специалистами, которые отметили, что введение ясного тарифа станет ненужным, если оператор на рынке сможет обозначать экономическую ценность электроэнергии в каждом узле сети (установление наличных цен в узлах сети).62 К моменту написания этой книги не было

61См., например, Bohn, R.E., Caramanis, M.C. è Schweppe, F.C. (1984) Optimal Pricing in Electrical Networks over Space and Time, Rand Journal of Economics, том. 13, ном. 3.

62Для современной трактовки данного подхода см. Hogan, W.W. 1995) Electricity Transmission and Emerging Competition, Школа Правительства Дж.Ф.К., Гарвардский университет, МФ (подготовлено для ежегодной конференции Центра исследований в области энергосистем общего пользования, 27 апреля 1995 года).

204

реального примера, описывающего образование наличных цен в узлах. Норвежский рынок электроэнергии использует аналогичный подход с ценами только для четырех или пяти зон, а не для каждого узла энергосистемы.

Установление наличных узловых цен имеет некоторые достоинства при оценке передачи электроэнергии между основными рынками, как в Норвегии. Однако, такое ценообразование может и не найти универсального применения, когда тарификация на передачу перестанет быть необходимой. Соотношение аргументов может измениться в пользу установления наличных цен в узлах по мере развития компьютерной технологии. А пока мы предполагаем, что наличные цены будут рассчитаны только для тех узлов, которые представляют коммерческую необходимость. Передача энергии в узлы и из узлов потребует введения четких и ясных цен на передачу. Более того, наличные цены для узлов могут не покрыть суммарных затрат на передачу энергии там, где присутствует эффект масштаба (т.е. имеется возможность получения экономии средств за счет масштабов операций).

Поэтому, работая над этой и следующей главой, мы исходили из предположения, что некоторая форма установления цен на передачу энергии возникнет на основе текущего ценообразования и не подвергнется радикальной реформе образования наличных цен на электроэнергию.

В любом случае, сложные алгебраические модели, используемые для описания образования наличных цен для узлов, являются наиболее простыми для понимания с точки зрения кратковременных затрат на передачу, вызванных реальными эксплуатационными факторами: потерями и ограничениями при передаче электроэнергии. Мы поочередно рассматриваем каждый из них, чтобы точно показать, каким образом затраты на передачу электроэнергии соотносятся с экономически выгодной стоимостью электроэнергии.

13.3.2.3.Потери при электропередаче

Потери энергии при передаче (следовательно, и затраты на передачу) возрастают экспоненциально на любой линии. Предельные потери увеличиваются почти пропорционально потоку электроэнергии.63 Поэтому кратковременные предельные затраты при отдельно взятом заказе на электропередачу зависят от существующего потока энергии в сети, связанного с другими пользователями системы. Для определения предельных затрат предположим, что другие потоки останутся неизменными. Затем рассмотрим эффект дополнительных потоков энергии в сети. В приведенных ниже примерах эта теория применяется к отдельно взятой линии, которая соединяет два узла (“Запад” и “Восток”) и не имеет ограничений при электропередаче.

63Для читателей, интересующихся техническими вопросами, потери представляют собой квадратичную или "квадратную" функцию" тока ("I", которая пропорциональна линейному потоку МВтч при постоянном напряжении) и линейную функцию сопротивления (R, которая зависит от длины линии и главных характеристик). Суммарные потери часто представлены следующим выражением: потери=I2R. Предельные потери в связи с увеличением потока на линию (т.е. дополнительный ток) представлены первой производной, 2I R.

205

Для начала, предположим, что энергия движется с Запада на Восток. Если возрастание потребностей на Востоке совпадет с ростом производства на Западе, возрастет и поток электроэнергии в сети на линии Запад – Восток, что существенно повлияет на потери при электропередаче. Увеличение или уменьшение суммарных потерь в системе составляет предельную стоимость передачи энергии с Запада на Восток. Если предельная стоимость положительна, то производитель на Западе должен поставлять больше, чем требуется на Востоке.

Например, любой производитель, отправив дополнительные 100 МВтч на Запад, может узнать, что там могут использовать только дополнительные 95 МВтч. В этом случае предельные физические потери энергии составят 5 МВтч (или 5% от объема выработки). Это показано на Рис. 13.1, где стрелкой обозначена вся сеть, соединяющая Восток и Запад.

Предельная стоимость транспортировки электроэнергии с Запада на Восток легко определяется через физические потери энергии. Чтобы вычислить стоимость этих потерь, а вместе с ними и кратковременные предельные затраты на передачу энергии, следует рассмотреть разницу цены баланса между Западом и Востоком. Если предельная стоимость выработки на Западе составляет $10 за МВтч, то общая стоимость дополнительных 100 МВтч составит $1000. Потребители получат только 95 МВтч, но им нужно будет заплатить сумму в $1000, чтобы покрыть возросшие издержки производителя. Это подразумевает цену в $10,53/МВтч на Востоке (сумма в $1000, разделенная на 95 МВтч). Отсюда следует, что цена на транспортировку увеличилась на 53 цента/МВтч, это повышение цены и определяет краткосрочные предельные затраты на передачу электроэнергии с Запада на Восток.

Стоимость электропередачи= 53 сенты/МВтч

•Аксиома 2: В любой системе, где электропередача не имеет ограничений, кратковременные предельные затраты на передачу вычисляются из предельных физических потерь электроэнергии.

В общем, потери увеличиваются с расстоянием. Чтобы обеспечить узлы системы, которые удалены, производитель должен увеличить цену, чтобы покрыть свои первоначальные затраты на производство. Однако, дополнительный приток энергии на линию только приведет к росту суммарных потерь, если его направление будет

206