Конкуренция и выбор в энергетике

совпадать с существующим чистым потоком энергии в сети. Если же дополнительный приток энергии на линию направить в противоположную сторону, то потери сократятся и краткосрочные предельные затраты на электропередачу будут отрицательными.

Например, если пользователи системы запросят дополнительный поток энергии с Востока на Запад, который опять же будет направлен против потока энергии в сети, суммарные потери снизятся. Только 95 МВтч на Востоке будет достаточно, чтобы удовлетворить потребность в 100 МВтч на Западе; предельный эффект составит экономию в 5МВтч. В этом случае, если бы предельная стоимость выработки на Востоке была $10,53 за МВтч, то затраты на производство в общем составили бы $1000, и производителю нужно было бы брать $10 за МВтч на Западе. Другими словами, эффект транспортировки электроэнергии с Востока на Запад, против чистого потока электричества в сети, снизил бы цену на электроэнергию. Таким образом, кратковременные предельные затраты на передачу с Востока на Запад были бы меньше на 53 цента за МВтч или равны отрицательной стоимости передачи электроэнергии по направлению Запад-Восток.

Понятие того, что стоимость "обратного хода" является отрицательной, иногда не допускается, поскольку немногие производители хотят поставлять энергию в регион, где она будет стоить дешевле. Однако если затраты на транспортировку измерят для удобства вычисления относительно центрального узла системы, как предлагается далее, концепция отрицательной стоимости приобретет важное значение. Стоимость электропередачи из А в Б вычисляется по двум этапам: от А до центрального узла и от центрального узла до Б. На одной из этих стадий стоимость может быть отрицательной, даже если общая стоимость является положительной или равна нулю. Например, если производитель и потребитель находятся в одном районе, стоимость электропередачи от одного другому будет равна нулю. Однако, это можно вполне представить в виде двух сделок: доставки до центрального узла при стоимости (скажем) 53 цента/МВтч и доставки от центрального узла к потребителю при стоимости -53 цента/МВтч, при этом общая стоимость будет равна нулю, как и требовалось. Тогда, если не брать в расчет отрицательные затраты, (по крайней мере, кратковременные) распределение нагрузки пройдет неэффективно.

13.3.3. Ограничения при электропередаче

Не все заявки на передачу электроэнергии можно удовлетворить путем увеличения потоков или потерь. На систему электропередачи действуют три вида ограничений: по температурному режиму, напряжению и стабильности. Независимо от причины, они обычно вынуждают ОСЭП ограничивать максимальный поток энергии на некоторых линиях. Некоторых производителей, энергия которых, возможно, была распределена с целью снижения общей выработки, заменят другими в более выгодных районах. Это резко меняет предельную стоимость электропередачи на разных концах участка ограничения, и разница стоимости на разных концах этого участка превышает стоимость предельных потерь на линии. Однако, кратковременные предельные затраты на передачу энергии продолжают отличаться от предельных затрат на выработку.

207

•Аксиома 3: При ограничениях на поток энергии на линию, кратковременные предельные затраты на передачу энергии равны разнице между предельными затратами на выработку (т.е. экономической ценностью электроэнергии) на разных концах участка ограничения.

Влияние ограничений можно проиллюстрировать, если рассмотреть систему передачи, которая состоит из двух зон А и Б, со спросом, равным Х и Y. ”Кривые поставки” для каждой зоны показаны на Рис. 13.2 и 13.3. В каждой зоне предельная стоимость производства возрастает по мере распределения более дорогостоящей энергии: то есть кривые предложения растут по наклонной вверх. Если бы зоны были не связаны, то предельные затраты на производство определяли бы экономическую ценность электроэнергии в $12 МВтч в зоне А и $20 МВтч в зоне Б: точки, где кривые поставки пересекаются с уровнем спроса, есть цены на рынке в каждой зоне.

Теперь повернем график для зоны Б на 180 градусов и переместим его в график для зоны А. На Рис.13.4 показан общий спрос для двух зон Х + Y, который удовлетворяется выработкой энергии в той или другой зоне. При отсутствии ограничений, электропередача ничего бы не стоила (если не брать во внимание потери), и задача вычисления минимальных затрат потребовала того, чтобы предельные затраты были равны в обеих зонах. Это достигается при пересечении двух кривых предложения, где выработка в зоне А равна Х + Т и Y – Т в зоне В. Поток на линии из А в В в МВтч, был бы Т, и предельная стоимость выработки составила бы $17 за МВтч для каждой зоны.

Рис.13.2

Издержки производства в зоне А.

208

Рис.13.3

Издержки производства в зоне Б.

0

Рис. 13.4

Совместное производство.

20

18

17

14

12

МВт

Однако при ограничениях на электропередачу достичь того же результата между двумя зонами невозможно. Например, если пропускная способность линии передачи между А и Б (L) меньше уровня электропередачи без ограничений между ними, то уровень выработки в зоне А нужно будет свести к Х + L. На Рис.13.4 показано, что это уменьшит цену на выработку в зоне А от $17 МВтч до $14 МВтч. Энергию,

209

выработанную в зоне А нужно будет заменить более дорогостоящей энергией на другом конце участка ограничения. Предельная стоимость выработки в зоне Б возрастет до $18 за МВтч, также увеличиться и общая стоимость выработки для двух зон вместе.

В этом примере, краткосрочная предельная стоимость передачи энергии из А в Б составляет $4 за МВтч. Она рассчитана как разница между предельными затратами на выработку в двух зонах ($18 за МВтч минус $14 за МВтч). Подобным образом, краткосрочные предельные затраты на передачу из Б в А будут минус $4 за МВтч. Краткосрочные предельные затраты можно представить тремя альтернативными способами:

1.Затраты на выработку электроэнергии: спрос на передачу дополнительных МВтч через участок ограничения влечет за собой затраты дополнительно к суммарным краткосрочным затратам на выработку в размере $4. Это может произойти, например, если другая сеть, связанная с зоной А, пыталась направить энергию в третью сеть, подсоединенную к зоне Б. Единственный способ, который поможет местному диспетчеру распределить дополнительный ввод энергии в зону А – это воздержаться от местной выработки электроэнергии, экономя таким образом $14 за МВтч; однако, любой дополнительный спрос на передачу электроэнергии вне зоны Б, будет удовлетворен за счет энергии местной выработки по цене $18 за МВтч. Даже до учета потерь при передаче необходимость транспортировки электроэнергии через участок ограничения увеличивает затраты на выработку на $4 за МВтч.

2.Вмененные издержки на уровне права на передачу: право осуществлять электропередачу через участок ограничения представляет собой право на доступ, как и любое другое право на собственность. В этом случае любой производитель или потребитель, у которого есть право на использование линии, может покупать энергию из зоны А по цене $14 за МВтч и продавать ее в зону Б по цене $18 за МВтч, извлекая со сделки прибыль в $4 за МВтч. Прибыль, от которой воздержались текущие владельцы актива (в данном случае право на передачу энергии), обычно называется “вмененной стоимостью”; она определяется пользователем, который готов предложить наиболее выгодную цену за актив, по сравнению с остальными пользователями. Любой другой продавец, который захочет купить право на передачу энергии через участок ограничения, должен будет заплатить существующим пользователям, по крайней мере, эту сумму, чтобы компенсировать ту прибыль, от которой они отказались.

3.Стоимость укрепления или расширения: последний пункт, по которому цена электропередачи $4 за МВтч соотносится с предельными затратами – это стоимость укрепления линии. Если некоторые пользователи готовы платить $4 за МВтч для передачи энергии из А в Б, то строить дополнительные мощности будет выгодно, если затраты на их строительство не будут превышать $4 за МВтч. Если же ограничению будет разрешено существовать и далее, то можно сделать вывод (только для сектора со свободной конкуренцией на электропередачу), что стоимость расширения линии будет превышать $4 за МВтч

210

Это последнее сравнение указывает на связь между кратковременной предельной стоимостью электропередачи и возможными инвестициями в расширение системы. Этот вопрос подробно рассматривается в следующем разделе.

13.3.4. Затраты на расширение системы

В первом случае любую заявку на передачу энергии можно обеспечить за счет увеличения потерь. По мере увеличения потоков в сети сверх определенного уровня, нормы безопасности диктуют необходимость воздержания от производства в зоне ограниченного экспорта, что приводит к издержкам, связанным с ограничениями.64 При поступлении дополнительных заявок на передачу энергии наступает момент, когда дисконтированная текущая стоимость всех потерь и ограничений системы в ее текущей конфигурации, рассчитанная в среднем для всех часов использования системы и планируемая на будущее, будет превышать минимальную стоимость альтернативной системы с новыми дополнительными линиями. Предельная стоимость электропередачи в этот момент должна включать стоимость расширения системы.65

Экономические правила при расширении системы:

•Аксиома 4: Строить дополнительные мощности следует лишь в том случае, если общая экономия стоимости производства (и управления нагрузкой) превышает суммарные затраты на строительство.

•Аксиома 5: наращивать мощность следует до тех пор, пока предельная экономия производства не будет равна предельной стоимости строительства дополнительных мощностей.

Если следовать данным правилам, то стоимость любого проекта будет превышать его себестоимость, а сумма будущих кратковременных затрат будет равна долговременной предельной стоимости дальнейшего расширения.

Пример, приведенный на Рис. 13.4 выше, показывает, что если бы долговременная предельная стоимость электропередачи составляла $4 за МВтч, то стоимость строительства дополнительной мощности электропередачи выше величины L была бы больше сэкономленных затрат. Меньшее по размеру строительство исключило бы

64Когда это происходит, нагрузка на линию или сеть не обязательно соответствует ее физической пропускной способности. Традиционный порядок эксплуатации может требовать частичную нагрузку многих линий с целью обеспечения минимальной резервной мощности на случай неблагоприятных событий. Мы не ставим своей целью конкретно рассматривать вопрос, оптимально ли определяются эти ограничения на практике или нет.

65Если бы неделимость или эффекты масштаба не существовали, систему можно всегда сконфигурировать так, чтобы она могла в достаточной мере обеспечивать существующих пользователей, и в этом случае она бы потребовала срочного расширения для удовлетворения потребностей новых пользователей. Пропускная способность добавляется только через редкие интервалы времени ввиду осложнений неделимости и эффектов масштаба.

211

возможность заключения экономически выгодных сделок. В этом случае пропускная способность L была бы оптимальной.

Когда пропускная способность составляет L единиц, то стоимость оставшихся потерь и ограничений (новая кратковременная предельная стоимость) почти равна стоимости последней единицы дополнительной мощности. Следовательно, если все происходит, как и ожидалось, то "наличные" продажи L единиц мощности электропередачи по ценам, рассчитанным по краткосрочной предельной стоимости, будут стоить столько, сколько долгосрочный контракт на L единицы мощности электропередачи, оцененный по долгосрочной предельной стоимости.

Однако, по ряду причин, операторы ЛЭП, не могут полагаться на наличное ценообразование электропередачи. Во-первых, в случае эффекта масштаба наличные цены не обеспечат достаточного дохода. Во-вторых, если оператор ЛЭП обладает монополией на рынке электропередачи, то он может повысить цену (путем снижения пропускной способности). В-третьих, не всегда все получается так, как было запланировано, и поэтому рискованно полагаться на то, что наличные цены покроют долгосрочные инвестиции в передачу энергии. Трудности при оценке уровня будущего использования предполагают, что операторы ЛЭП скорее предпочтут застраховать свои доходы в контрактах перед строительством дополнительной мощности, чем полагаться на наличные цены после ее строительства.

В оставшейся части этой главы объясняется, как эффект масштаба соотносится с возмещением затрат и каким образом операторы ЛЭП (или другие инвесторы) должны решать эту проблему. В Главе 14 мы рассматриваем, как используются контракты на электропередачу, для того чтобы регулировать монополию операторов ЛЭП, стимулировать инвестиции и просчитывать возможный риск.

Простое сравнение кратковременных и долговременных затрат

Рассмотрим ситуацию, где отсутствует эффект масштаба. На Рис. 13.5 показаны издержки и прибыль от инвестиций в L единицах (L) пропускной способности ЛЭП. Высота вертикальных стрелок представляет долгосрочную предельную стоимость единицы пропускной способности ЛЭП. В этом примере все стрелки одинаковы по длине, следовательно, стоимость каждой дополнительной единицы электропередачи будет одинакова, что исключает эффект масштаба. Общая экономия, благодаря первым переданным единицам (=ST), значительно выше стоимости каждой единицы ЛЭП. Каждая последующая единица экономит меньше предыдущей, а экономия от последней единицы равна ее затратам. Следует рассмотреть да момента:

•строительство линии передач является выгодным, если общая экономия затрат на производство превышает общую стоимость линии передачи;

•тарифы на услуги ЛЭП, рассчитанные по кратковременной предельной стоимости, покроют общую стоимость линии.

212

Рис. 13.5

Отсутствие эффекта масштаба.

$/МВтч

S

T

МВт

Рис. 13.6

Эффект масштаба.

$/МВтч

Падение ДПСЗ

МВт

213

13.3.5. Сравнение стоимости с учетом эффекта масштаба

При наличии эффекта масштаба наличные цены на передачу не покроют стоимости линии, даже если все пойдет точно по плану. Например, на Рис. 13.6 длинная стрелка показывает первую единицу электропередачи, обозначая ее высокую стоимость. Короткая стрелка обозначает последующие единицы электропередачи, чтобы показать падение долговременной предельной стоимости, или возросшую стоимость единицы мощности. Общая стоимость всех единиц мощности показана заштрихованным участком. В этом примере общая стоимость превышает общую экономию, следовательно, строительство линии электропередачи невыгодно.

Если бы эффект масштаба был выражен менее четко, общая стоимость линии электропередачи могла быть меньше величины экономии, и в этом случае осуществление проекта имело бы смысл. Однако, даже тогда плата, установленная как равная кратковременной предельной стоимости электропередачи, не покроет общую стоимость проекта. Чтобы обеспечить выгодное вложение средств, необходимо, чтобы потенциальные пользователи расширенной линии согласились оплатить общую стоимость до осуществления проекта. Рассмотрим этот вопрос в следующем разделе.

13.4. ПРАВИЛА ИНВЕСТИРОВАНИЯ И ВОЗМЕЩЕНИЕ ЗАТРАТ

Основная структура определения предельных или удельных затрат была описана в предыдущем разделе. В этом разделе мы рассмотрим эффективность ценообразования для дополнительных инвестиций с учетом эффекта масштаба. При передаче электроэнергии многое зависит от эффекта масштаба, который очень важно учитывать при расчете дополнительных проектов (на которых мы и концентрируем внимание), но который не следует путать с эффектом масштаба всей сети электропередачи (который более трудно определить). Его анализ также важен для возмещения стоимости уже вложенных инвестиций.

Экономическая эффективность требует, чтобы каждый потребитель оплачивал предельную стоимость предоставления конкретной услуги. К сожалению там, где в результате эффекта масштаба или просто масштаба возникают общие расходы, доходы от ценообразования по всем заявкам на обслуживание, рассчитанного по предельной стоимости, не покроют суммарной стоимости предоставления услуги. Например, в соответствии с “N - 2” или удвоенными непредвиденными стандартами, конструкция сети должна допускать потерю (запланированную или незапланированную) любых двух линий. Заявка на мощность электропередачи, равной установленной мощности отдельно взятой линии в 100 МВт, фактически требует от оператора ЛЭП строительства трех линий мощностью в 100 МВт на тот случай, если бы стало невозможно одновременно использовать две линии. Тогда мощность электропередачи могла бы увеличиться в три раза до 300 МВт за счет добавления еще двух линий в 100 МВт каждая, что в сумме составило бы пять линий. (В соответствии с критерием N - 2, пять линий по 100 МВт каждая обеспечивают мощность в 300 МВт в любое время, даже если две линии выйдут из строя (см. Рис. 13.7)). Предельная стоимость добавления каждой мощности в 100 МВт – это еще одна линия, или 1/3 стоимости первых 100 МВт. Это не просто особенность жестких

214

стандартов безопасности, но и учет эффекта масштаба применительно к надежности системы в общем.66

Рис. 13.7

Эффект масштаба при соблюдении стандартов безопасности

X X

В соответствии с критерием Н-2 три линии обеспечивают мощность в 100МВт

X X

В соответствии с критерием Н-2 пять линий обеспечивают мощность в 300МВт

Эффект масштаба затрагивает вопросы относительно сроков инвестирования (необходимость преждевременного строительства) и размера любого другого инвестиционного проекта. Эти вопросы рассматриваются ниже, но мы начнем с рассмотрения эффекта масштаба в модели для отдельно взятого периода, где уровень инвестиций бесконечно гибкий.

13.4.1. Расчет эффекта масштаба

Общее правило эффективного инвестирования таково, что суммарные дополнительные доходы должны быть достаточно высокими, чтобы покрыть

66Также существует эффект масштаба, при котором поступают заявки на 10-летний срок обслуживания, но срок полезной службы оборудования составляет 20 лет. Последние 10 лет обслуживания практически обеспечиваются без дополнительной стоимости.

215

суммарные удельные затраты. Таким образом те инвестиции, за которые потребители не захотят совместно платить, будут непривлекательными для инвесторов. Связанная с этим политика ценообразования состоит в том, чтобы установить цену для каждого отдельного потребителя, которая не будет ниже предельной стоимости обслуживания каждого потребителя и не выше их желания платить, и в том, чтобы иметь гарантию того, что общие доходы от всех пользователей будут превышать суммарные издержки.

Например, технология может иметь функцию издержек, представленную в следующем виде:

Общая стоимость расширения на х единиц = k + bх

Предельная стоимость расширения равна b, но вкладывать деньги не рационально до тех пор, пока потребители также не захотят совместно оплатить общую стоимость k. Некоторые правила инвестирования, которые требуют от предприятий общего пользования расширения их систем электропередачи для удовлетворения всех заявок на обслуживание, не соответствуют этому критерию.

Энергосистемы общего пользования часто пытаются покрыть общую стоимость инвестиций, распределяя ее среди всех потребителей, использующих новую линию. Если значение k велико, то равное распределение стоимости среди всех потребителей, может повысить среднюю цену настолько, что некоторые пользователи откажутся от использования этой линии вообще. Это еще больше осложняет проблему, с которой сталкиваются предприятия общего пользования, поскольку некоторые пользователи согласились бы оплатить, по крайней мере, стоимость единицы b и частично общие расходы k. Потеря этих предельных пользователей увеличивает долю суммарных издержек, которая покрывается остальными пользователями, и повышает вероятность того, что они откажутся от использования этой линии.

Эта проблема привлекла внимание многих экономистов, занимающихся вопросами энергосистем общего пользования. При условии, что вкладывать деньги будет рационально, общее решение проблемы ценообразования состоит в том, чтобы обеспечить распределение стоимости k среди потребителей так, чтобы это не оказало отрицательного воздействия на инвестиционное решение, при этом общие расходы возлагались бы на потребителей, которые бы больше всех не возражали их оплачивать, т.е. ту часть потребителей, чей спрос меньше всего зависит от цены, которую они должны заплатить (наименее эластичный).

До недавнего времени было разработано несколько практических методов, учитывающих эффект масштаба и обеспечивающих эффективное распределение общих расходов. Некоторые из них уже применялись при расчете инвестиций в электропередачу и наиболее известные рассматриваются ниже.

13.4.1.1.Совместное предприятие

Наиболее наглядный пример этой практики можно обнаружить в распределении общих расходов на стадии планирования, которое долго использовалось

216