Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Конкуренция и выбор в электроэнергетике

Соглашения на покупку энергии - Конкуренция и выбор в электроэнергетике

Оглавление
Конкуренция и выбор в электроэнергетике
Движение в направлении конкуренции
Реструктуризация и приватизация
Отраслевые структуры
Модель 1 - монополия
А - Рынки с возмещением частичных затрат
Модель 2 - закупочное агентство
Модель 3 - конкуренция на оптовом рынке
Модель 4 - конкуренция на розничном рынке
Выбор модели
Решение агентством контрактных проблем
Соглашения на покупку энергии
Оптовые контракты
Рынки наличного товара и организация торговли
Заключение торговых сделок в энергосети
Установление цен на рынке
Как заставить работать рынки электроэнергии
Объединенная система Великобритании
Стоимость услуг по передаче электроэнергии
Правила инвестирования и возмещение затрат
Предварительное строительство и форвардные права
Контракты и цены на передачу электроэнергии
Установление контрактых цен на несвязанную передачу энергии
Контракты и цены - заключение
В - дело о Йоркширских пилонах
Г - эффективность ценообразования по принципу сверху вниз

10. СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ
Соглашение на покупку электроэнергии (СПЭ) - это контракт на продажу независимым производителем энергии (НПЭ) электричества, факта наличия генерирующих мощностей и других услуг по производству электроэнергии. В рамках системы, содержащейся в Модели 2 (конкуренция в области производства электроэнергии), покупателем является центральное закупочное агентство, которое может также являться оператором сети передач, выполняя диспетчерские функции и осуществляя контроль за всей сетью, или же в роли покупателя выступает интегрированная компания по производству электроэнергии. Однако СПЭ могут также использоваться и в более конкурентных системах, таких как Модель 3 (конкуренция на оптовом рынке) и Модель 4 (конкуренция на потребительском рынке, для продажи электричества одним НПЭ оптовому торговцу или агрегатору электроэнергии. Оптовый торговец комбинирует закупки по нескольким СПЭ с закупками и продажами на наличном рынке с тем, чтобы набрать объем электроэнергии, необходимый для выполнения своих обязательств по оптовым или розничным контрактам. Поэтому СПЭ могут использоваться в любой системе, где есть возможность создать НПЭ (т.е. отдельную компанию по производству электроэнергии).
В данном разделе описываются основные элементы СПЭ, в частности вопросы оплаты за электричество, за имеющиеся мощности и за другие услуги, предоставляемые в рамках СПЭ.

  1. ЦЕНЫ ЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ

Цена за электроэнергию, выраженная в $/кВтч, это цена, выплачиваемая за единицу дополнительной продукции. Ранние попытки составления контрактов для НПЭ во многом исходили из того, что все затраты предприятия должны покрываться за счет цен на энергию. Поэтому контракты фиксировали цену на уровне средней величины затрат НПЭ при некоем заранее определенном объеме выпуска продукции или на уровне не понесенных покупателем затрат. При условии, что НПЭ достигал (или превышал) этот установленный объем выпуска продукции, затраты предприятия покрывались (и оно получало прибыль). Однако подобный способ структурирования контрактов нельзя признать оптимальным, т.к. его широкое и общее применение окажется чрезвычайно неэффективным.
Цена на электроэнергию является основным определяющим элементом в структуре передачи и распределения электричества. В идеале, производители энергии должны функционировать в порядке их “заслуг”, т.е. только те компании, которые имеют наименьшие операционные затраты (т.е. величину переменных издержек на единицу продукции), должны производить электроэнергию для удовлетворения имеющегося спроса. Если у НПЭ имеется контракт, в котором установлена цена на электричество выше величины переменных затрат предприятия, то стимул для эффективной поставки и передачи электричества пропадает. Владелец этого НПЭ захочет, чтобы предприятие работало в любое время, вне зависимости от показателей себестоимости у других производителей в системе, даже если оно вытесняет другие компании, где производство энергии дешевле. С другой стороны, диспетчер с неохотой будет отпускать продукцию этого НПЭ в сеть за исключением только тех случаев, когда величина предельных издержек других производителей становится чрезвычайно высокой. Диспетчер может “придержать” НПЭ вне системы, даже если он представляет более дешевый источник энергии, чем другие производители, подающие в тот момент энергию в систему.
Для эффективного отпуска и передачи электроэнергии диспетчеру необходимо знать (и оплачивать) величину фактических переменных издержек НПЭ при производстве энергии. Поэтому цена энергии в СПЭ должна быть максимально приближена к стоимости топлива, сжигаемого для получения 1 кВтч, плюс некое допущение на операционные и эксплуатационные расходы, зависящие от уровня производства электроэнергии. В таком случае диспетчер станет отпускать энергию НПЭ только в том случае, если последний имеет более низкие показатели себестоимости. Для владельца НПЭ механизм и график отпуска электроэнергии не важен, т.к. он не оказывает воздействия на общую сумму прибыли предприятия. Однако поскольку у НПЭ нет особенных стимулов для того, чтобы находиться в эксплуатации, доходы НПЭ должны быть частично увязаны с наличием мощностей, к чему мы вернемся ниже.
Цена на электроэнергию может иметь простую форму, т.е. являться одной ценой за 1 кВтч. Однако СПЭ могут оговаривать различные цены на электроэнергию на различных стадиях производственного процесса, например одну цену для периода начала деятельности предприятия и различные цены для различных этапов выпуска продукции. Иногда в случаях, когда производитель электроэнергии нарушает указания диспетчера и не выпускает определенный объем продукции, на него накладываются штрафы с тем, чтобы поощрять производителей точно выполнять указания диспетчера.
Цена на электроэнергию может фиксироваться или устанавливаться по формуле, которая включает отдельные параметры, отражающие стоимость топлива и предполагаемый уровень преобразования в электроэнергию (так называемый “термический КПД”). Обычно имеется возможность оценить вероятный уровень КПД сжигания. Однако стоимость топлива может существенно разниться. Фиксирование стоимости единицы топлива в СПЭ подвергает владельца риску в случае роста фактической стоимости топлива. Каждый раз, когда фактическая стоимость топлива будет превышать цифру, указанную в СПЭ, НПЭ будет нести убытки по каждому произведенному кВтч, и владельцы компании могут предпочесть вообще вывести ее из эксплуатации.
Одним из способов ограничения этого риска является включение в СПЭ фактической закупочной стоимости топлива, приобретаемого производителем, и его фактического показателя термического КПД. Однако, как правило, внесенные в СПЭ цены на электроэнергию не полностью отражают фактические затраты, понесенные производителем в процессе производства, иначе у НПЭ пропадет весь стимул к поиску более дешевых источников топлива или к повышению эффективности. Вместо этого цены на электричество в СПЭ обычно увязываются с внешними индексами, отражающими цену на топлива, показатель термического КПД и другие переменные издержки, на которые не влияют решения, принимаемые самими НПЭ.
Следовательно, владельцы НПЭ имеют стимулы для более эффективного ведения производственных операций и для нахождения более дешевых источников топлива, потому что таким образом они сокращают свои издержки и сохраняют доходы неизменными.
Подобное индексирование цен на электроэнергию предоставляет мощный стимул для повышения эффективности, но одновременно накладывает риск на НПЭ, поскольку принятые внешние индексы могут не отразить какой-либо особенный фактор, приведший к повышению затрат НПЭ, понесенных им в связи с закупками топлива (например, повышение расходов на местные перевозки). Поэтому в некоторых индексах цен на топливо “заложена” некая величина фактических расходов НПЭ в связи с закупками топлива в тех случаях, когда эти расходы можно отследить. Чем больше этот индекс отражает фактически понесенные НПЭ затраты на топливо, тем более низкому риску подвергаются владельцы предприятия, но одновременно и тем ниже стимулы для владельцев НПЭ к сокращению издержек. Поэтому владелец компании, производящей электроэнергию, и покупатель выпускаемой энергии должны оговаривать такой индекс, который позволял бы достигать оптимального баланса между снижением рисков и повышением стимулов к эффективной деятельности.

  1. ПЛАТЕЖИ ЗА НАЛИЧИЕ МОЩНОСТЕЙ

Заложенные в СПЭ платежи за наличие мощностей выполняют две функции.

  1. Они представляют собой дополнительный источник доходов для производителя энергии для покрытия капитальных и других постоянных затрат, которые не покрываются за счет цены за 1 кВтч электроэнергии.
  2. Они стимулируют производителей электроэнергии иметь в наличии и предоставлять генерирующие мощности в те моменты, когда у энергосистемы возникает в них потребность.

Вторая функция имеет особое значение для среднезагруженных и пиковых производителей электроэнергии, потребность в мощностях которых возникает в конкретные периоды в течение года, когда ценность производства электроэнергии особенно возрастает (например, вследствие высокого на нее спроса). Однако даже производители, имеющие базовую загрузку, должны получать некие сигналы, дающие им представление о ценности выпускаемой ими продукции для всей энергосистемы, с тем чтобы они планировали проведение технических перерывов на те периоды, когда система испытывает переизбыток энергии и ценность продукции низка.
Первый шаг в обсуждении платежей за имеющиеся мощности заключается в согласовании искомого уровня наличия мощностей, Т, в виде величины МВт и количества часов в год. (Искомый показатель может носить более сложный характер, например, если наличие мощностей (МВт) варьируется от сезона к сезону или в периоды технических остановок электростанций.) Искомый уровень наличия мощностей может быть определен на весь год (Ту) или отдельно для каждого часа (h) в году (ТА).
Затем в СПЭ должна оговариваться сумма фиксированного ежегодного платежа, подлежащая выплате в случае, если производитель электроэнергии достигает искомого уровня наличия мощностей. Обычно предполагается, что фиксированный ежегодный платеж (F) покрывает непеременные издержки производителя энергии, включая норму прибыли.*
*              В случае, если речь идет об уже существующих мощностях, могут возникнуть разногласия относительно уровня амортизации и ожидаемой прибыли. Продавец готов принять сумму, как минимум, составляющую величину, необходимую для поддержания производителя электроэнергии в эксплуатации, т.е. без выплат в счет невозвратной стоимости прошлых капиталовложений. Покупатель готов заплатить сумму, не превышающую стоимость строительства и эксплуатации нового производителя электроэнергии, включая все инвестиционные затраты. Между этими двумя величинами имеется значительная площадь для ведения переговоров и нахождения взаимоприемлемого варианта. Однако в некоторых странах политика правительства в области энергетики требует того, чтобы производители электроэнергии поддерживались в эксплуатации (например в целях сохранения рабочих мест или по причинам, связанным с охраной окружающей среды), хотя это влечет за собой затраты, находящиеся за пределами выше обозначенных границ. Покупатели, если их право выбора других источников энергии ограничено, станут подписывать контракты только с высокими ценами. Когда правительство принимает подобную тактику, дополнительные затраты, которые несет производитель электроэнергии, должны покрываться за счет фиксированного ежегодного платежа для того, чтобы не нарушать имеющиеся производственные стимулы.

И, наконец, контракт должен оговаривать систему бонусов и штрафов (Ah) за наличие мощностей в объеме, недостигающем или превышающем искомый уровень. Эта система бонусов и штрафов предоставляет производителю электроэнергии постоянный стимул к тому, чтобы иметь в наличии и поддерживать в эксплуатационном состоянии необходимые генерирующие мощности. Однако покупатель не должен платить сумму, превышающую реальную ценность данных мощностей для энергосистемы. Эти простые утверждения сразу же вызывают два важных вопроса: какова ценность наличия мощностей? и как определить наличие мощностей электростанции, которая не находится в эксплуатации?
10.3. ЦЕННОСТЬ НАЛИЧИЯ МОЩНОСТЕЙ
Наличие мощностей измеряется в МВтч, т.е. МВт имеющихся мощностей на один час. Ценность наличия мощностей любого производителя электроэнергии для всей энергосистемы представляет собой разницу между:
• ценностью выпускаемой производителем энергии для системы; и • ценой, которая выплачивается за продукцию производителя по условиям СПЭ.
В каждый отдельный час ценность выпускаемого производителем электричества равна затратам, понесенным всей системой в случае, если производитель снизит свой объем продукции. Если продукция, выпускаемая этим производителем заменяется продукцией, выпускаемой более дорогостоящим производителем, эта ценность получает название “предельные затраты системы”. Эти затраты варьируются от часа к часу. Однако если сокращение выпускаемой производителем продукции может быть достижимо только за счет сокращения загрузки (отсечения отдельных потребителей), то ценность выпускаемой этим производителем продукции не может быть хорошо представлена показателем себестоимости других производителей. В таких случаях ценность электроэнергии в системе вырастает до величины “ценности потерянной загрузки” тех потребителей, которые “отрезаны” от системы.
Понятия “предельных затрат системы” и “ценности потерянной загрузки” как основа цен наличного рынка более подробно обсуждаются в Главе 12. Поскольку не все энергосистемы имеют наличный рынок (например, системы в Модели 2), мы будем обозначать ценность электроэнергии как экономическую ценность (Vh), вне зависимости от того, определена ли она на рынке или нет.
Типичный временной ряд экономической ценности представлен на Рис. 10.1, где ее значение поднимается, а затем снижается на протяжении определенного периода времени. Цена, выплачиваемая за выпускаемую производителем продукцию, является ценой за энергию, зафиксированной в СПЭ, которая отражает величину переменных издержек производителя (Е), в $/МВтч. Эта цена, как правило, остается неизменной от часа к часу, но может индексироваться от месяца к месяцу или от года к году. В период времени между Т1 и Т2 величина переменных издержек производителя электроэнергии ниже экономической ценности электроэнергии, и, в идеале, электростанция должна производить энергию. Ценность наличия мощностей электростанции для производства энергии в эти периоды представляет собой разницу между экономической ценностью и переменными издержками электростанции:
Ценность наличия мощностей (на 1 МВтч) = Bh = Vh - Е (при условии
минимума в 0).
Экономическая ценность электроэнергии
Рис. 10.1.
Экономическая ценность электроэнергии

Таким образом ценность наличия мощностей варьируется от электростанции к электростанции в зависимости от цен на электроэнергию. Вертикальная стрелка на Рис. 10.1 отмеряет ценность Bh для одной электростанции за один конкретный час. Обратите внимание на то, что ценность наличия мощностей (Bh) изменяется от часа к часу, вместе с экономической ценностью электроэнергии (Vh). Иногда ценность наличия мощностей будет чрезвычайно высока, особенно в тех случаях, когда Vh достигает предельного уровня. Однако на Рис. 10.1 за пределами периода Т? - Т2 ценность наличия мощностей равна нулю, поскольку величина переменных издержек производителя электроэнергии выше экономической ценности электричества. Общая экономическая ценность продукции электростанции в течение всего указанного периода обозначена на графике закрашенной областью.
Бонусы (штрафы) за наличие мощность выплачиваются, когда производитель в тот или иной час превышает (не достигает) искомый уровень наличия мощностей. По этой форме контракта, общая величина годового дохода НПЭ для покрытия постоянных затрат (т.е. до дохода от производства любого объема продукции) равна следующей сумме фиксированных платежей, бонусов и штрафов за наличие мощностей:
Платеж за наличие мощностей ($ в год) = F + [ΣhBh(Ah - Th)]
где F - это сумма в долларах, Σh - это сумма за все часы в году, Ahv\ Th- показатели наличия мощностей, выраженные в МВтч, и Bh - бонус за наличие мощностей, выраженный в $/ МВтч.
Заложенные в контракт цены за имеющуюся мощность должны (Bh) представлять хорошие стимулы для эффективного функционирования предприятия, а это означает, что они должны, насколько это возможно, выводится из фактической экономической ценности электроэнергии на данный момент времени. В Моделях 3 и 4, где имеется наличный рынок, экономическая ценность наилучшим образом представлена ценой электроэнергии на наличном рынке. В Модели 2, где отсутствует фактическая рыночная цена, экономическая ценность может быть получена из оценки рыночной цены, рассчитанной и объявленной оператором системы. Или же штрафы за наличие мощностей могут достичь прогнозной величины в Vh, что должно отражать краткосрочные колебания показателя Vh\ если не ежечасные, то, по крайней мере, изменения между летним и осенним периодом, между рабочими и выходными днями и между дневными и ночными часами. Большинство инвесторов, вкладывающих средства в производство электроэнергии, предпочитают ограничивать свой финансовый риск и устанавливают в СПЭ величину всех возможных штрафов, связанных с наличием мощностей, с тем, чтобы избежать выплаты крупных штрафов за отсутствие мощностей в периоды, когда Vh особенно высока.
Иногда и искомый уровень наличия мощностей (Т), и величина фиксированного ежегодного платежа (F) устанавливаются равными нулю. В таких случаях единственные доходы производителя электроэнергии складываются из цены на энергию и бонусов за наличие мощностей. Однако договоренность об искомых уровнях мощностей и величине фиксированных платежей помогает стабилизировать доходы производителя электроэнергии в разные годы. Без подобных договоренностей инвесторы могут счесть проекты с использованием СПЭ излишне рискованными.
Таким образом, как и в ситуации с индексированием затрат на топливо в рамках цены на электроэнергию, основная задача, стоящая перед составителями контрактов при определении ценности имеющейся мощности, заключается в нахождении оптимального баланса между рисками и стимулами.
Наилучший способ проверки наличия мощностей заключается в том, чтобы платить производителю электроэнергии за работу в те периоды, когда ценность его продукции, Vh, выше цены на электроэнергию, Е, а не наоборот. Однако во многих СПЭ заложены бонусы за наличие мощностей на основе прогнозного уровня Vh, а не ее фактической величины (в частности, в Модели 2, где ценность Vh не может быть отслежена по наличному рынку). Такие контракты иногда предлагают бонус за наличие мощностей в периоды, когда производитель электроэнергии не находится в эксплуатации (потому что Vh фактически ниже Е). Для подобных контрактов бонусы и штрафы за наличие мощностей обычно рассчитываются путем сравнения искомого уровня наличия мощностей (Th) с уровнем наличия мощностей, заявленным производителем (Ah). Если фактический уровень наличия мощностей у производителя оказывается ниже заявленного, контракт должен накладывать высокий штраф, поскольку производитель получал незаработанные им бонусы за наличие мощностей. Основная проблема здесь заключается в определении фактического уровня наличия мощностей, независимо от заявлений производителя электроэнергии. Фактический уровень наличия мощностей, как правило, проверяется либо:
• путем отслеживания производственных показателей электростанции, когда генерируемая ею энергия выпускается и передается в объемах заявленных мощностей в ходе ее нормального функционирования;
• либо с помощью специальной “проверки наличия мощностей”.
В СПЭ обычно определяются различные стандарты, которым должен отвечать производитель электроэнергии, и оговариваются штрафы, накладываемые на производителя в случае, если он им не соответствует. Например, от производителя может потребоваться генерировать электричество на уровне заявленных мощностей в течение трех часов с тем, чтобы доказать, что его заявление относительно имеющейся мощности является истинным.
Штрафы за неспособность выдержать подобную проверку могут определяться в виде финансовых условий, например, производитель может быть обязан вернуть недавно полученные им платежи за наличие мощностей. Или же в СПЭ может говориться, что в будущем производитель будет получать бонусы только за те мощности, наличие которых он продемонстрировал путем реального выпуска электроэнергии. Эти правила выражены в форме комплексных алгебраических выражений для “мониторинга наличия мощностей”.

  1. УСЛОВИЯ НАЛИЧИЯ МОЩНОСТЕЙ: КРАТКИЕ ВЫВОДЫ

Решение вопросов, связанных с наличием мощностей, является одной из наиболее сложных областей при составлении любого контракта. СПЭ может оговаривать искомый уровень наличия мощностей сроком на год или на определенные периоды. Как правило, за достижение этого искомого уровня производитель электроэнергии получает некий фиксированный ежегодный платеж. Затем в СПЭ должно быть определено, как любые отклонения и колебания относительно искомого уровня будут (а) оцениваться и (б) отслеживаться.
В принципе, ценность наличия мощностей в любой час (h) определяется как Vh - Е, разница между экономической ценностью электроэнергии и ценой энергии данного конкретного производителя (при условии, что минимальная ценность равна нулю). Этот показатель ценности имеющейся мощности является разным для разных электростанций и находится в обратной пропорции к цене на электроэнергию.
Отслеживание наличия мощностей осуществляется путем сравнения “заявленной” производителем величины с искомым уровнем, которое время от времени проводит диспетчер. В случае если обнаруживается, что производитель заявил неправильное значение имеющейся у него мощности, на него накладываются большие штрафы.

  1. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСЛУГИ

Помимо цены за электроэнергию и платежей за наличие мощностей СПЭ также должно оговаривать следующие вопросы, которые иногда обозначаются как “вспомогательные услуги”:
• осуществление контроля за частотой в сети;
• обеспечение краткосрочного “горячего резерва”;
• обеспечение контроля за напряжением (реактивная энергия);
• платежи за производство электроэнергии в экстремальных условиях (увеличение выпуска электричества выше принятой нормы или “черные пуски” после перерыва в работе генератора).
Конкретное содержание данных положений будет в значительной степени зависеть от условий, сложившихся в каждой отдельной энергосистеме. В число важных вопросов при рассмотрении этих положений входят: стоимость предоставления той или иной вспомогательной услуги; ценность данной услуги для системы (в то время и в том месте, где она предоставляется данным производителем); легкость, с которой можно осуществлять мониторинг выпуска электроэнергии. Положения СПЭ также будут зависеть от условий, заложенных в любых других технических соглашениях, которые накладывают обязательства на производителей электроэнергии или на другие стороны. Например, все производители могут быть обязаны осуществлять контроль за частотой тока в качестве условия для подключения к сети; при этом дополнительных платежей не требуется, если только оператор системы не хочет поощрить некоторых производителей действовать с большей ответственностью, чем другие.
Подробные контракты на вспомогательные услуги разработаны в очень немногих энергосистемах. В большинстве систем, даже конкурентных, между операторами системы и крупными производителями сохраняется высокая степень интеграции. Например, даже в Великобритании, где электроэнергетическая отрасль является в высшей степени коммерциализированной и конкурентной, первоначально платежи за вспомогательные услуги приняли форму одноразовых крупных выплат за желание выполнять определенные обязанности и сейчас постепенно отрабатываются таким образом, чтобы отражать фактические производственные показатели. Однако по мере развития конкуренции портфель принадлежащих любому оператору системы производителей электроэнергии, вероятно, уменьшится, и новые участники энергосистемы с меньшей охотой будут предоставлять вспомогательные услуги, если только они не будут получать за это конкретно оговоренное вознаграждение. Поэтому можно предположить, что в будущем СПЭ будут содержать более конкретные положения, стимулирующие предоставление вспомогательных услуг, чем нынешние контракты.

  1. ПРОЧИЕ УСЛОВИЯ

И, наконец, любое СПЭ должно включать положения на случай различных непредвиденных обстоятельств. Контрольный список важных технических вопросов может включать:
• любые ограничения гибкости функционирования производителя электроэнергии;
• порядок составления графика технического обслуживания;
• действия в случае вынужденных остановок предприятия.
Помимо этого СПЭ должны предоставлять возможность корректировки условий в свете непредвиденных обстоятельств, вызванных действиями других сторон. В дополнение к общим положениям о форс-мажорных обстоятельствах СПЭ как правило ссылаются на:
• изменения в законодательно-правовом режиме и любых других документах (таких как, например, свод правил для участников общей сети), которые могут оказать материальное воздействие на величину затрат, которые несет НПЭ;
• срок действия контракта и условия его расторжения;
• процедура для внесения корректировок в имеющиеся договоренности в случае изменений каких-либо из условий.
Учитывая те темпы, которыми осуществляется реструктуризация электроэнергетической отрасли, инвесторам не следует ожидать, что СПЭ будут оставаться в силе и без изменений на протяжении ближайших 15-20 лет. Поэтому в контракте должна быть заложена возможность внесения изменений в его условия или, по крайней мере, оговариваться процедура для этого.

  1. СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ: КРАТКИЕ ВЫВОДЫ

Основными экономическими элементами СПЭ являются положения, касающиеся цены на электроэнергию и платы за имеющиеся мощности.
Цена на электроэнергию (£) должна покрывать переменные издержки, связанные с выпуском продукции, когда этого требует диспетчер. С помощью этого диспетчер получает информацию, необходимую ему для обеспечения эффективного распределения электроэнергии по системе. Следовательно, цена на электроэнергию должна максимально близко отражать фактические переменные издержки производства электричества, но одновременно должна быть увязана с внешними индексами, отражающими цены на топливо, с тем чтобы поощрять производителя минимизировать затраты на топливо (а также другие расходы).

В случае, если суммы платежей за электроэнергию и наличие мощностей, а также выручки от реализации вспомогательных услуг недостаточно для покрытия затрат производителя, строительство такового представляется нецелесообразным. Сумма платежей за электроэнергию, наличие мощностей и вспомогательные услуги представляет общую ценность производителя для энергосистемы. Если эти платежи не покрывают затрат электростанции, функционирование этой электростанции экономически нецелесообразно.   При этом однако осуществляемая правительственная политика в области энергетики может привести к необходимости дополнительных затрат, например, в связи с охраной окружающей среды; поддержкой производителей электроэнергии, которые используют отечественное топливо, или переносом электростанции в какой-либо конкретный регион. Эти дополнительные затраты следует прибавлять к взимаемой фиксированной плате, таким образом чтобы они не влияли на принятие решений о наличии мощностей и выпуске электроэнергии.
Итак, в ходе переговоров по заключению контракта необходимо добиться составления такого СПЭ, при котором бы создавались стимулы для эффективного функционирования электростанции и распределения ее продукции. Без таких ясных индикаторов, как например, рыночная цена, имеющихся в рамках конкурентных систем, это является чрезвычайно трудной задачей, и многие СПЭ были составлены таким образом, что их использование приводило к чрезвычайно неэффективному функционированию всех его сторон. Однако эту задачу нельзя назвать невыполнимой, и во многих странах можно найти примеры хороших (если не безупречных) СПЭ. Те преимущества, которые несет правильно составленное СПЭ неоднократно демонстрировали целесообразность затраченных на них усилий.



 
« Конденсаторные установки   Ликвидация аварий в главных схемах станций и подстанций »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.