Конкуренция и выбор в электроэнергетике - Стоимость услуг по передаче электроэнергии

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.

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, именуемая в этой книге оператором системы электропередачи (ОСЭП).* 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.

*              С 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.

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.

1. 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.

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 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.

1. 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.
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.*
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.** В связи с тем, что у каждого пользователя системы всегда есть соблазн бесплатно пользоваться качеством обслуживания, обеспеченным другими, качество услуг может резко ухудшиться.
* Для более полного объяснения роли ОСЭП см. Hunt, S ё Shuttleworth, G. (1993) Operating a Transmission company under Open Access: The Basic Requirements The Electricity Journal, том 6, ном. 3. ** Когда 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.
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 на предоставляемые им услуги по обеспечению системы не существовала, то пользователям системы пришлось бы нанять кого-то другого, чтобы обеспечить эффективное функционирование системы.

1. 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.

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 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.

1. 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.* 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.

* См. 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.

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)
• 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.

1. 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.*
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).** К моменту написания этой книги не было 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.
* См., например, Bohn, R.E., Caramanis, М.С. ё Schweppe, F.C. (1984) Optimal Pricing in Electrical Networks over Space and Time, Rand Journal of Economics, том. 13, ном. 3. ** Для 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).
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.

1. Потери при электропередаче

Потери энергии при передаче (следовательно, и затраты на передачу) возрастают экспоненциально на любой линии. Предельные потери увеличиваются почти пропорционально потоку электроэнергии.* 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.
* Для читателей, интересующихся техническими вопросами, потери представляют собой квадратичную или "квадратную" функцию" тока ("Г, 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: noTepn=l2R. Предельные потери в связи с увеличением потока на линию (т.е. дополнительный ток) представлены первой производной, 21 R.
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.
Рис. 13.1 Потери при электропередаче.

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 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.

1. 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.
• 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 X 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 X + 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 иУ-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.

Рис.13.3
Издержки производства в зоне Б.

Рис. 13.4 Совместное производство.

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 X + L. На Рис. 13.4 показано, что это уменьшит цену на выработку в зоне А от $17 МВтч до $14 МВтч. Энергию, 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

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

1. 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.* 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.**

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 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.
Рис. 13.5 Отсутствие эффекта масштаба.

Рис. 13.6 Эффект масштаба.

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.