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

Установление контрактых цен на несвязанную передачу 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
  1. УСТАНОВЛЕНИЕ КОНТРАКТЫХ ЦЕН НА НЕСВЯЗАННУЮ ПЕРЕДАЧУ ЭНЕРГИИ

Исходя из набора условий контракта, изложенных в предыдущих разделах, можно определить каждый вид расходов, связанных с передачей электроэнергии, осуществляемой в соответствии с указанной нормой. Ценообразование по принципу “снизу вверх" относится к процессу определения цен на передачу на основе каждого элемента стоимости. В следующих разделах рассматривается, каким образом в контрактах на передачу может быть отражена стоимость:
• строительства новой мощности (в том числе проблема возмещения невозвратных издержек);
• предельных потерь и
• перегрузок.

  1. Издержки прошлых периодов или дополнительная стоимость строительства новой мощности?

Как и в Главе 13, мы предлагаем разделить стоимость строительства новой мощности на два элемента, для того чтобы выразить экономию за счет масштаба, которая, по всей видимости, присутствует в большинстве инвестиционных проектов. Прежде всего, существует первоначальная или общая стоимость, к, которая включает стоимость обеспечения разрешения на строительство и прав доступа, наем субподрядчиков и закладки базовых оснований для обеспечения линии передачи. За ней следует предельная стоимость обеспечения х МВт пропускной способности на определенном маршруте, которую можно определить как b на одну единицу. Она представляет стоимость стальных, алюминиевых и других материалов, необходимых для транспортировки 1 МВт по выбранному маршруту. Следовательно, общая дополнительная стоимость нового строительства представляет собой сумму общих и предельных затрат, к + bх.*
* Этот анализ не потеряет ни в чем, если принять более сложную нелинейную функцию стоимости. На практике, в большей части экономий масштаба используется нелинейная структура. Мы выбрали это простое формальное представление, для того чтобы сохранить тесную связь с алгебраическими выражениями и экономическими концепциями общих затрат (к), предельных затрат (b) и выхода (х).
Или же, компания по передаче электроэнергии может располагать определенным запасом мощности, созданным t лет назад за счет расширения производственной мощности по прошлому инвестиционному проекту при удельной стоимости, составившей только bх. Кумулятивная стоимость этой мощности составляет bх(1 + r) t т.е. первоначальная стоимость плюс проценты по годовой ставке г. Должна ли цена на эту мощность начисляться по ее кумулятивной стоимости (bх(1 + r) t) или по стоимости автономной установки (к + bх)?
Чтобы ограничить размеры прибыли до стоимости капитала, компании по передаче энергии должны устанавливать цены, равные понесенным ими затратам, т.е. (bх(1 + г)\ Однако, в условиях нерегулируемого рынка, когда кто угодно может построить линию передачи, компания по передаче может назначить любую сумму в пределах до к + bх. Если цены выше этого уровня, то кто-то другой может построить автономную станцию при более низких затратах. Перед тем, как делать инвестиции, компания по передаче должна всегда помнить об этом верхнем уровне. Вложение денежных средств будет экономически выгодным только в том случае, если предполагаемая будущая стоимость к + bх в году t выше кумулятивной стоимости bх(1 + г)\ Сравнение с Главой 13 покажет, что это есть эффективное инвестиционное правило для предварительного строительства. Поэтому тарификация передачи по стоимости автономного варианта соответствует эффективным, нецентрализованным инвестиционным решениям.* Однако, лишь немногие компании по передаче электроэнергии готовы принять на себя риск, связанный со спекулятивными инвестициями в условиях конкурентной среды. Во всяком случае может произойти так, что спрос на некоторую часть мощности никогда не достигнет предполагаемого уровня. В условиях повышенного риска цена может упасть до уровня кратковременной предельной стоимости использования мощности (т.е. физических потерь), при котором возмещение кумулятивной стоимости строительства невозможно. Основная часть регулирующих органов также предпочитает навязывать систему ценообразования (или, по крайней мере, норму допустимого дохода), которая тесно связана с фактически понесенными затратами, а не с кратковременной ценностью рыночной ценности. В результате, во многих системах как регулирующие органы, так и регулируемые компании предпочитают устанавливать цены, скорее равные кумулятивным невозвратным издержкам bх(1 + r), чем кратковременным предельным затратам, или стоимости автономной установки.
* Перспектива сокращения объема государственного вмешательства в секторе передачи электроэнергии может показаться достаточно нереальной. Однако, в этом направлении быстро развивается система газоснабжения по трубопроводам высокого давления в США. Контроль за газопроводами легче децентрализовать, чем контроль за передачей электроэнергии, так как в этом секторе условия изменяются медленнее и поэтому возникает меньше проблем в связи с циркулирующим потоком мощности, также улучшаются механизмы сетевого контроля в секторе снабжения электроэнергией.
* Департамент по электроэнергетике был вынужден изучить этот вопрос в 1994 году, четыре года спустя после начала работы Объединенной энергосистемы.
Ввиду неустойчивости фактического спроса, это затрагивает ряд вопросов о способах поддержания таких цен, поскольку они могут быть не связаны с ценами на свободном рынке. В следующем разделе рассматривается, каким образом регулируемые коммунальные компании могут решить задачу возмещения затрат в условиях неопределенности.

  1. Метод возмещения невозвратных издержек?

Регулирующие органы обычно разрешают такую норму прибыли для компаний по передаче электроэнергии, которая соответствует только стратегии минимального риска. Поэтому компании по передаче должны сделать все необходимое для того, чтобы обеспечить возможность возмещения всех затрат по долгосрочным инвестициям, даже если будущий спрос на пропускную способность остается в высшей степени неопределенным. В этом отношении наиболее распространенными являются следующие методы:

  1. Регулируемая монопольная сеть. В условиях законодательной или естественной монополии компании по передаче могут возместить свои невозвратные издержки через годовые тарифы путем их распределения на "закрепленном" рынке. Монополия избегает большой части проблем возмещения затрат, даже несмотря на то что, отдельные пользователи системы не хотят связывать себя обязательствами по выплате невозвратной стоимости активов, построенных для их же блага. Компания по передаче электроэнергии по-прежнему подвержена риску того, что регулирующий орган может отказать в возмещении некоторых затрат на том или ином этапе в будущем и ввести некоторую форму конкуренции.
  2. Контракты на долгосрочное использование пропускной способности. Каждый пользователь системы может согласиться оплачивать полную стоимость средств, внесенных от его имени, и взамен он получает право на долгосрочное использование любой производственной мощности, построенной за счет инвестированных средств. Если это право можно было бы переуступать, оно бы облегчило задачу перераспределения мощности среди других пользователей каждый раз, когда первоначальный пользователь уже не нуждается в ней.
  3. Платежи в связи с выходом из сети. Плата, начисляемая при выходе из сети (взимаемая Общенациональной энергетической компанией в Англии и Уэльсе), представляет собой еще один способ заставить пользователей системы выплачивать полную стоимость построенных для них установок. Сумма этих платежей более или менее равноценна контракту на долгосрочное использование пропускной способности (хотя в контракте могут отсутствовать многие другие условия).

Условия долгосрочных контрактов отличаются в зависимости от даты их согласования в связи с тем, что условия стоимости время от времени изменяются. Если условия по контрактам разных дат отличаются, компанию по передаче могут обвинить в дискриминации. Регулирующие органы и пользователи системы должны четко осознавать, что изменение условий, предложенных различным пользователям системы в разное время, не является свидетельством дискриминации, если изменились сами обстоятельства.

  1. Фактические или ожидаемые потери?

Потери при передаче электроэнергии являются одним из основных видов устранимых затрат на транспортировку энергии между различными участками сети. Эффективное распределение нагрузки требует точной оценки предельных потерь, создаваемых каждым источником выработки энергии. Существует два способа включения таких сигналов стоимости в процесс тарификации на передачу электроэнергии:
• взимание с пользователей стоимости фактических предельных затрат в реальном времени, понесенных в результате использования, или
• взимание с пользователей фиксированной цены за кВтч на передачу энергии между различными участками энергосети.
Установление цен на уровне потерь в реальном времени будет способствовать эффективному использованию энергосистемы, но осуществить этот процесс на прозрачной и недискриминационной основе довольно трудно. Фиксированная цена может весьма точно отражать и не отражать фактическую стоимость потерь. На свободном рынке электроэнергии, потоки нагрузки зависят от относительных затрат на топливо и места расположения спроса. Безусловно, что большую часть времени цена будет более точной, если структура потоков в сети является предсказуемой. Тем не менее, определить различные цены для каждой из основных групп условий, например, для зимы/лета, дня/ночи и т.д. не трудно. Такие цены могли бы обеспечить довольно точные сигналы, способствующие эффективному использованию энергосистемы с распределяемой нагрузкой.*

  1. Кто платит за ограничения?

Конечным элементом стоимости, который должен быть отражен в ценах на передачу электроэнергии, является стоимость перенагрузки, т.е. затраты, вызванные ограничениями при передаче электроэнергии. Если эти затраты не отражены с точки зрения передачи, то будет существовать повышенный спрос на услуги по электропередаче в перенагруженных участках энергосистемы. Если всю пропускную способность системы не распределить среди пользователей системы посредством долгосрочных контрактов, компания по передаче электроэнергии (или регулирующий орган) должна будет нормировать имеющуюся пропускную способность. Тот, кто получает мощность, получит выгоду от способности вести торговлю, преступая ограничение, из зоны с низкими ценами в зону с высокими ценами на энергию. Система произвольного распределения обязательно влечет за собой заявления о дискриминации, а также неэффективное распределение и использование пропускной способности.
Как объяснялось выше, стоимость ограничений может быть отражена в контрактах на передачу тремя различными способами:
• путем снятия пропускной способности в соответствии с оговоренным протоколом в случае возникновения ограничения, при этом пользователи системы должны корректировать свои торговые сделки по электроэнергии;
• начисляя эксплицитную “цену за узкие места” по каждому кВтч в случае, когда имеют место сдерживающие факторы, так чтобы пользователи системы платили больше за небольшую пропускную способность;
• включая скидку на затраты, связанные с новым перераспределением нагрузки, в оплате за кВт мощности ЛЭП.
В каждом случае пользователи системы несут полную ответственность за оплату расходов, связанных со сдерживающими факторами, однако в последнем случае они платят ожидаемую, а не фактическую стоимость; компания по передаче электроэнергии платит фактические затраты по мере их возрастания. И только в последнем случае стоимость сдерживающих факторов дает компании по передаче электроэнергии финансовый стимул инвестировать в сеть. В других двух случаях и стоимость сдерживающих факторов, и стимул инвестировать ложатся на пользователей системы. В связи с этим, форма контрактов по передаче электроэнергии и принцип ценообразования, используемый для возмещения связанных со сдерживающими факторами затрат, играют важную роль в определении соответствующих ролей для компании по передаче электроэнергии и для пользователей системы в будущем развитии ЛЭП.

* Кстати заметить, что в Англии и Уэльсе предельные потери не включены в цены на передачу, но они распределены среди всех потребителей объединенной энергосистемы. Это исключает возможность существования каких-либо стимулов к распределению нагрузки с учетом потерь.
  1. Финансовые контракты на передачу электроэнергии

Цены, взимаемые за потери при передачи электроэнергии и за возникающие при передаче сдерживающие факторы, влияют как на готовность производителей, так и на готовность потребителей пользоваться системой передачи электроэнергии. Структура пользования будет наиболее эффективной, если пользователи системы будут оплачивать краткосрочные предельные издержки, связанные с потерями и сдерживающими факторами. Однако, эти предельные издержки варьируются в большом диапазоне из часа в час, изо дня в день и из года в год. Немногие пользователи системы согласны терпеть такую широкую разницу в своих затратах, и большинство предпочитает фиксировать цену для передачи электроэнергии в долгосрочных контрактах. С другой стороны, контракты с фиксированной ценой не учитывают текущую информацию о реальных затратах и поэтому могут привести к очень неэффективной структуре распределения электроэнергии. Контракты с зафиксированной ценой в связи с этим способствуют управлению рисками, но их трудно приспособить к краткосрочной эффективности использования энергосети.
Эту проблему можно непосредственно сравнить с компромиссом между рисками и стимулами в установлении цен на электроэнергию, что подробно рассматривалось в Главе 11 о контрактах по оптовым продажам. Решение, которое принимается на рынках электроэнергии, заключается в том, чтобы установить фиксированную цену в контрактах по оптовым продажам на определенное количество электроэнергии; и затем продажа на наличных рынках происходит с учетом разницы. Аналогичное решение было предложено и для передачи электроэнергии.
В Главе 13 объясняется, почему мгновенная стоимость передачи определяется разницей между экономической ценностью электроэнергии на обоих концах линии передачи. В связи с этим наличная цена за передачу электроэнергии возникает в любой системе, где происходит образование наличной цены на узлах, в качестве разницы между двумя ценами на электроэнергию.
При условии существования наличной цены за любой продукт или услугу, можно составить фиксированную цену и принять контракты на фиксированные объемы в качестве финансовых документов типа “контрактов на разницу” (см. Главу 9). Контракты на разницу используются с целью хеджирования риска, связанного с варьированием наличных цен за передачу электроэнергии, аналогично любому другому продукту или услуге. В контракте указывается “цена использования опциона” на данное количество передаваемой электроэнергии между точками А и Б. Наличная цена за передачу электроэнергии определяется в качестве разницы между наличными ценами за электроэнергию в точках А и Б. Если наличная цена за передачу электроэнергии возрастет выше цены использования опциона, продавец по контракту выплачивает держателю финансовую компенсацию, которая равна разнице между наличной ценой за передачу электроэнергии и ценой использования опциона, умноженной на предусматриваемый в контракте объем.
Чтобы показать, как на практике работают такие контракты на разницу в области передачи электроэнергии, рассмотрим следующий пример.* Предположим, кто-то владеет опционом “колл” (в форме контракта на разницу) на передачу 50 МВтч из пункта А в пункт Б по цене $1 за МВтч в пункте А и $15 за МВтч в пункте Б; наличная цена за передачу электроэнергии равна $5 за МВтч. Держатель может потребовать возможность купить 50 МВтч по цене использования опциона:
• покупатель должен продавцу $50 (т.е. ценность 50 единиц по цене использования опциона в размере $1);
• продавец должен покупателю $250 (т.е. ценность 50 единиц по наличной цене
$5);
• для соблюдения контрактных обязательств продавец перечисляет покупателю $200 (т.е. разницу между $50 и $250).

*       Пример основан на объяснениях в Главе 9, где подробно описывается структура и урегулирование контрактов.

Если покупатель платит $5 за МВтч за передачу электроэнергии из пункта А в пункт Б, стоимость передаваемых 50 МВтч равна $250. Компенсация в размере $200, выплаченных согласно контракту на разницу, сокращает общую стоимость до $50, или до $1 МВтч, согласно контракту.
Преимущество использования контрактов на разницу в области передачи электроэнергии заключается в том, что они не влияют на структуру распределения нагрузки (в этом отношении они аналогичны контрактам на разницу на приобретение электроэнергии). Поэтому, они предоставляют средство, позволяющее фиксировать цены за передачу электроэнергии, что позволяет определить эффективное распределение нагрузки непосредственно в масштабе реального времени. С экономической точки зрения, они аналогичны торговым контрактам на права по физической передаче электроэнергии, но они не предназначены для получения нужного распределения нагрузки.
Контракты на разницу могут получить дальнейшее развитие только, если наличная цена на электроэнергию должным образом определена на обоих концах передающего звена, предусмотренных контрактными условиями. Поэтому применение финансовых контрактов к передаче электроэнергии полностью зависит от числа и сложности наличных цен на электроэнергию, назначаемых на конкретных узлах в сети. Перспективы образования наличной цены в узловых точках системы описываются в Главе 12.

  1. Стимулы для инвесторов и роль компании по передаче электроэнергии

В Главе 13 объясняется, как принимаются инвестиционные решения путем сравнения краткосрочных затрат по использованию существующей сети с долгосрочными затратами на ее расширение. Форма контрактов по передаче электроэнергии определяет, кто оплачивает краткосрочные затраты, и в связи с этим кто имеет стимулы для капиталовложений в сеть. Распределение такого стимула определяет круг функций, выполняемых компаниями по передаче электроэнергии, объясняемых ниже.

  1. Решение по инвестициям принимается пользователями системы

Если контракты по передаче электроэнергии являются “сокращенными” или зависят от “цены за узкие места”, краткосрочные предельные издержки по передаче электроэнергии очевидно покрываются за счет пользователей системы, либо в форме потерянных возможностей, либо в качестве фактических начислений. Поэтому вполне очевидно, что пользователи системы играют важную роль в решении того, какие должны быть инвестиции и как обслуживать сеть.
В принципе, пользователи системы должны решать, когда краткосрочные затраты достигают достаточно высоких размеров, чтобы оправдать дальнейшие инвестиции. Затем они должны дать указания компании по передачи электроэнергии (или другому субподрядчику) создать новую пропускную способность ЛЭП.* Такая структура стимулов оставляет компании по передаче электроэнергии относительно ограничительную роль. С точки зрения эффективности, любая компания по передаче электроэнергии, которая передает краткосрочные затраты по передаче электроэнергии пользователям, должна выполнять только следующие функции:
• создать пропускную способность ЛЭП в соответствии с полученными инструкциями от пользователей системы (или от регулирующего органа);
• подписать контракты на новую пропускную способность ЛЭП с пользователями системы, которые дали им такое поручение (если таковое имеется); и
• эксплуатировать сеть в соответствии с применяемыми требованиями, чтобы дать пользователям системы возможность покупать электроэнергию.
Компания по передаче электроэнергии, которая выполняет только эти функции, несет ответственность только за системные средства передающей сети. Другой орган, например объединение пользователей системы, несет ответственность за эксплуатацию сети.

* В противном случае регулирующий орган может санкционировать инвестиции от лица пользователей системы, однако, такой подход подвергает компанию по передаче электроэнергии большому вмешательству со стороны регулирующих органов, а также и риску, что регулирующий орган может запретить инвестиции в дальнейшем.
  1. Решение по инвестициям принимается компанией по передаче электроэнергии

Если стоимость сдерживающих факторов покрывается компанией по передаче электроэнергии, перед ней, как перед органом, предоставляющим интегрированные коммунальные услуги, появляются некие стимулы для инвестиций. Когда сдерживающие факторы становятся критическими, компания по передаче электроэнергии платит дополнительную стоимость перебалансировки вырабатываемой энергии для размещения потоков, назначенных пользователями системы. В связи с этим компания по передаче электроэнергии имеет стимулы инвестировать в пропускную способность ЛЭП, когда стоимость пропускной способности меньше, чем стоимость сдерживающих факторов. В этом случае компания по передаче электроэнергии:
• продает определенный стандарт “обслуживания в области передачи электроэнергии” (контракт или тариф); и
• несет все издержки, понесенные в результате предоставления такого стандарта обслуживания (включая издержки в результате сдерживающих факторов).
Компания по передаче электроэнергии, которая выполняет все эти функции, несет ответственность не только за системное оборудование передающей сети, но также и за оказание вспомогательных услуг по обеспечению гарантированной и надежной передачи электроэнергии по сети, например: перераспределение нагрузки в обход сдерживающих факторов, поддержка напряжения, контроль за частотой, техобслуживание системных средств передачи и т.д. Возложить на компанию по передаче электроэнергии ответственность за принятие решений об этих составляющих процесса передачи, представляется более эффективным решением. Например, пользователям системы трудно принять решение в отношении подвода напряжения или контрактов по техобслуживанию для передающей сети. С другой стороны, пользователи системы могут встать на место компании по передаче электроэнергии и решать, где требуется новая линия электропередачи.
Если компания по передаче электроэнергии покрывает краткосрочные расходы, стимулы для эффективной эксплуатации лежат внутри самой компании, однако компания должна учитывать возможность возмещения этих дополнительных расходов за счет цен, предусматриваемых в контрактах о передаче электроэнергии. В идеале каждый пользователь системы должен иметь специально составленный контракт, цена которого включает прогнозируемую стоимость перераспределения вырабатываемой электроэнергии, когда пропускная мощность ЛЭП не в состоянии удовлетворить потребности пользователя.
К сожалению, целый круг возможных изменений в стоимости перебалансировки может наложить на компанию по передаче электроэнергии недопустимо большой финансовый риск (т.е. если существуют большие и непредсказуемые контурные потоки в интегрированной системе). Такой риск можно разделить с пользователями системы, если контракты по передаче электроэнергии позволяют перенести на них краткосрочные затраты, однако, это подорвет стимулы компании по минимальному сокращению общих затрат за счет эффективной эксплуатации сети. Поэтому для обоюдного участия в риске следует найти какой-то другой механизм.
Другой вариант заключается в разрешении компании прерывать контракт по передаче электроэнергии на определенное количество часов в году. Компания тогда получит стимул сконцентрировать такие ограниченные прерывания на часах, когда стоимость перебалансировки потоков в обход сдерживающим факторам была бы наибольшей. Компания по передаче электроэнергии могла бы давать предупреждение о таких прерываниях в доступе к ЛЭП, информируя производителей, когда можно провести техобслуживание.

  1. Вопросы при ведении переговоров по контрактам

Структура соответствующего контракта для каждой компании по передаче электроэнергии и пользователя системы зависит от ряда соображений:
• издержки в результате сдерживающих факторов должны покрываться той стороной, которая лучше может переносить риск, связанный с разницей в этих затратах; но
• тот, кто покрывает расходы, должен и решать вопрос об инвестициях в сеть, потому что издержки, понесенные в результате сдерживающих факторов, предоставляют экономические импульсы и стимулы для расширения пропускной возможности линии электропередачи.
В некоторых случаях оба этих довода укажут на компанию по передаче электроэнергии, а иногда оба этих довода укажут на пользователя системы. Проблемы начнут возникать, когда издержки в результате сдерживающих факторов распределяются в адрес одной стороны (по причине распределения риска), в то время, когда другая сторона продолжает нести ответственность за принятие решений по инвестициям (не имея при этом экономических стимулов).
Часто принято считать, что главный вопрос переговоров по ценам за передачу электроэнергии заключается в справедливом распределении всех затрат среди пользователей системы. Однако, как только принято решение о первоначальном распределении затрат, не менее важно договориться о соответствующем распределении рисков и стимулирующих факторов, в противном случае окончательное решение по ценам за передачу электроэнергии не будет аргументировано.



 
« 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.