Конкуренция и выбор в электроэнергетике - Объединенная система Великобритании

ПРИЛОЖЕНИЕ Б:
ОБЪЕДИНЕННАЯ СИСТЕМА ВЕЛИКОБРИТАНИИ
Сэр, я не могу купить овечью шерсть Вильяма Мидвинтера меньше чем за 3 фунта 3 шиллинга и 4 пенса за сотню. Придется согласиться на эту цену. Но я купил опционы на 7000 шкур неплохой овечьей шерсти по три фунта за сотню.
Из разговора Ричарда Сели со своим братом Джорджем, торговцем овечьей шерстью, 13 мая 1482 года.
Объединенная энергосистема Англии и Уэльса представляет собой ряд параллельных рынков: форвардный рынок, опционный рынок и рынок наличного товара. В этом приложении описывается концептуальная структура энергосистемы и определяются участки ее возможного укрепления.
В Англии и Уэльсе электроэнергия продается через объединенную энергосистему, которая часто рассматривается как рынок наличного товара, на котором цена изменяется каждые полчаса. Цены энергосистемы публикуются в нескольких еженедельных газетах, и с ними всегда можно ознакомиться.
При знакомстве с этими ценами можно заметить, что они появляются в утренних газетах того дня, в который они начнут действовать. Другими словами, цены в понедельник можно получить в газетах, выходящих по понедельникам, цены вторника

1. в газетах по вторникам и т.д. Люди, знакомые с работой рынков, могут удивиться, каким образом объединенная энергосистема функционирует как рынок наличного товара, когда цена сообщается заранее.

Ключом к ответу на этот вопрос является знание того, что производственная сторона энергосистемы была фактически создана как ряд параллельных рынков, на которых большая часть энергии продается за день вперед на форвардных рынках по так называемой цене энергосистемы (или цене пула), часть энергии продается за день вперед на опционных рынках и лишь небольшая часть энергии действительно проходит через рынки наличного товара.
Задача этого Приложения:
• установить структуру этих параллельных рынков в энергосистеме;
• показать возможные пути их развития в будущем.
ОБЪЕДИНЕННАЯ ЭНЕРГОСИСТЕМА АНГЛИИ И УЭЛЬСА
Объединенная энергосистема представляет собой некорпорированное объединение участвующих в ней предприятий:
• В их состав входят все лицензированные оптовые покупатели и продавцы электроэнергии, включая такие организации, как Electricite de France, а также мелкие промышленные потребители.
• Исполнительный комитет объединенной энергосистемы состоит из 10 членов: одно место для каждого из трех крупнейших производителей Великобритании; два места для представителей небольших производителей; одно место для независимых предприятий розничной торговли (“поставщиков”) и четыре места для представителей 12 региональных электроэнергетических компаний (РЭК).
• Директор-распорядитель руководит работой энергосистемы на повседневной оперативной основе.
“Правила объединенной энергосистемы” приведены в Приложении 9 к Договору об объединении и расчетах (ДОУ).
• Правила энергосистемы определяют ряд договоров между членами энергосистемы.
• Энергосистема не может торговать сама по себе, но выступает в роли холдингового счета для энергии, приобретенной из различных источников от имени потребителей.
Общенациональная энергетическая компания (ОЭК), которой принадлежат провода электропередачи, выполняет несколько функций в энергосистеме:
• она, как диспетчер системы, распределяет энергию;
• предоставляет операционную информацию (прогнозы спроса) для энергосистемы;
• управляет системой расчетов от имени членов объединенной системы в соответствии с условиями ДОУ;
• определяет и публикует цены энергосистемы в роли администратора системы расчетов;
• приобретает различные вспомогательные услуги от имени членов энергосистемы.
ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ ТОРГОВЛИ В ОБЪЕДИНЕННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Эти правила изложены на 300 страницах ДОУ и предписывают, каким образом должна происходить торговля.
Они представляют собой ряд сложных уравнений с минимально кратким пояснительным текстом. Для новичка эти правила почти непостижимы, но в них есть ряд “ориентиров”, которые объясняют процесс урегулирования в виде следующих этапов.

1. За день до торгов производители предоставляют данные о прогнозируемом наличии генераторных установок (“генустановок”) и запрашиваемой цене, по которой они будут вырабатывать энергию. ОЭК подготавливает детальный прогноз спроса на каждые полчаса следующего дня.
2. Используются компьютерные программы для подготовки “Неограниченного графика” или “Н-графика”, который представляет собой план выработки энергии, удовлетворяющий прогнозируемому спросу при наименьшей стоимости (с точки зрения запрашиваемых цен) без учета различных ограничений при передаче.
3. Каждые полчаса запрашиваемая цена предельной (наиболее дорогостоящей) установки, которая работает по Н-графику, определяет “Предельную цену системы” (SMP). Покупная цена энергосистемы (РРР) равна цене SMP, увеличенной на элемент, который связан с предполагаемой величиной избытка мощности в системе.
4. За любую мощность генераторной установки, предлагаемую, но не нужную в Н- графике, выдается премия (бонус) за наличие мощностей, которая также связана с предполагаемой величиной избытка мощности в системе.
5. В день проведения торгов ОЭК дает распоряжения генераторным установкам на предмет того, когда нужно вырабатывать энергию и в каких количествах.
6. В тех случаях, когда ОЭК инструктирует производителя отклониться от уровня выработки по Н-графику, это изменение объема выработки покупается или продается объединенной энергосистемой по запрашиваемой цене каждой генераторной установки. Невыполнение поступивших распоряжений или отсутствие готовности, о которой сообщалось накануне, влечет за собой штрафные санкции.
7. После выполнения всех этих сделок производится расчет цены для потребителей (продажная цена энергосистемы, или PSP) как суммы чистых выплат производителям, поделенной на общую величину фактически выработанной электроэнергии.

Однако, такое описание не может объяснить принципы работы энергосистемы. Помимо трудности в понимании уравнений, содержащихся в правилах энергосистемы, не совсем понятны и стимулы для производителей, потребителей и ОЭК на каждом этапе данного процесса. Лучшим вариантом является возврат к структуре рынка, которая лежит в основе первоначальной системы организации объединенной энергосистемы. Такой анализ показывает не только стимулы для каждого участника рынка, но также причины возникновения проблем и их продолжения в будущем.
ТАКСОНОМИЯ РЫНКОВ В ОБЪЕДИНЕННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Читатель уже может быть знаком с Контрактами на разницу (КнР), составляющимися под покупную цену энергосистемы для хеджирования ее сделок и имеющими экономический эффект долгосрочных контрактов на энергию. Этот аспект рынков был всесторонне освещен в Главе 9. Данное Приложение рассматривает лишь краткосрочные рынки в самой энергосистеме.
Правила энергосистемы подразумевают три вида сделок на энергию: форвардные, опционные и наличные. Эти сделки тесно связаны с процессом принятия решения оператором сети ОЭК, как показано на Рис. Б.1.
На Рис. Б.1. энергосистема рассматривается не как набор уравнений или правил, а скорее как рыночные процессы, где существует рынок за сутки вперед, на котором производители производят форвардную продажу энергосистеме по покупной цене энергосистемы. Также существует и опционный рынок, на котором резерв продается за день вперед как опцион на покупку энергии; если опцион объявляется к исполнению в тот же день, то за выработанную мощность платят по цене исполнения. В этот же день работает и рынок наличного товара, который согласовывает все разницы. Продажа потребителям производится энергосистемой по средней цене всех этих рынков, т.е. продажной цене энергосистемы.

Сделки в энергосистеме (пуле) в каждые полчаса

А теперь внимательно рассмотрим каждый из этих типов рынка и их эквиваленты внутри энергосистемы.
Форвардные рынки
Продажа на форвардных рынках представляет собой контракт, который заключается заранее между покупателем и продавцом и который обязует продавца доставить покупателю определенный объем продукта в будущий срок, по определенной цене и в определенное место. В любом подобном контракте цена отражает предполагаемую стоимость продукта во время его доставки.
В энергосистеме Н-график можно рассматривать как журнал регистрации контрактов, заключенных заранее. Величина выработки за каждые полчаса такого плана рассматривается как принятие предложений на выработку или как форвардные контракты на поставку энергии в соответствующие полчаса, но днем позже. Цена, которую платит энергосистема за эти планируемые выработки энергии, соответствует Покупной цене энергосистемы на полчаса (Сделка 1 на Рис. Б.1.). Покупная цена энергосистемы является форвардной рыночной ценой для каждых полчаса следующего дня.
Покупная цена энергосистемы представляет собой стоимость энергии, предполагаемую за день вперед. Она вычисляется с помощью ряда сложных уравнений на основе запрашиваемых цен тех производителей, чьи предложения приняты, после поправки на стоимость потерянной нагрузки (VOLL) и вероятность потери нагрузки (LOLP). Более подробно рыночные концепции объясняются ниже.*

*       Для подробного ознакомления с формулой вычисления цены энергосистемы см. Crew и Kleindorfer (1) или Green (2). Читателю, менее заинтересованному в технических вопросах, следует обратиться к Hunt (3).

Опционные рынки
Опционный контракт также заключается заранее, но если форвардная продажа предусматривает обязательную поставку и принятие товара, то опционный контракт предоставляет его владельцу право покупать (или продавать) продукт у любого торговца (или любому торговцу), если этого хочет владелец. В условия продажи входят время и место доставки, а также цена исполнения, оплачиваемая по доставке. Торговец только предлагает (“составляет”) такой контракт в обмен на установленную плату - “опционную премию”. Эта плата отражает предполагаемую стоимость способности владельца получить (или реализовать) продукт по цене исполнения, учитывая при этом, что цена на рынке наличного товара может быть или выше или ниже во время доставки.
За любую мощность, о которой объявляют за день вперед, но которая не входит в Н- график (т.н. "резервная мощность") энергосистема платит производителю опционную премию (Сделка 2А на Рис. Б.1.). Если дается указание выработать такую мощность, продукт оплачивается по цене исполнения, которая считается собственной запрашиваемой ценой производителя (сделка 2Б на Рис. Б.1.).
Резервная мощность может быть востребована по опционному контракту из-за ошибок производителя, ошибок в прогнозировании спроса или трудностей в передаче. Мы еще вернемся к издержкам, возникающим в связи с описанными ниже факторами.
Опционная премия обычно отражает предполагаемую стоимость опциона на покупку по цене исполнения. На товарном рынке торговцы должны увязывать опционную премию с предполагаемой наличной ценой. Однако, в следующем разделе поясняется, что в энергосистеме не существует единой наличной цены, поэтому опционная премия выводится из формулы, а не путем конкурирующих предложений. Эта формула подобна элементу (LOLP х VOLL) мощности в Покупной цене энергосистемы за день вперед.
Таблица Б.1.
Описание квазиналичных сделок энергосистемы

Постоянные ошибки производителей могут повлечь за собой один штраф, налагаемый совместно ОЭК и энергосистемой.
Наличные рынки
**     Цена, взимая производителем за поставку электроэнергии в превышение его обычной мощности. (Прим. переводчика)
Для рынка наличного товара характерна немедленная доставка продукта по цене, которая изменяется с целью приведения в равновесие спроса и предложения. Многие сделки на таком рынке заключаются практически с целью отмены предыдущих контрактов и устранения обязательства по доставке путем заключения компенсирующей сделки.
Энергосистема является своего рода заменителем истинного рынка наличного товара в том отношении, что ряд немедленно принимаемых решений регистрируется в качестве сделок, цены по которым устанавливаются согласно специальным правилам (Сделка 3 на Рис Б.1). Многие из этих сделок заключаются для того, чтобы компенсировать предыдущие обязательства, такие как форвардные и опционные контракты, что исключает необходимость доставки какой-либо энергии. В Таблице Б.1 приведены различные немедленно принимаемые решения (“квазиналичные сделки по энергии”), которые вынуждают производителей продавать электроэнергию в энергосистему или покупать у нее. Широкое разнообразие правил свидетельствует об отсутствии на наличном рынке какой-либо одной уникальной цены.
РАСЧЕТ ПОКУПНОЙ ЦЕНЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ - ЦЕНА НА ФОРВАРДНОМ РЫНКЕ
Величина покупной цены энергосистемы по сути своей должна отражать предполагаемую величину цены на рынке наличного товара. На практике, ввиду отсутствия одной цены на рынке наличного товара, предполагаемую величину можно определить по формуле.
В тех случаях, когда спрос меньше общего объема имеющихся генерирующих мощностей, предельная стоимость дополнительных поставок будет обеспечиваться на рынке наличного товара по самой высокой цене, предлагаемой любым производителем в системе. Эта цена определяется на основе Н-графика за сутки до начала выработки и обозначается как “предельная цена системы” или SMP. (Метод расчета этой цены уже рассматривался выше).
В тех случаях, когда спрос превышает общую имеющуюся мощность, спрос и предложение можно сбалансировать за счет повышения этой цены до такого уровня, при котором некоторые потребители предпочтут уменьшить свой спрос. При отсутствии активных предложений цены со стороны потребителей, эту цену должен устанавливать регулирующий орган, и она обозначается как “Величина потерянной нагрузки”, или VOLL.
Вероятность того, что спрос будет превышать имеющуюся мощность (“Вероятность потери нагрузки”, или LOLP) определяется путем сравнения предполагаемого спроса с ожидаемой мощностью, позволяя при этом каждой переменной величине отличаться от предполагаемого уровня. В таком случае вероятность удовлетворения нагрузки за счет имеющейся выработки составит (1 - LOLP), а продажная цена энергосистемы (РРР) устанавливается по вероятностно-взвешенной средней величине цен в двух возможных случаях:
PPP=[(1-LOLP) х SMP] +[LOLP х VOLL]
МЕСТО РАСПОЛОЖЕНИЯ РЫНКА И ПЕРЕДАЧА ЭНЕРГИИ
Структура этой энергосистемы предполагает объединенный рынок, охватывающий Англию и Уэльс, не делая какой-либо скидки на место расположения. Это дает возможность объединенной энергосистеме работать, не устанавливая различные цены для каждого участка сети.
Согласование с системой распределения нагрузки
Если какой-либо производитель не может выполнить форвардную продажу электрической энергии, потому что этому мешает то или иное ограничение на передачу энергии, то в таком случае форвардная продажа аннулируется офсетной наличной сделкой на этот день, при этом производитель получает компенсацию от объединенной энергосистемы. Механизм этого процесса рассматривается ниже.
• Ограничение на выключение*. Производителям, которые уже продали свою электроэнергию по форвардной сделке по Продажной цене энергосистемы (РРР), но у которых нет возможности вырабатывать энергию вследствие тех или иных ограничений на ее передачу, разрешается покупать эту же энергию обратно по их же цене предложения. Это является своего рода наличной сделкой, которая аннулирует предыдущий контракт. Этот чистый результат дает генераторной установке практически финансовый излишек, который равен РРР за вычетом цены предложения. Так как обычно цена предложения у таких производителей ниже РРР, то объединенная энергосистема несет убыток по чистой сделке. Этот убыток переносится в "надбавку", которая рассматривается в следующем разделе.
• Ограничение на включение.** Некоторые производители должны производить энергию, чтобы заменить тех производителей, с которых сняты ограничения на передачу электроэнергии. Кроме того, общенациональная энергетическая система иногда требует от производителя такие виды обслуживания, как обеспечение реактивной мощности в определенных районах. В данном случае этого производителя энергии можно рассматривать как производителя, "ограниченного на включение". Производителям энергии, не имеющим форвардных контрактов на продажу энергии, уже была выплачена опционная премия, а когда их просят производить электроэнергию по опционному контракту, им выплачивается их собственная цена предложения, которая, как правило, выше РРР. А дополнительная стоимость, которая выше цены РРР, переносится в “надбавку”.
* "Ограниченными на выключение" называют тех производителей, которые не вырабатывает электроэнергию из-за ограничений в системе передачи (т.е. когда провода, соединяющие электростанцию и потребителя, уже заняты). (Прим. переводчика). ** "Ограниченными на включение" называют тех производителей, которые вырабатывают энергию, но не благодаря своей очередности в цепочке себестоимости ("мерит ордер"), а потому что ограничения в системе электропередачи не позволяют производителям с меньшими эксплуатационными издержками поставлять электричество данным потребителям. (Прим. переводчика).
Отношение энергетического объединения к производителям, “ограниченным на выключение”, основано на предположении, что у каждого торговца имеется “твердый” контракт на передачу электроэнергии.
Система организации объединенной энергосистемы безусловно предполагает, что все торговцы обладают доступом к установкам электропередачи, необходимым для завершения заключенных через объединенную энергосистему сделок. Однако, это предположение не упоминается в контрактах на передачу электроэнергии, предлагаемых общенациональной энергетической компанией; оно просто вытекает из того факта, что объединенная энергосистема выплачивает компенсацию производителям электроэнергии, когда они не в состоянии использовать сеть передачи. Выплата компенсации по такому принципу эквивалентна погашению упущенной прибыли производителя по форвардной продаже. Эта компенсация так же равна кратковременной (или наличной) стоимости права на передачу, по которому они получили отказ.
Результатом этих сделок является то, что полная разница в стоимости между производителями, которые ограничены на выключение, и производителями, которые ограничены на включение, переносится в “надбавку”.
РАЗДЕЛЕНИЕ ЗАТРАТ МЕЖДУ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ
Потребительская сторона рынка работает намного проще: вся энергия покупается по продажной цене энергообъединения (PSP).
В предыдущих разделах было показано, каким образом прибыль производителя зависит от ряда различных сделок на рынке, каждая из которых совершается по разным ценам, но в большинстве случаев общей ценой является Покупная цена энергосистемы (РРР). Потребительская сторона рынка (Сделка 4, Рис. Б.1) намного проще. Большинство потребителей не делают каких-либо предложений цены: Общенациональная энергетическая компания (ОЭК) сама определяет необходимый для них объем электроэнергии. А вся дополнительная стоимость электроэнергии выше покупной цены энергосистемы, включая и ту величину, которая стала необходимой в связи ограничениями на передачу по Общенациональной Энергосистеме, в общей массе переносится в “надбавку”* и распределяется по всему объему в кВтч, взятому потребителями, путем расчета одной потребительской цены на полчаса, т.е. Продажной цены энергосистемы (PSP).
* В этой главе мы не будем касаться всех других компонентов надбавки.
PSP = РРР + надбавка
Только недавно некоторым потребителям было разрешено делать предложения цен по их спросу на экспериментальной основе. Это было сделано в 1994 году под давлением заинтересованных потребителей. Механизм действия “предложения со стороны спроса” рассматривается ниже.
Первоначально дополнительные затраты на балансирование сделок на опционном и наличном рынках несет объединенная энергосистема и уже потом они переносятся на другой счет и выступают в качестве энергетических компонентов надбавки. Таким образом, затраты на опционном и наличном рынках являются частью надбавки и рассматриваются ниже.
Ограничения при передаче электроэнергии
Ограничение производителей “на выключение” и замена данной продукции за счет ограничения других производителей “на включение” влечет за собой дополнительные затраты, превышающие цену РРР. Поэтому все ограничения на передачу энергии приводят к надбавке.
Ошибки в прогнозах спроса
Даже при отсутствии ограничений на передачу электроэнергии, структура распределения будет отличаться от форвардных продаж электроэнергии по Н- графику. Объем форвардных продаж электроэнергии выводится на основе прогнозируемого спроса Общенациональной энергетической компании (ОЭК), который неизбежно окажется или слишком высоким или слишком низким. Затем предложение приводится в соответствие со спросом либо с помощью опционных контрактов на получение дополнительного объема выработки энергии, либо за счет квазиналичных сделок, необходимых для прекращения выработки или же для срочных поставок электроэнергии.
Затраты по этим сделкам также ведут к надбавке.
Ошибки производителя
Когда производители электроэнергии изменяют объемы производства, установленные Общенациональной энергетической компанией (ОЭК), то все разницы в производстве электроэнергии рассматриваются как рыночные сделки. В принципе, цена, назначенная за недо- или перепроизводство, должна отражать стоимость электроэнергии, которая должна быть куплена (или продана) объединенной энергосистемой, но при этом все же трудно выявить все ошибки производителя. Кроме того, недостаточно хорошо разработаны методы определения наличной цены. Предпринимались попытки (без особого успеха) решить эту проблему, но даже при существующей системе производителям электроэнергии принадлежит определенная доля ответственности за стоимость ошибок.
ПРОБЛЕМЫ РАЗДЕЛЕНИЯ ЗАТРАТ
Величина стоимости всех сделок по электроэнергии распределяется между всеми потребителями.
Сразу после определения условий расчетов с производителями электроэнергии, объединенная энергосистема может вычислить величину надбавки и определить Продажную цену энергосистемы (PSP), которая публикуется приблизительно через 28 дней после того, как электроэнергией воспользовались потребители. Таким образом, у потребительской стороны полностью отсутствуют какие-либо элементы рынка наличного товара, и их совокупное потребление электроэнергии прогнозируется не путем его объявления или ведения переговоров на индивидуальной основе, а скорее Общенациональной энергетической компанией (ОЭК). Потребители сообща несут затраты по эксплуатации системы, и не только те затраты, которые они создают сами.
Новые участники рынка хотят избежать участия в распределении затрат
Потребители, которые удовлетворяют свои потребности за счет местных производителей электроэнергии, и потребители в районах с ограничениями на передачу, располагающие излишними объемами выработки, уже выразили свою обеспокоенность по поводу затрат по обеспечению ограничений на передачу электроэнергии (и связанных с этим потерь электроэнергии, которые покрываются подобным образом). Эта проблема стала особенно важной в результате прогнозируемого увеличения числа совместных производителей электроэнергии; в случае, если они захотят продать свой излишек электроэнергии объединенной энергосистеме, то им придется отвечать, как членам объединения, за часть затрат, которые были созданы другими производителями энергии. Поэтому объединенной энергосистеме пришлось пойти на ряд уступок производителям электроэнергии на местах, которые уменьшают размер их участия в надбавке.
Даже распределение затрат на резервную мощность вызывает проблемы
Затраты на резервную мощность представляют собой опционную плату за обеспечение резервной мощности плюс дополнительные затраты сверх покупной цены энергосистемы (РРР) опционной сделки в случае, если нужна энергия. На первый взгляд, распределение всех этих затрат среди всех потребителей кажется весьма справедливым. Тем не менее, обязательно должны существовать потребители с особенно стабильным (или даже почти предсказуемым) спросом, которые, скорее всего, предпочтут платить за непредсказуемое потребление энергии по мере и в случае его возникновения, чем принимать участие в оплате затрат на резервную мощность, необходимых для удовлетворения непредсказуемого спроса со стороны других потребителей. Поэтому объединенная энергосистема должна учитывать новые варианты покупки и продажи электроэнергии в объединенной энергосистеме.
БУДУЩИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ: РАЗВИТИЯ РЫНКОВ
Правила объединенной энергосистемы в таком виде, в каком они существуют в настоящее время, представляют собой хорошо связанную и последовательную базовую структуру
В правила объединения уже были внесены изменения, для того чтобы отразить все осознанные проблемы, связанные со способом распределения затрат между производителями электроэнергии и ее потребителями. За ними последуют и другие изменения.
Из опыта других энергетических объединений следует, что даже самые небольшие изменения правил могут оказать воздействие на основополагающие стимулы. Относительный рост изменений в правилах заставит объединение функционировать по двум направлениям:
• развитие и рационализация структуры рынка; или • расширение пределов соглашений о распределении затрат.
Распределение затрат может подорвать структуру рынка
Распределение затрат на свободном рынке искажает стимулы и создает дисбалансы. Любая система, члены которой не полностью оплачивают затраты, понесенные в результате их действий, создает благоприятные возможности для других участников объединения жить за счет других. Имеющийся на данное время опыт работы этого энергетического объединения наглядно подтверждает, что надбавка является основной причиной существующих на данный момент жалоб.
Укрепление структуры рынка поставит энергетическое объединение на более твердую основу. Ключевыми участками являются: передача электроэнергии, упрощение рынков и внимательное отношение к спросу.
Отношение к ограничениям на передачу электроэнергии изменится
Не существует какой-либо логической причины, по которой члены объединенной энергосистемы должны платить за издержки ограничений на передачу электроэнергии через надбавку. Ответственность за появление или снижение ограничений на передачу в конечном счете лежит на Общенациональной энергетической компании, которая строит и эксплуатирует все высоковольтные линии электропередачи. Регулирующая формула дохода при начислении тарифа на использование системы в целях передачи электроэнергии (TUOS) обеспечивает Общенациональной энергетической компании (ОЭК) стимул для снижения уровня инвестиций и технического обслуживания, даже если в результате этого может появиться больше ограничений на передачу электроэнергии и значительно увеличится уровень надбавки. Члены объединенной энергосистемы часто жалуются на то, что Общенациональная энергетическая компания делает слишком мало для снижения уровня надбавки, и OFFER (Бюро по контролю за деятельностью предприятий электроэнергетической промышленности) выразило подобную точку зрения в ряде проведенных им исследований в области цен объединенной энергосистемы.
В 1994 году, Объединенная энергетическая компания согласилась принять участие в разделении затрат с объединенной энергосистемой в течение одного года в обмен на твердую плату.*  Если бы соответствующая часть надбавки возросла более чем до 587 млн. фунтов стерлингов, то Общенациональная энергетическая компания заплатила бы 20% этой надбавки (до 15 млн. ф. ст.); а если бы она была ниже 570 млн., то Общенациональная энергетическая компания сохранила бы 30% этих сбережений (до 25 млн. ф.ст.). Твердая плата (плюс доля участия объединенной энергосистемы в надбавке) все же была возмещена в качестве дополнительного сбора на цену энергии, проданной объединенной энергосистемой, подобно надбавке.
* Это соглашение покрывает большую часть элементов надбавки, включая затраты на передачу энергии и стоимость ошибок в прогнозе спроса, но исключает опционную плату, внесенную в счет резервной мощности.
Такое соглашение дало Общенациональной энергетической компании частичный стимул для уменьшения стоимости надбавки. В будущем Общенациональная энергетическая компания может получить стимул для оптимизации баланса между инвестициями в электропередачу и ограничениями на передачу энергии, приняв на себя ответственность за полную стоимость надбавки (или, по крайней мере, за стоимость ограничений на передачу энергии) на период более одного года. Такая схема станет возможной только тогда, когда Общенациональная энергетическая компания найдет более оптимальные пути управления коммерческих рисков и рисков регулирования. В конечном счете Общенациональная энергетическая компания возместит стоимость ограничений на передачу энергии за счет тарифов TUOS, а не за счет надбавки. Со временем Общенациональная энергетическая компания может даже предложить более низкую плату TUOS производителям электроэнергии, которые откажутся от своего права на компенсацию за ограничения на передачу энергии.
Форвардный рынок можно упростить
Покупная цена энергосистемы (РРР) выводится на основе Н-графика при помощи целого ряда уравнений, которые выполняют следующие задачи:
• объединяют трехсоставное предложение для каждой гидроэлектростанции в одно простое предложение J/МВтч на каждые полчаса;
• располагают предложения в порядке увеличения цены, полностью игнорируя электростанции, которые считаются “негибкими” (т.е. неспособными поставлять электроэнергию по марже);
• определяют генераторную установку с самой высокой ценой, востребованную по Н-графику: цена предложения в $/МВтч этой установки определяет компонент предельной цены системы (SMP) в продажной цене объединенной энергосистемы (РРР).
Альтернативным вариантом должны служить более частые предложения, т.е. форвардные рынки за несколько часов, а не за день вперед. Такая система должна обеспечить большую гибкость, даже в тех случаях, когда предложения будут подаваться в форме простых цен в $/МВтч. Подобные предложения помогут исключить необходимость реорганизации системы расчетов и справиться с новыми техническими средствами (т.е. газовыми турбинами комбинированного цикла), у которых структура затрат за один день в целом с трудом вписывается в существующую трехсоставную структуру затрат на подготовку предприятия к пуску, затрат при нулевой нагрузке и дополнительных затрат.
Возможно развитие более долгосрочных форвардных рынков
Это развитие должно позволить объединенной энергосистеме “заключать” контракты с производителями электроэнергии за неделю или даже за 6 месяцев вперед. Эти рынки установят свои собственные цены, которые покажут, насколько устойчивым предполагалось быть этому рынку, что позволит Общенациональной энергетической компании планировать эту систему с большей степенью уверенности, а также уменьшить трудности, связанные с приведением в соответствие технического обслуживания электростанции с техническим обеспечением передачи электроэнергии. (Или же Общенациональная энергетическая компания может использовать “контракты на передачу электроэнергии” с ее производителями в качестве одного из способов обеспечения эквивалентных стимулов за счет аннулирования прав на передачу электроэнергии на время отключения установки с целью проведения технического обслуживания и ремонта).
Наличный рынок не так хорошо развит как форвардный и опционный
В настоящее время торговые сделки на рынке наличного товара составляют лишь небольшую часть общего количества сделок, заключаемых через объединенную энергосистему. Они совершаются по разнообразным ценам и более или менее напоминают мгновенную краткосрочную стоимость электроэнергии.
Существующая в настоящее время структура не позволяет Общенациональной энергетической компании заниматься поисками измененных предложений на электроэнергию, а также наиболее прибыльной точки сбыта своей энергии, превышающей спрос. В моменты резкой нехватки электроэнергии оператор энергосистемы ограничен в своих действиях из-за отсутствия настоящих рынков наличного товара. Упрощенная формула наличной цены, которая более тесно связана с эффективными ценами, значительно увеличит масштаб сделок на рынке наличного товара.
Недовольство системой надбавок уже привело к “предложениям со стороны потребительского спроса”
Ввиду того, что спрос отдельных потребителей на электроэнергию можно немедленно прервать, это, по их мнению, обеспечивает гибкость аналогично той, которой пользуется производитель. Следовательно, вместо того, чтобы платить за резервную мощность через надбавку, им разрешили покупать и продавать электроэнергию следующим образом:
• выбранные потребители покупают электроэнергию по покупной цене энергосистемы (РРР) на рынке за день вперед, объявляя о предполагаемом спросе; но
• если фактический спрос таких потребителей отклоняется от объявленного ими спроса, то на них налагается штраф за увеличение или уменьшение их расхода в кВтч.
Эти штрафы на увеличение или уменьшение спроса аналогичны штрафам за ошибки производителя, но они должны исходить из более точной оценки цены на энергию на краткосрочном или наличном рынке.
Необходимо усилить роль потребителей
Введение предложения со стороны потребительского спроса равносильно расширению возможностей для сделок на форвардом и наличном рынках до границы потребительской стороны рынка. Существует широкое поле деятельности для разработки подобных схем, при условии правильного понимания основополагающей структуры рынка. Однако по мере расширения схемы Объединенной энергосистеме будет необходимо убедиться в том, что потребители, которые откажутся от участия в распределении затрат, все же внесут соответствующий вклад в издержки по обеспечению резервной мощности и стабильной частоты. Поэтому, отдельные компоненты участия в разделении затрат, вероятнее всего, будут существовать и в дальнейшем.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Новая объединенная энергосистема в Англии и Уэльсе являет собой пример мастерства ведения переговоров и включает в себя комплексный набор рынков за день вперед и наличных рынков. Тем не менее, энергообъединение работает, в основном, на основе договоров за день вперед, а элементы наличного рынка недостаточно развиты: свободное определение объединенной энергосистемы в качестве наличного рынка было бы неверным:
Если уделить больше внимания структуре организации рынка, можно сделать вывод, что областями будущего развития являются:
• отдельное определение затрат, связанных с передачей электроэнергии;
• укрепление наличного рынка и расширение форвардных рынков;
• открытие большего числа рынков Объединенной энергосистемы для ее потребителей.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Crew, М.А. и Kleindorfer, P.R. (1986) The Economics of Public Utilities Regulation (Экономика регулирования энергосистем общего пользования), MIT Press, Cambridge, MA.
2. Green, R. (1990) Reshaping the CEGB: Electricity Privatisation in the UK (Реструктуризация и обновление Центрального совета по производству электроэнергии: Приватизация электроэнергии в Великобритании), Cambridge University Department of Applied Economics.
3. Hunt, S. (1991) Competition in the Electricity Market: the England and Wales Privatisation (Конкуренция на рынке электроэнергии: Приватизация в Англии и Уэльсе), NERA Topics, выпуск 2