Конкуренция и выбор
advertisement
Конкуренция и выбор в электроэнергетике Авторы Салли Хант и Грэм Шаттлуорт n/e/r/a National Economic Research Associates Экономические Консултанты 15 Stratford Place London W1N 9AF Тел: 44 20 7659 8500 факс: 44 20 7659 8501 An MMC Company n/e/r/a ТАБЛИЦА СОЛДЕРЖАНИОВ СОКРАЩЕНИЯ 1. ВВЕДЕНИЕ 1.1. 1.2. 1.3. ОПЕРАЦИОННЫЕ ИЗДЕРЖКИ ДВИЖЕНИЕ В НАПРАВЛЕНИИ КОНКУРЕНЦИИ РАМКИ НАСТОЯЩЕЙ КНИГИ 1 3 5 6 10 СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ 12 2. РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ 2.1. 2.2. 2.3. МАТРИЦА СТРУКТУРЫ И УПРАВЛЕНИЯ / ФОРМЫ СОБСТВЕННОСТИ ФОРМЫ СОБСТВЕННОСТИ И УПРАВЛЕНИЕ ОПЫТ В ОТНОШЕНИИ РАЗЛИЧНЫХ ФОРМ СОБСТВЕННОСТИ И УПРАВЛЕНИЯ 13 14 16 20 3. ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ 23 3.1. 3.2. СТРУКТУРЫ - ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧЕТЫРЕХ МОДЕЛЕЙ ВОПРОСЫ К РАССМОТРЕНИЮ 23 27 4. МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ 33 4.1. 4.2. 4.3. 4.4. 4.5. 4.6. 4.7. 4.8. 4.9. 4.10. ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ ТОРГОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ ДОСТУП К ЛИНИЯМ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ ДОЛЖНЫ ЛИ ДИСТРИБЬЮТОРЫ БЫТЬ ОТДЕЛЬНЫМИ КОМПАНИЯМИ? ДОСТИЖЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО СОЦИАЛЬНОЙ ПОЛИТИКЕ ВЛИЯНИЕ НА СТОИМОСТЬ АКТИВОВ И “НЕОКУПЛЕННЫЕ” ЗАТРАТЫ НЕОБХОДИМОСТЬ ПЕРЕМЕН ПРИМЕРЫ МОДЕЛИ 1 ВЫВОДЫ 33 33 35 35 36 37 38 39 40 41 ПРИЛОЖЕНИЕ А 5. МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 5.6. 5.7. 5.8. 5.9. 5.10. ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ ПЕРЕХОДНЫЙ МЕХАНИЗМ ТОРГОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ ДОСТУП К ЛИНИЯМ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО СОЦИАЛЬНОЙ ПОЛИТИКЕ ВЛИЯНИЕ НА СТОИМОСТЬ АКТИВОВ И “НЕОКУПЛЕННЫЕ” ЗАТРАТЫ НЕОБХОДИМОСТЬ ПЕРЕМЕН ПРИМЕРЫ МОДЕЛИ 2 ВЫВОДЫ 42 47 47 49 49 50 52 53 54 55 55 56 n/e/r/a 6. МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ 6.1. 6.2. 6.3. 6.4. 6.5. 6.6. 6.7. 6.8. 6.9. 6.10. ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ ТОРГОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ ДОСТУП К ЛИНИЯМ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ ВЛИЯНИЕ НА СТРУКТУРУ КОМПАНИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО СОЦИАЛЬНОЙ ПОЛИТИКЕ ВЛИЯНИЕ НА СТОИМОСТЬ АКТИВОВ И “НЕОКУПЛЕННЫЕ” ЗАТРАТЫ НЕОБХОДИМОСТЬ ПЕРЕМЕН ПРИМЕРЫ ВЫВОДЫ 7. МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ 7.1. 7.2. 7.3. 7.4. 7.5. 7.6. 7.7. 7.8. ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ ТОРГОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ ВЛИЯНИЕ НА СТРУКТУРУ КОМПАНИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО СОЦИАЛЬНОЙ ПОЛИТИКЕ ВЛИЯНИЕ НА СТОИМОСТЬ АКТИВОВ И “НЕОКУПЛЕННЫЕ” ЗАТРАТЫ ПРИМЕРЫ ВЫВОДЫ 70 70 71 73 75 77 78 81 81 8. ВЫБОР МОДЕЛИ 82 8.1. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАЗМЫШЛЕНИЯ В СВЯЗИ СО СТРУКТУРНЫМИ АСПЕКТАМИ ВВЕДЕНИЕ В ТОРГОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ, ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ В ОБЛАСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРИЧЕСТВА И ДОСТУП К РОЗНИЧНОЙ ТОРГОВЛЕ 8.2. ПРОБЛЕМЫ АГЕНТСТВА: КОНТРАКТЫ, РЫНКИ И ЦЕНЫ НА ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧУ 9. РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. 9.1. 9.2. 9.3. ЦЕЛЬ СОСТАВЛЕНИЯ КОНТРАКТОВ ОСНОВНЫЕ ТИПЫ КОНТРАКТОВ КОНТРАКТЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ 58 58 59 61 61 65 66 66 67 67 68 82 86 95 96 98 104 113 10. СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ 10.1. 10.2. 10.3. 10.4. 10.5. 10.6. 10.7. ЦЕНЫ ЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ПЛАТЕЖИ ЗА НАЛИЧИЕ МОЩНОСТЕЙ ПРОВЕРКА НАЛИЧИЯ МОЩНОСТЕЙ УСЛОВИЯ НАЛИЧИЯ МОЩНОСТЕЙ: КРАТКИЕ ВЫВОДЫ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСЛУГИ ПРОЧИЕ УСЛОВИЯ СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ: КРАТКИЕ ВЫВОДЫ 117 117 119 123 123 124 125 126 11. ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ 128 11.1. 11.2. 11.3. 11.4. 11.5. КОНТРАКТЫ НА КРУПНЫЕ ЗАКУПКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЦЕНЫ ОПТОВОГО РЫНКА РАЗДЕЛЕНИЕ РЫНОЧНОГО РИСКА ЦЕНОВОЙ РИСК И СРОЧНЫЕ КОНТРАКТЫ КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ РИСК И СРОЧНЫЕ КОНТРАКТЫ 128 129 131 132 133 n/e/r/a 11.6. 11.7. 11.8. 11.9. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ РИСК И ОПЦИОННЫЕ КОНТРАКТЫ РИСКИ И СТИМУЛЫ ДЛЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ ЭНЕРГИИ КОНТРАКТЫ И ПОТРЕБИТЕЛИ ВЫВОДЫ 135 136 140 143 12. РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ 145 12.1. 12.2. 12.3. 12.4. 12.5. ВВЕДЕНИЕ РАСЧЕТЫ ПО ТОРГОВЫМ СДЕЛКАМ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ЗАКЛЮЧЕНИЕ ТОРГОВЫХ СДЕЛОК В ЭНЕРГОСЕТИ УСТАНОВЛЕНИЕ ЦЕН КАК ЗАСТАВИТЬ РАБОТАТЬ РЫНКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОБЪЕДИНЕННАЯ СИСТЕМА ВЕЛИКОБРИТАНИИ 145 146 148 161 178 181 13. СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 197 13.1. ЗНАЧЕНИЕ ТАРИФИКАЦИИ УСЛУГ НА ПЕРЕДАЧУ ЭНЕРГИИ В РАЗЛИЧНЫХ МОДЕЛЯХ УСЛУГИ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭНЕРГИИ СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭНЕРГИИ ПРАВИЛА ИНВЕСТИРОВАНИЯ И ВОЗМЕЩЕНИЕ ЗАТРАТ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО И ФОРВАРДНЫЕ ПРАВА ЗАКЛЮЧЕНИЕ 197 198 201 213 217 221 13.2. 13.3. 13.4. 13.5. 13.6. 14. КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 14.1. 14.2. 14.3. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ВОПРОСАХ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ УСТАНОВЛЕНИЯ ЦЕН НА ПЕРЕДАЧУ ЭНЕРГИИ ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ СВЕРХУ ВНИЗ ДЛЯ ГРУППОВОЙ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ФОРМА КОНТРАКТОВ ДЛЯ НЕСВЯЗАННОЙ ПЕРЕДАЧИ ЭНЕРГИИ УСТАНОВЛЕНИЕ КОНТРАКТЫХ ЦЕН НА НЕСВЯЗАННУЮ ПЕРЕДАЧУ ЭНЕРГИИ ЗАКЛЮЧЕНИЕ 14.4. 14.5. 14.6. ПРИЛОЖЕНИЕ В: ПРИЛОЖЕНИЕ Г: 222 222 223 224 227 232 241 244 254 REF: Anne Lockyer/25/6-3131-98/\\LNT1\USR\BOB\MSOFFICE\WINWORD\RUSSIANBOOK\RUSSBOOK.DOC n/e/r/a СОКРАЩЕНИЯ СОКРАЩЕНИЯ CCGT ГТКЦ Газовая турбина комбинированного цикла CEGB ЦУПЭ Центральное управление по электричества (Великобритания) CfD КнР Контракт на разницу DGES ГДСЭ Генеральный электричеством DSM КРС Контроль и регулирование спроса EC ЕС Европейское Сообщество EDF ЭФ Управление электрической Франции (Electricite de France) EPAct ЗЭП Закон об энергетической политике (США, 1992 г.) EU ЕС Европейский Союз FERC ФКРЭ Федеральная комиссия энергетики (США) IPP НПЭ Независимые производители электроэнергии kW кВт Киловатт kWh кВтч Киловатт/час LOLP ПВН Потеря вероятности нагрузки LRMC ДПСЗ Долгосрочные предельные затраты MO ОР Оператор рынка MVC ПСдП Предельная стоимость для потребителей NGC НЭСК Национальная (Великобритания) NPV ЧПС Чистая приведенная стоимость OFFER ОРЭП Офис регулирования электрической промышленности (Великобритания) PPA СПЭ Соглашение о покупке электроэнергии PPP ПокЦО Покупная цена объединения (Великобритания) PSA СОР Соглашение об (Великобритания) PSP ПроЦО Продажная цена объединения (Великобритания) директор производству по снабжению промышленности по регулированию энергосетевая объединении компания и расчетах Закон о политике регулирования общественных коммунальных компаний (США, 1978 г.) PURPA REC РЭК Региональная электрическая компания PPI ИРЦ Индекс розничной цены SvK Svenska Kraftnat (Шведская энергосетевая компания) 1 n/e/r/a СОКРАЩЕНИЯ государственный рынок SM Statnett Marked (Норвежский электричества) SMC ПЗС Предельные затраты в системе SMP ПЦС Предельная цена в системе SRMC КПЗ Краткосрочные предельные затраты TSO ОСЛЭ Оператор системы линий электропередач TP ПЛЭ Поставщик линий электропередач TUOS ИЛЭС Использование линий электропередач в системе VOLL СПН Стоимость потерянной нагрузки 2 n/e/r/a 1. ВВЕДЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ Важная мысль, на которой основывается новый мир конкуренции и выбора в электрической промышленности, заключается в том, что отделение транспортировки от транспортируемого предмета является возможным и желательным. Это означает, что электрическая энергия как продукт может быть отделена с коммерческой точки зрения от передачи как вида услуг.1 В более приземленном смысле, мы привыкли рассматривать электричество как продукт, которым мы пользуемся только в пункте доставки и за который мы платим по единому доставочному тарифу. Теперь возникает вопрос, возможно ли “разделить” этот счет на стоимость электричества и стоимость доставки? В случае, если передача электричества остается монопольной услугой2, может ли потребитель выбирать, кто будет поставлять электричество по линиям электропередач? Могут ли линии электропередач быть “общими носителями”, несмотря на то, что в силу физической природы системы продукция является абсолютно смешанной и неразличимой? Этот на первый взгляд простой вопрос лежит в основе понимания того, что происходит в электрической промышленности сегодня. На протяжении столетий считалось, что электричество и его передача неизбежно связаны друг с другом: после того, как вы спекли торт из яйца, вы не можете вернуть назад яйцо и воссоздать его после приготовления теста для торта. Однако, возможно определить и отделить услугу по передаче с тем, чтобы она могла предоставляться отдельно от самого электричества; электричество становится продуктом, который может покупаться, продаваться и транспортироваться с места на место точно также как и любой другой продукт. Рынки электричества открыты для альтернативных производителей и альтернативных покупателей. Для системы такого типа необходим экономический анализ сделок, а именно покупки и продажи электричества: время и место купли-продажи, кто покупатель, кто продавец, какова цена и как она определяется, каковы условия продажи? Это - мир рынков и контрактов. 1 Конечно, имеются прецеденты отделения транспортировки от транспортируемого предмета. Закон Хепберна в США в 1906 году внес “положение о товарах” в Закон о торговле между штатами, запрещающий железным дорогам перевозить свои собственные грузы. Однако, при транспортировке товаров по железной дороге не возникает вопроса о том, какие конкретные товары имеют отношение к поставщику. В электрической промышленности такое конкретное определение принадлежности продукции физически невозможно. 2 Обычно считается, что система передачи электричества остается монополией, потому что в здание подводится только один набор проводов и на улице имеется место только для одного набора проводов. Однако, в то время как физически может иметься место для более чем одного набора проводов, принцип получения экономии за счет масштаба операций в отношении охвата страны линиями электропередач традиционно приводит к выводу, что транспортировка электричества является естественной монополией. Это предположение присутствует на протяжении всей данной книги, хотя в таких отраслях, как телефонная связь, технология способствует превращению доставки в гораздо более конкурентоспособную услугу. 3 n/e/r/a ВВЕДЕНИЕ Тепловые электростанции $/МВт 1930 1950 1970 ГТКЦ 1980 1990 50 200 600 1000 МВт Рисунок 1.1 Оптимальный размер электростанции - кривые затрат на МВт (1930 1990 гг.). (По материалам Кастен Т.Р. (1995 г.) “Куда идет производство электричества? Другая точка зрения”, Энерджи Дейли, сентябрь 7.) Thermal plants: Тепловые электростанции Возможно, потребность в отделении транспортировки от продукции не возникла бы, если бы не осознание того, что производство электричества долее не является естественной монополией. Это, в свою очередь, было связано с изменением затрат на производство электричества, характерным для 80-х годов. Сектор производства электричества считался естественной монополией благодаря эффекту масштаба, который возможно было обеспечить путем приобретения крупных и более эффективных электростанций. Эти электростанции были крупными по сравнению с размером рынка. По мере увеличения размера рынка и роста объемов потребляемого электричества оптимальный размер электростанции также увеличивался. Как показано на Рис. 1.1, оптимальный размер отдельной электростанции увеличивался в течение 70-х - 80-х годов, как это происходило и в течение предыдущих 50 лет. Затем процесс пошел вспять. Технология, создаваемая науками о материалах и в ходе осуществления космических программ, позволила значительно повысить эффективность турбин по сравнению с прошлыми годами. Одновременно с этим цена на газ упала и были отменены запреты на сжигание газа, введенные в западных Таким образом был расчищен путь для более мелких и дешевых странах.3 электростанций, строительство которых теперь стало экономичным; они стали наиболее дешевой формой нового строительства, но более важное значение имело то, что во многих случаях общие затраты на новую электростанцию были ниже 3 В США и Европе существовали схожие запреты на сжигание газа в области производства электричества в 80-х годах. 4 n/e/r/a ВВЕДЕНИЕ невозвратных затрат на старые электростанции, которые оплачивались клиентами. Клиенты начали думать о строительстве своих собственных электростанций и захотели знать, почему они не могут поменять поставщика для получения более дешевой продукции. Существовало два ответа: во-первых, по физическим и организационным причинам было невозможно отделить передачу и производство электричества; и во-вторых, ради справедливости, клиенты так или иначе обязались оплачивать невозвратные затраты на старую технологию. К последнему вопросу мы обратимся позже в данной книге при рассмотрении того, как структурные альтернативы создают неокупленные затраты такого типа и управляют ими. Ввиду невозможности разрешить его по физической или институциональной причине, данный вопрос был отодвинут на задний план на некоторое время. Конечно, транспортировка электричества представляет собой более сложный процесс, чем транспортировка большинства других товаров. Передача электричества требует регулирования по времени потоков электричества, поступающих от производителей, с точностью до доли секунды, в противном случае система выйдет из-под контроля, что ведет к губительным последствиям. В физическом отношении транспорт и производство неизбежно тесно связаны между собой. Как мы показываем в Главе 5, компания по передаче электричества должна иметь доступ к электрической энергии (кроме передаваемой электроэнергии), чтобы иметь возможность обеспечивать работу системы энергопередач. В прошлом потребность в централизованном контроле за производством и передачей электричества автоматически приводила к “вертикальной интеграции”; функции производства, передачи и распределения электричества на местном уровне были интегрированы в пределах одной и той же компании. Распределение может осуществляться другой компанией, однако каждая компания-дистрибьютор может быть “привязана” только к одной компании по производству электричества посредством контракта. Выдвигались аргументы, что это необходимо по причине физических взаимоотношений, как подсказывает аналогия “яйца - торт”. Однако, более проницательный (и, по нашему мнению, более оправданный) аргумент - это анализ затрат и преимуществ, обеспечиваемых разделением этих функций. 1.1. ОПЕРАЦИОННЫЕ ИЗДЕРЖКИ Как отмечали Джоскоу и Шмаленси в работе “Рынки элекроэнергии”4, теоретически возможно заменить командно-административные взаимоотношения (внутри компании) на “контрактные” взаимоотношения (между компаниями). “Контрактные” взаимоотношения в данном контексте могут означать какое-либо соглашение об условиях, на которых осуществляется сделка между отдельными компаниями. Однако, как также отмечают авторы, полное определение всех необходимых условий такого контракта, предусматривающего все возможные ситуации, может быть 4 Джоскоу П.Л. и Шмаленси Р., 1983 г. Рынки электроэнергии, Анализ сокращения вмешательства государства в деятельность электрической коммунальной компании. Эм-Ай-Ти (Масачусетский Институт Технологии Пресс), Кембридж, Масачусетс. 5 n/e/r/a ВВЕДЕНИЕ настолько сложным, а переговоры, заключение соглашения и тяжбы настолько дорогими, что эти попытки неоправданы; гораздо более эффективным является осуществление деятельности с одной и той же компанией, в которой один менеджер управляет обоими видами деятельности. Операционные издержки - технический термин, обозначающий стоимость переговоров и заключения контракта, а также тяжб в связи с необходимыми контрактными механизмами. Операционные издержки - это затраты, понесенные в ходе заключения контрактов, заменяющих систему командования и контроля. Джоскоу и Шмаленси осветили эти трудности в институциональном и техническом контексте электрической промышленности; они отметили, что свободный вход, в числе прочего, требует следующего:5 • региональной системы электропередач взаимосвязанных электростанций; • механизма диспетчеризации электростанций, признающего необходимость осуществления посекундного физического контроля, но позволяющего и поощряющего экономическую диспетчеризацию по принципу отпуска электроэнергии с более низкой себестоимостью в первую очередь; • определенного метода, обеспечивающего обязательства по координации и обслуживанию предприятия; • определенного метода, обеспечивающего мощностей для производства электроэнергии; • определенного метода, обеспечивающего минимальную стоимость инвестиций в рамках системы; • определенного метода устранения аварийных ситуаций. и координации строительство с участием адекватных Затем было признано, что эти требования являются адекватными, однако трудности непреодолимы, поскольку затраты на осуществление сделок просто напросто слишком высоки (некоторые бы возразили, физически невозможны). Вертикальная интеграция от производства до потребления электричества представляла собой естественное состояние в отрасли, ввиду высокой стоимости осуществления сделок в случае разделения этих функций. 1.2. ДВИЖЕНИЕ В НАПРАВЛЕНИИ КОНКУРЕНЦИИ Однако, это не обязательно полностью исключает конкуренцию. Несмотря на то, что коммунальная компания нуждается в сохранении контроля за принятием решений в отношении строительства электростанции и эксплуатации системы электропередач, возможно существование определенной степени конкуренции в строительстве и 5 То же, что в сноске 4. См. стр. 113. Этот список не содержит всех проблем Джоскоу и Шмаленси, которые упоминаются в настоящей книге. 6 n/e/r/a ВВЕДЕНИЕ эксплуатации электростанции. В США Закон о политике регулирования общественных коммунальных компаний (1978 г.), известный как PURPA, привнес идею конкуренции в производство электричества. Установившиеся коммунальные компании должны были покупать электричество у независимых производителей по ценам, равным их “устранимым затратам”. После судебных разбирательств, имевших место в первое время, независимые производители (называемые независимыми производителями электроэнергии, или НПЭ) начали процветать. Однако, им не разрешалось продавать электричество конечным потребителям, вместо чего они должны были продавать все выработанное ими электричество местной монопольной коммунальной компании. Некоторые штаты переоценили устранимые затраты настолько, что это дало толчок к созданию избыточных новых независимых мощностей; в качестве меры, призванной исправить создавшуюся ситуацию, в 80-х годах во многих штатах стандартной практикой работы новых электростанций стало использование конкурирующих предложений на строительство и эксплуатацию электростанций и контрактов на вырабатываемое электричество. Рост НПЭ убедительно показал, что получение экономии за счет масштабов операций в сфере производства более не является достаточным основанием для сохранения естественной монополии в сфере производства электричества. К 1993 году около 50% новых мощностей по производству электричества в США были построены независимыми производителями электроэнергии. Теперь конкуренция в производстве электричества стала возможной. Даже если коммунальная компания превратилась в нечто вроде закупочного агентства в сфере производства, вопрос о предоставлении американским потребителям выбора поставщика электричества по-прежнему не возникал. К середине 80-х годов имело место практически единогласное признание того факта, что данная отрасль промышленности представляла собой естественную вертикально структуру (хотя некоторая степень конкуренции на уровне производства была возможна, если закупочное агентство координировало весь процесс). С этой жизненной мудростью столкнулось Британское правительство в начале 1988 года. Оно опубликовало “Белый документ”, определяющий, что приватизация электрической промышленности6 должна предполагать разделение Центрального управления по производству электроэнергии (CEGB), национализированной отрасли промышленности, которой принадлежали все электростанции и система электропередач. (Система распределения также находилась в государственной 6 Приватизация системы в Англии и Уэльсе. В настоящей книге мы называем этот процесс “приватизация в Великобритании” для удобства, хотя это неточно. Существует три британских системы, и в Великобритании было проведено три приватизации государственных компаний тремя различными министерствами и тремя различными группами консультантов. Электроэнергетический сектор в Англии и Уэльсе, максимальная потребляемая мощность которого 48 000 МВт, был приватизирован Министерством энергетики, о чем впоследствии мы будем вести речь в связи с системой Модели 3. Электрический сектор Шотландии мощностью 5 500 МВт был приватизирован Шотландским Офисом в соответствии с системой Модели 1. Электрический сектор Северной Ирландии мощностью 1 400 МВт был приватизирован согласно системе Модели 2 Офисом Северной Ирландии. Группа NERA консультировала Офис Северной Ирландии, и мы в значительной степени зависели от его точки зрения на контрактную систему. Авторы настоящей книги действовали в качестве консультантов National Power в ходе приватизации в Англии и Уэльсе. 7 n/e/r/a ВВЕДЕНИЕ собственности и существовала в форме двенадцати отдельных компаний, каждая из которых имела монополию на местных клиентов и каждая из которых могла покупать электричество только у CEGB.) Существующие электростанции подлежали разделу между двумя компаниями по производству электричества; поощрялся вход на рынок новых независимых производителей; предполагалось создание отдельной компании по передаче электричества; компании-дистрибьюторы должны были обеспечивать местную транспортировку, а клиенты получали право выбирать своих поставщиков, что способствовало развитию конкуренции. Проведенная до этого приватизация отрасли телефонной связи и газовой промышленности в форме частных монополий, очевидно, не убедила правительство в том, что оно использует все преимущества, которые предлагает частная форма собственности в отрасли. Таким образом электрической промышленности (электричеству!) предстояло стать конкурентной. Было бы приятно сказать, что в то время существовало четкое понимание концептуальных проблем, связанных с операционными издержками. Было бы еще приятнее заявить, что проблемы замены командной структуры на контрактную систему были разрешены. Однако, это было не так. Сейчас ни один из авторов проекта “Белого документа” не может утверждать, что он имел четкое представление о том, каким образом будет достигнуто разделение сфер производства и передачи электричества. Действительно, тогда многие считали, что это невозможно. После двух лет переговоров, фальстартов, заказа массивных компьютерных программ и отказа от них была сформирована современная рыночная структура, которая была введена в марте 1990 года. Новая структура, отделяющая продукт от транспортировки на всех уровнях, состоит из конкурирующих производителей электроэнергии, регулируемых компаний по транспортировке электричества на двух уровнях (передача и распределение электричества) и конкурирующих розничных продавцов.7 Британская система представляет собой высокоорганизованный рынок, предполагающий большее количество правил, чем обычный рынок, с целью обеспечения стабильности. Эта централизованная коммерческая структура функционирует необычайно хорошо. Многочисленные жалобы, раздающиеся в адрес британской системы, связаны с выигравшими и проигравшими в ходе изменений и небольшим числом конкурентов. Ни одна из жалоб не относится к жизнеспособности создания разъединенной коммерческой системы. Значение успеха этой операции трудно переоценить: “это” - возможно. Была продемонстрирована целесообразность заключения контрактов, позволяющих открыть 7 В Великобритании функция розничной продажи называется “поставкой”, что вызывает некоторое замешательство (поскольку “поставкой” часто называется производство, или выработка, электричества). “Поставщики” (то есть розничные продавцы) в Великобритании должны иметь “лицензию на осуществление поставок”. Поставщик, которому также принадлежит местная монопольная компания-дистрибьютор, имеет “лицензию на поставки первого порядка”. Любое другое лицо может получить “лицензию на поставки второго порядка” на обслуживание той же территории и осуществлять розничную торговлю, конкурируя с поставщиком первого порядка. Поставщики второго порядка - это компании по производству электричества, брокеры, местные компании-дистрибьюторы или компании-дистрибьюторы, которым принадлежат линии электропередач в других местах. Мы всегда считали, что более удобно пользоваться термином “розничный торговец” электричеством, и в настоящей книге мы называем эту новую функцию функцией розничной торговли. 8 n/e/r/a ВВЕДЕНИЕ доступ к линиям для передачи и распределения электричества, по крайней мере на одном острове с одной компанией по передаче электричества. Реструктуризация соответствовала перечню требований Джоскоу и Шмаленси в принципе и, насколько возможно было судить, на практике. Этот процесс оказал влияние на электрическую промышленность стран во всем мире - везде, где существует интерес к последствиям введения большей степени конкуренции. Однако, возможность технического осуществления процесса не всегда делает его желательным: затраты на осуществление сделок могут по-прежнему быть слишком высоки. Побочные эффекты открытия рынка электроэнергии спустя годы предоставления услуг в форме монопольной коммунальной компании, многочисленны - мы вернемся к ним позже. Многие страны решительно возражают против перехода к открытому доступу: Совет Европейского Сообщества отверг подобное предложение, хотя он рассматривает возможность открытия для конкуренции сферы производства электричества, веря в то, что конкуренция в производстве электричества будет способствовать получению максимальных преимуществ и потребует только части затрат, необходимых для обеспечения свободного доступа. Европейский Союз также, возможно, предложит некоторый доступ крупным клиентам. США постепенно переходят к обеспечению выбора по крайней мере для некоторых клиентов, в частности для независимых компаний-дистрибьюторов, известных в качестве оптовых клиентов, которые в прошлом были “привязаны” к одному поставщику. Закон об энергетической политике (EPAct), принятый в США в 1992 году, предоставил оптовым клиентам выбор поставщика и обязал коммунальные компании передавать (“прокатывать”) электричество через их территорию для достижения этого (это известно под названием “оптовое прокатывание”). Однако, этот же Закон запретил федеральным властям предоставлять выбор для розничных клиентов (“розничное прокатывание”), несмотря на то, что отдельные штаты могут разрешить это и некоторые штаты в настоящее время рассматривают такую возможность. Калифорния объявила о своем намерении перейти к “свободному доступу” или конкурентным рынкам для всех потребителей в апреле 1994 года - этот шаг был подобен землетрясению. Реструктуризация электрической промышленности в концептуальном отношении отличается от ее приватизации, которая состоит в изменении формы собственности с государственной на частную. В Великобритании реструктуризация коммерческих взаимоотношений была осуществлена в ходе приватизации. В других местах (и в других отраслях промышленности Великобритании) приватизация проводилась без реструктуризации. В других странах, например в США, где данный сектор в основном находился в частной собственности на протяжении многих лет, реструктуризация осуществляется без изменения формы собственности. Китай рассматривает возможность проведения реструктуризации без отказа от государственной собственности. Таким образом, не удивительно, что в данной области наблюдается большое смятение. Число вариантов представляется безграничным. Инструменты для осуществления разрабатываются довольно несистематическим образом, в ответ на конкретные проблемы, существующие в конкретных странах. В настоящей книге мы разработали анализ в ответ на вопросы, поднятые нашими клиентами из 9 n/e/r/a ВВЕДЕНИЕ Великобритании, США, Европейского Союза, Всемирного банка, Китая, Норвегии, Швеции, Венесуэлы и Испании. Наши коллеги из NERA работали над проблемами, возникающими в электрической промышленности Северной Ирландии, Греции, Иордании, Чили, России, Болгарии, Латвии, Чехословакии и ее последователей, Египта, Марокко, Индии, Новой Зеландии и Австралии. 1.3. РАМКИ НАСТОЯЩЕЙ КНИГИ В настоящей книге мы ограничились рассмотрением четырех проблем, о которых нас спрашивают чаще всего. Без сомнения, о важных аспектах, которые мы привели в сносках или не упомянули вообще, можно написать целое учебное пособие. Наше оправдание того, что мы не исчерпали всю тему полностью, заключается в очевидном существовании насущной необходимости в некотором освещении, пусть даже кратком. Однако, сокращение охвата позволило нам провести более глубокий анализ, приводя конкретные примеры и случаи, которые, мы надеемся, демонстрируют данные концепции. Четыре аспекта, которые были избраны нами для рассмотрения, центральными аналитическими проблемами нового конкурентного мира: • варианты реструктуризации; • разработка структуры контрактов; • создание наличных рынков; • ценообразование на передачу электричества. являются Эти аспекты связаны друг с другом следующим образом: существуют четыре основных варианта структуризации электрической промышленности, которые мы характеризуем как Модели 1, 2, 3 и 4 в соответствии с уровнем имеющегося выбора. В Части 1 мы анализируем эти альтернативы, положительные и отрицательные стороны каждой из них, а также основные варианты этих тем. В Части 1 мы также рассматриваем, что необходимо для перехода от одной модели к другой. С институциональной точки зрения, такой переход может быть сложным и зависеть от первоначальной ситуации, он требует внесения изменений в законодательство, разработки соглашений о выплате компенсации сторонам, понесшим убытки, и многих других мер, которые мы не намереваемся подробно освещать в данной книге. В Части 2 мы сосредотачиваем свое внимание на анализе трех основных изменений, необходимых при составлении коммерческих соглашений в отношении сделок. Ими являются: контракты на продажу электричества, соглашения на наличном рынке и в объединении и соглашения о цене на передачу электричества. Мы назвали эти проблемы “проблемами агентства” - термин, употребляемый экономистами для обозначения соглашений, которые обеспечивают эффективное 10 n/e/r/a ВВЕДЕНИЕ поведение агентов (торговцев или регулируемых юридических лиц) в ходе осуществления ими деятельности в собственных интересах. В Части 2 настоящей книги рассматривается, что необходимо для обеспечения экономической эффективности этих новых механизмов. 11 n/e/r/a Часть 1 СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ 12 n/e/r/a 2. РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ Правительства и органы регулирования различных стран мира рассматривают вопрос, осуществлять ли реструктуризацию и/или приватизацию электрической промышленности в своих странах. Как правило, они преследуют цель повысить эффективность отрасли за счет более оптимальных инвестиционных решений, улучшения использования существующих электростанций, усовершенствования управления и расширения выбора, предоставляемого потребителям. Иногда их подталкивают к этому потребители, которые считают, что возможно покупать более дешевую электроэнергию из других источников; иногда дефицит стимулирует поиск новых источников капитала; иногда унитарная коммунальная компания становится неэффективной, и возникает необходимость в ее стимулировании; иногда коммунальные компании сами желают освободиться от вмешательства, тормозящего их развитие. Однако, какова бы ни была причина, правительствам необходимо знать об имеющихся в их распоряжении альтернативах и последствиях изменений. Реструктуризация и приватизация - это разные стороны изменения. • Суть реструктуризации заключается в коммерческих договорах о продаже энергии: разделение, или “развязывание”, интегрированных структур отрасли и введение конкуренции и выбора. • Приватизация - это изменение формы собственности с государственной на частную; она является конечным пунктом ряда изменений формы собственности / управления. В Великобритании в ходе приватизации электрической промышленности была также осуществлена ее реструктуризация. Эти два процесса не обязательно должны осуществляться вместе. Это - две практически отдельные стороны изменения. Однако, оба решения связаны между собой практической логикой. Если правительство принимает решение о приватизации электрической промышленности страны (или любой другой отрасли), ему необходимо оценить активы. Стоимость активов зависит от доходов, которые они могут приносить. Чтобы предоставить инвесторам достаточную информацию, необходимую для определения ценности активов, правительство должно решить, какая система будет принята для определения притока доходов. Если приватизируется резиновая промышленность, необходимы оценки мировых цен на резину. Если приватизируется электрическая промышленность, принципиальное значение имеют источники и надежность доходов. Системы регулирования используются с целью контроля за затратами и ценами, а также с целью принятия решений в отношении инвестиций в условиях отсутствия конкуренции - регулирование представляет собой заменитель конкуренции, который используется в условиях отсутствия последней. Однако, как только конкуренция становится возможной, должен задаваться вопрос, имеет ли смысл вводить конкуренцию и в какой степени. Таким образом, при рассмотрении возможности приватизации неизбежно возникает вопрос о реструктуризации. 13 n/e/r/a РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ В настоящей главе рассматривается широкий ряд вопросов, интересующих правительства, которые предполагают осуществлять изменения в национализированной монопольной отрасли промышленности: изменения в управлении и формах собственности с одной стороны, и структурные изменения (конкуренция и выбор) с другой стороны. Приватизация - это конечный пункт изменений в отношении управления/формы собственности. Конкуренция - это конечный пункт изменений в структурном отношении. 2.1. МАТРИЦА СТРУКТУРЫ СОБСТВЕННОСТИ И УПРАВЛЕНИЯ / ФОРМЫ Мы начинаем с утверждения, что практически существует всего четыре способа структуризации электрической промышленности. Говоря это, мы знаем, что читатель возразит: “Должно существовать по крайней мере сто способов”. Однако, все альтернативы подразделяются на четыре группы, и в целях демонстрации представляется удобным рассмотреть эти четыре способа в качестве основных моделей, а другие варианты - как дополнения к ним. Мы рассматриваем эти четыре модели более подробно в последующих главах. В настоящий момент достаточно сказать, что эти модели определяются степенью конкуренции.1 • В Модели 1 конкуренция совсем отсутствует. • В Модели 2 допускается или требуется единое закупочное агентство, выбирающее среди ряда различных производителей электричества с целью поощрения конкуренции в области выработки электроэнергии. • В Модели 3 дистрибьюторам2 разрешается выбирать своих поставщиков, что создает конкуренцию в области производства электроэнергии и оптовых поставок. • В Модели 4 все потребители могут выбирать своего поставщика, что предусматривает полноценную конкуренцию на розничном рынке. 1 Эти модели более подробно рассматриваются в Главе 3 и последующих разделах Части 1. Мы отдаем себе отчет в том, что другие комментаторы выбирают другие “модели” для демонстрации, зачастую основывающиеся на структуре компаний внутри отрасли. Например, модели могут определяться тем, отделена ли система энергопередачи или отделено ли распределение. По нашему мнению, это не самые принципиальные вопросы структуры: вопросы структуры компании формируются на основе решения, принимаемого на высоком уровне, о том, какая степень конкуренции желательна. Может потребоваться отделение частей существующих компаний с целью избежание конфликтов и операций в собственных интересах. Может потребоваться консолидация некоторых частей отдельных компаний с целью обеспечения преимущества масштабных хозяйств. Эти вопросы рассматриваются далее в настоящей книге. 2 Мы пользуемся следующей терминологией. Дистрибьютор - это компания, которая одновременно владеет линиями электропередач и осуществляет розничную продажу электричества. Розничный продавец осуществляет продажу электричества конечным потребителям, но не всегда владеет проводами, по которым передается электричество. Все дистрибьюторы являются розничными продавцами, но не все розничные продавцы являются дистрибьюторами. 14 n/e/r/a РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ В отношении формы собственности для удобства можно ввести деление на три уровня: • в некоторых странах электрическая промышленность представляет собой государственное ведомство, которое не ведет отдельных счетов, и обязанности которого зачастую только косвенно связаны с производством электричества (например, предоставление жилья или школ для персонала); • следующий уровень - это государственная компания с четко определенными полномочиями, или национализированная отрасль; • третий уровень - отрасль промышленности с частной формой собственности. Полезно представить эти две стороны в виде матрицы, в которой страна может занимать любое положение: горизонтальная ось представляет конкуренцию и выбор; вертикальная ось представляет степень государственного контроля. Рис. 2.1 Матрица структуры и формы собственности •Структура Модель 1 Австралазия Государственная собственность Форма собственности/уп равления Государственная корпорация Частная корпорация Франция Модель 3 Модель 4 Новая ЗеландиЯ Англия и Уэлсь Шотландия Модель 2 НЗ НЗ НЗ Северная Ирландия США СИ США 78 США АиУ 90-98 92 На Рисунке 2.1 изображается в общих чертах, каким образом эти два измерения связаны между собой и какое положение занимали страны в матрице в 1994 году. На горизонтальной оси изображаются различные уровни конкуренции и выбора, представленные четырьмя моделями; слева представлена абсолютная монополия, справа - полноценная конкуренция. Измерение, изображаемое на вертикальной оси, представляет собой степень государственного контроля. Оно начинается сверху, на уровне правительственного департамента, имеющего полный контроль, проходя через государственную, но самостоятельную, компанию и заканчивается на уровне частной компании. Электрические отрасли различных стран мира занимают различные положения в данной матрице. Многие из них перемещаются из одного положения в другое, но все перемещения осуществляются по направлению сверху вниз и слева направо, т.е. в направлении сокращения степени государственного контроля и увеличения конкуренции и выбора. 15 n/e/r/a РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ Новая Зеландия поменяла свое положение в матрице: она осуществила реструктуризацию без изменения государственной формы собственности. Большинство компаний в США, наоборот, долгое время являются частными регулируемыми монополиями. В 1978 году была введена конкуренция среди компаний по производству электроэнергии. Данная отрасль также переживает болезненный процесс перехода к конкуренции на оптовом рынке, и, возможно, к конкуренции на розничном рынке, начало которому положил Закон о политике в области энергетики, принятый в 1992 году. Эти перемещения не связаны с изменениями формы собственности - они представляют собой горизонтальные перемещения по схеме. В Великобритании реструктуризация в целях введения полноценной конкуренции сопровождалась приватизацией - перемещение как в горизонтальном, так и в вертикальном направлении. Франция решила не менять своего положения и оставить государственную компанию, обладающую абсолютной монополией. Большинство стран, отрасли промышленности которых контролируются государством, становятся на путь корпоратизации и коммерциализации: примерами таких стран являются Индия, Австралия, Новая Зеландия, Корея, Иордания и Малайзия. В Китае коммерциализация является основной политикой государства, проводимой по отношению ко всем отраслям промышленности. Некоторые из этих стран также экспериментируют с другими процессами, вводя конкуренцию в области производства электроэнергии и, создавая независимые электростанции, продающие электроэнергию отраслям промышленности, которые находятся в государственной собственности. 2.2. ФОРМЫ СОБСТВЕННОСТИ И УПРАВЛЕНИЕ Многие из этих глобальных изменений в электрической промышленности представляют собой изменения формы собственности и управления. Эти изменения оказывают давление на предприятия вырабатывать более коммерческий подход, но они не всегда предполагают изменение структуры отрасли. Поскольку в настоящей книге всего лишь косвенно затрагиваются экономические аспекты, связанные с этими изменениями, мы посвящаем данный раздел рассмотрению этих аспектов, в основном для того, чтобы мы могли определить их рамки и исключить их из дальнейших обсуждений. Мы начнем с определения основных терминов. Владельцы - это лица, “которые имеют право на получение прибылей в отрасли”; владельцы назначают администрацию для обеспечения эффективного управления предприятием, наделяют их полномочиями осуществлять такое управление и требуют отчета за результаты. Тремя наиболее распространенными формами собственности / управления являются следующие формы: 1. Прямая государственная форма собственности: государство владеет отраслью, а также осуществляет прямой контроль за управлением отраслью, как например, это имеет место в настоящее время в Китае (и как это имело место в прошлом во многих странах). Одни и те же лица являются владельцами, регулирующими органами и администрацией, хотя иногда они имеют различные названия при выполнении ими различных ролей. Инвестиции осуществляются за счет государственных ассигнований, цены устанавливаются 16 n/e/r/a РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ государством и доходы также поступают государству. Государство сосредотачивает свое внимание на централизованном планировании, возможно, в связи с другими отраслями промышленности; оно должно уделять внимание оценке и эффективности инвестиций, но это не является главной целью. Отрасль рассматривается как “инфраструктура”. Государство может поставить перед электрической отраслью другие задачи, например, возложить на нее ответственность за школы и больницы в данном регионе. 2. Государственная корпорация: государство имеет в своей собственности корпорацию, которая осуществляет управление отраслью, так что государство на одну ступеньку устранено от повседневного контроля. Правление корпорации определяет задачи и назначает различных людей - администрацию - для достижения этих целей. Корпорация, возможно, как и в первом случае, должна воплощать некоторые другие направления политики государства, такие как обслуживание поставляющих отраслей промышленности, но она в некоторой степени обязана получать прибыль от своей деятельности. Может существовать независимое регулирующее агентство, или же цены и инвестиционная политика могут одобряться государственным министерством. Такое положение вещей имеет место в Electricite de France (EDF) во Франции и некогда наблюдалось в Великобритании во время существования Центрального управления по производству электричества (Central Electricity Generating Board - CEGB). 3. Частная корпорация: третий вид формы собственности - это частная собственность на корпорацию и ее активы, как это имеет место в США и в настоящее время в Великобритании. Акции этих компании (акционерных обществ3) могут котироваться на фондовых биржах и должны приносить прибыль акционерам (акционерами могут быть работники компании). Администрация отчитывается перед правлением, которое представляет интересы акционеров. Эти компании обычно регулируются независимым органом. На практике эти различия редко бывают четкими: государство может практически полностью контролировать компании, находящиеся в частной собственности. Степень государственного контроля, вероятно, больше зависит от намерений и поведения государства, нежели от организационной структуры сектора. 1. 3 Коммерциализация имеет место, если государство отказывается от своего полного контроля и предоставляет автономию предприятиям, цель деятельности которых извлечение прибыли. Это - скорее всего изменение в поведении, чем в организации. Этот процесс обычно предполагает принятие коммерческих практик бухгалтерского учета, экономических тарифов, а также Акционерное общество (компания с ограниченной ответственностью, акции которой могут котироваться на фондовой бирже) может полностью находиться в частной собственности, или же государство может владеть количеством акций, достаточным для того, чтобы контролировать компанию. Одним из способов постепенной приватизации предприятия является создание акционерного общества, меньшая часть акций которого находится в частной собственности, с последующей постепенной продажей акций, находящихся в государственной собственности. 17 n/e/r/a стремление отделить деятельности. РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ основной вид деятельности от других видов 2. Корпоратизация - шаг в формальном и юридическом отношении от непосредственного государственного контроля к юридической корпорации с самостоятельной структурой управления. Эта корпорация может находиться в государственной собственности. Прежде, чем предпринять этот шаг, необходимо определить форму собственности на активы и структуру капитала. Государство также должно определить задачи для этой корпорации и процедуру, позволяющую учитывать цели государственной политики. На этой стадии может быть введено экономическое регулирование с целью осуществления контроля за ценообразованием и направлениями инвестиционной политики. 3. Приватизация представляет собой шаг от государственной корпорации к корпорации, находящейся в частной собственности. Стимулы, побуждающие администрацию работать еще более эффективно, создаются, если стоимость компании определяется в соответствии с правилами фондового рынка, что происходит, когда предприятие приватизируется. Приватизация также может осуществляться с целью расширения доступа компании к рынкам капитала. Приватизация завершается выпуском акций через биржу на фондовый рынок или для коммерческой продажи. Этот процесс требует оценки стоимости, подготовки проспекта и регистрации на бирже. Он сопровождается ужесточением внешнего регулирования монопольных элементов в отрасли. Эта прогрессия изображена на Рисунке 2.2. В ходе осуществления коммерциализации, корпоратизации и приватизации системы возникает множество экономических аспектов: мы с нашими коллегами работали над проблемами тарифной политики, оценки инвестиций, нормативных режимов и определения стоимости во многих местах. Однако, поскольку в этой книге внимание сосредотачивается на требованиях, предъявляемых к структурам с более высоким уровнем конкуренции, и поскольку уже имеется в наличии обширный список литературы, посвященной более традиционной регулируемой экономике, мы подводим только краткий итог (см. Таблица 2.1) экономических аспектов, которые возникают на каждой стадии по мере осуществления изменений в отношении формы собственности / управления, которые были описаны выше. 18 n/e/r/a РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ Рис. 2.2 Изменения в области формы собственности/управления Государственная форма собственности Коммерциализация Корпоратизация Государственная корпорация Приватизация Частная корпорация Таблица 2.1 Экономические вопросы, связанные с реформированием системы собственности и управления Собственность/ Управление Правительственный департамент Коммерциализация Вопросы Планирование, стимулы для повышения эффективности, инвестиционная оценка + Политика в отношении отчетности и бух учета, + Тарифная политика Акционирование + Структура капитала, + Политика в отношении дивидендов Государственная компания Приватизация Частная компания + (Регулирование) + Оценка + Регулирование 19 n/e/r/a РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ 2.3. ОПЫТ В ОТНОШЕНИИ РАЗЛИЧНЫХ ФОРМ СОБСТВЕННОСТИ И УПРАВЛЕНИЯ 2.3.1. Коммерциализация и корпоратизация Государственные монополии зачастую рассматриваются как предпочтительная модель, несмотря на смещение политического маятника в последнее время в пользу частной собственности. Национализация мелких местных компаний часто создавала широкие и ранее неиспользуемые возможности в отношении координации и получения экономии за счет крупных масштабов операций. Орган Electricity de France стал пионером в области рационального ценообразования и также успешно разработал крупную ядерную программу с помощью стандартизации. В одно время CEGB считался в Великобритании образцом эффективности.4 Существуют некоторые доказательства того, что государственная собственность сама по себе не является преградой для эффективности: Nuclear Electric в Великобритании, оставаясь государственной корпорацией, в то же время отличается высокой эффективностью, доказывая, что в Великобритании определяющим фактором является конкуренция, а не частная собственность. Государственная собственность позволяет осуществлять инвестиции в системы общественного пользования, например, в электрификацию сельской местности. Рынки не оказывают поддержки таким инвестициям, поскольку экономическая выгода слишком широка, чтобы сосредоточиться в руках инвесторов. Прибыль может быть взыскана с получателей экономической выгоды только с помощью налогообложения. В этом смысле создание электрической сети в стране может рассматриваться как эквивалент строительства дорог и в качестве естественной функции государства. Можно заставить частный сектор делать такие инвестиции, но проще, если государство осуществляет это непосредственно через форму собственности. Способность государства привлекать “дешевый” капитал является одновременно плюсом и минусом государственной собственности. Она позволяет осуществлять инвестиции в инфраструктуру, однако, она может привести к осуществлению излишнего количества рискованных и требующих больших капитальных затрат проектов, что дает хорошие результаты только при условии наличия дешевого капитала, чего рынок никогда не обеспечивает. Однако, государственная собственность может функционировать и в обратном направлении, особенно, если возможность устанавливать рациональные цены ограничена политической необходимостью держать инфляцию под контролем. Это может привести к недостатку инвестиционных фондов в государственной отрасли. В некоторых странах, где электрическая промышленность рассматривается в качестве государственного ведомства, доходы и затраты полностью разделены, доходы рассматриваются как налоги, а затраты - как статьи бюджета. Коммерциализация, которая ведет к превращению предприятия или отрасли в настоящую деловую 4 См. Кан А.Е. (1946 г.) Великобритания в мировой экономике, Колумбия Юниверсити Пресс. (Kahn, A.E. (1946) Great Britain in the World Economy, Columbia University Press.) 20 n/e/r/a РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ единицу с отчетами о прибылях и убытках, является предпосылкой частного инвестирования. Тарифы должны быть повышены до экономически выгодных уровней и необходимо ввести надлежащую систему бухучета. 2.3.2. Приватизация Общий импульс приватизации в мире зиждется на стремлении правительств получать денежные средства для бюджета, а также растущей уверенности в том, что частная собственность и давление со стороны организованных фондовых рынков способствуют повышению эффективности национализированных в прошлом отраслей промышленности. Однако, при приватизации монополии стоимость этой отрасли определяется формой регулирования. Продажная цена является чистой приведенной суммой доходов минус затраты: доходы зависят от системы регулирования. Таким образом, создание новой системы регулирования является важнейшим аспектом при приватизации монополии. В США, Испании и Германии на протяжении длительного времени существовали как частные, так и государственные электрические компании. В этих странах также функционируют давно отработанные и сложные системы регулирования, обеспечивающие экономический контроль за отраслью промышленности, находящейся в частной собственности. Регулирование всегда изначально противоречит финансовой безопасности отрасли и стимулам для повышения эффективности. Установление режима регулирования является основным вопросом, который необходимо решить в ходе приватизации. И в самом деле, еще десять лет назад регулирование являлось единственным методом обеспечения контроля за частными монополиями. Регулирование обычно рассматривается в качестве заменителя конкуренции и, если конкуренция целесообразна, возможность ее создания часто рассматривается в ходе приватизации. Таким образом, в процессе приватизации часто возникает проблема реструктуризации. Необходимо тщательно изучить аргументы экономической целесообразности и получения экономии за счет увеличения масштабов операций. Если реструктуризация отрасли промышленности и введение конкуренции целесообразно и эффективно, эти процессы должны рассматриваться в качестве альтернативы экономическому регулированию. Многие страны встали на путь приватизации, которая является общей политикой в отношении многих отраслей промышленности, находящихся в государственной собственности, однако, электрическая отрасль редко возглавляет этот список. Как показывают наши наблюдения, как только возникает необходимость определения структуры отрасли перед осуществлением приватизации, правительства медлят в раздумье. Список приватизированных электрических отраслей очень короткий. Мы думаем, это происходит потому, что в настоящее время практически невозможно рассматривать вопросы формы собственности в электроэнергетической отрасли без рассмотрения вопросов структуры. Эти вопросы нелегко решить с уверенностью: имеющийся опыт ограничен, и большинство правительств не имеют желания двигаться наощупь в темноте, когда речь идет о такой важной сфере. Даже после 21 n/e/r/a РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ И ПРИВАТИЗАЦИЯ приватизации отрасли изменение ее структуры предусматривает множество институциональных изменений, так что этот процесс осуществляется всегда медленно. По этой причине, остальная часть настоящей книги посвящена объяснению и оценке аспектов, которые возникают при перемещении электроэнергетической системы в горизонтальном направлении вдоль матрицы, представленной на Рисунке 2.1, в результате усиления конкуренции и расширения выбора. 22 n/e/r/a 3. ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ Сейчас мы обращаемся к центральной теме настоящей книги: реструктуризации отрасли промышленности с целью усиления конкуренции среди производителей электроэнергии и расширения выбора, имеющегося у потребителей. В настоящей книге мы ведем речь исключительно о конкуренции в области производства и продажи электричества. Мы называем компании по производству электричества “производителями”, а действующих или потенциально конкурирующих производителей - “независимыми производителями электричества”, или НПЭ, несмотря на то, что конкуренция может принять форму соседствующих коммунальных предприятий, ведущих конкурентную борьбу за клиентов друг друга. Основной функцией интегрированной отрасли промышленности является выработка (производство) и передача электроэнергии, на что приходится две трети и одна треть себестоимости окончательного продукта соответственно. Эксплуатация и контроль системы передачи (провода для передачи и распределения электричества) рассматриваются в настоящей книге в качестве естественной монополии на определенной территории ввиду необходимости осуществления централизованного контроля за диспетчеризацией (синхронизацией электростанций с системой). В отношении каждой из представляемых нами моделей необходимо рассмотреть вопрос: должен ли оператор или диспетчер системы быть независимым от производителей или от розничных продавцов, действующих в системе. С точки зрения конкуренции на рынке данной продукции, существуют всего четыре фундаментально различных способа структуризации отрасли, хотя каждый из них имеет множество возможных вариантов. В настоящем разделе мы знакомим читателя с четырьмя основными моделями, которыми мы будем пользоваться в настоящей книге. Эти модели определяются на основе степени монополии, которая разрешена или требуется в отрасли. В следующем разделе мы определяем модели и говорим о вопросах перехода от одной модели к другой. Затем в Главах 4 - 7 мы отдельно и более подробно обращается к каждой из этих моделей. 3.1. СТРУКТУРЫ - ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧЕТЫРЕХ МОДЕЛЕЙ Данные четыре модели были выбраны потому, что они соответствуют различным степеням монополии, конкуренции и выбора в отрасли. Эти модели являются абстракциями и не описывают какие-либо конкретные системы. Несмотря на то, что они в значительной мере совпадают с электроэнергетическими системами, существующими в действительности, мы попытались объяснить саму природу структур; конкретные структуры могут различаться своей практической организацией, о чем подробнее речь идет ниже. • Модель 1 - монополия на всех уровнях. В сфере производства электроэнергии отсутствует конкуренция и выбор поставщика; единая монопольная компания занимается производством электричества и его передачей по сети электропередач к компаниям-дистрибьюторам и / или конечным потребителям. 23 n/e/r/a ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ • Модель 2 - закупочное агентство. Эта модель разрешает единому покупателю, закупочному агентству, выбирать среди ряда различных производителей электричества, что способствует конкуренции в сфере производства электричества. Конечные потребители не имеют доступа к линиям электропередач для продажи. Закупочное агентство имеет монополию на сеть электропередач и на продажу конечным потребителям. • Модель 3 - конкуренция на оптовом рынке. Эта модель позволяет дистрибьюторам покупать электричество непосредственно у производителей и передавать его по линиям электропередач. Дистрибьюторы, как и в вышеупомянутых моделях, имеют монополию на конечных потребителей. Имеется свободный доступ к линиям электропередач. • Модель 4 - конкуренция на розничном рынке. Эта модель позволяет каждому клиенту выбирать своего поставщика. Имеется свободный доступ к линиям электропередач и распределения. Распределение (доставка) отделена от розничной продажи, и последняя предполагает конкуренцию. В Таблице 3.1, которая приводится ниже, кратко описываются важные характеристики каждой модели. Таблица 3.1 Альтернативные варианты структуры Модель 1 Модель 2 Модель 3 Модель 4 Характеристика Монополия Закупочное агентство Конкуренция на оптовом рынке Конкуренция на розничном рынке Определение Монополия на всех уровнях Конкуренция в производстве единый покупатель Конкуренция в производстве и выбор для компаний по распределе-нию Конкуренция в производстве и выбор для конечных потребителей Конкурирующие производители НЕТ ЕСТЬ ЕСТЬ ЕСТЬ Выбор для розничных торговцев? НЕТ НЕТ ЕСТЬ ЕСТЬ Выбор для конечных потребителей? НЕТ НЕТ НЕТ ЕСТЬ Не случайно эти модели предполагают довольно различные типы торговых соглашений. Они требуют заключения различных контрактов и к ним предъявляются разные требования с точки зрения регулирования. Они могут предполагать различные формы собственности, которые свойственны компаниям, оперирующим в данном 24 n/e/r/a ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ секторе. Они также оказывают различное влияние на “неокупленные” активы.5 Эти характеристики не определяют данные модели. Определяющими признаками, которые отличают одну модель от другой, являются конкуренция и выбор. При определении каждой модели задается вопрос: “кому могут продавать свою продукцию независимые производители?”. В системе, существующей при Модели 1, никто не может покупать электричество у независимого производителя, поскольку ни одного такого производителя не существует. Поставки всем конечным потребителям осуществляются унитарной коммунальной компанией. Первым шагом от Модели 1 является введение конкурирующих производителей, или НПЭ. В Модели 2 только закупочному агентству разрешается покупать у НПЭ, именно по этой причине эту модель иногда называют моделью “единственного покупателя”. Заключение соглашений о покупке электричества (СПЭ) представляет собой основную черту Модели 2. Структура этих контрактов рассматривается в Главе 10. В Модели 3 дистрибьюторам (компаниям, которые владеют низковольтными линиями электропередач и одновременно занимаются розничной торговлей, т.е. традиционным компаниям-дистрибьюторам) предоставляется право покупать непосредственно у НПЭ, однако, они сохраняют за собой право на местное предприятие по обслуживанию розничных покупателей. Таким образом, НПЭ нуждается в доступе к линиям электропередач, и возникает необходимость в заключении торговых соглашений о пользовании сетью. Структура торговых систем является основной чертой Модели 3 и освещается в Главе 11. В Модели 4 розничным покупателям предоставляется право покупать у НПЭ. Такое расширение списка клиентов, которые могут выбирать своего поставщика, начиная от розничных продавцов и кончая “мистером Смитом”, предполагает заключение торговых соглашений, и обеспечение доступа может оказаться более сложным на практике. Необходим доступ как к сети распределения, так и к линиям электропередач. Суть доступа к линиям электропередач освещается в Главах 13 и 14. В Таблице 3.2 кратко описываются различные модели с точки зрения права НПЭ продавать потребителям, поскольку большинство систем регулирования контролируют деятельность в электрической промышленности, давая каждому производителю разрешение продавать свою продукцию только определенным потребителям. Процесс определения этих потребителей является средством, с помощью которого предоставляется выбор. 5 “Неокупленные” активы - активы, например, электростанции, инвестиции в которые компании осуществляли, руководствуясь определенными правилами и нормативами, гарантировавшими ей возвращение вложенных средств. Однако впоследствии эти правила и нормативы были изменены, в результате чего компания больше не может рассчитывать на возмещение своих средств. (Прим. переводчика.) 25 n/e/r/a ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ Таблица 3.2 Определяющие характеристики Кому может продавать свою продукцию независимый производитель? Вариант, при котором независимые производители отсутствуют, т.к. никому не разрешается покупать у них продукцию, называется монопольной структурой, или Моделью 1. Вариант, при котором осуществлять закупки у независимого производителя энергии разрешается только одному покупателю, называется структурой с закупочным агентством, или Моделью 2. Вариант, при котором независимый производитель энергии может продавать свою продукцию любой распределительной компании и при котором производитель имеет доступ к линиям передач, называется структурой с конкуренцией на оптовом рынке, или Моделью 3. Вариант, при котором любой независимый производитель электроэнергии может продавать свою продукцию любому розничному потребителю и производители имеют доступ к линиям распределения, называется структурой с конкуренцией на розничном рынке, или Моделью 4. В качестве альтернативы, мы можем взглянуть на это с точки зрения клиента: кому предоставляется выбор? На Рисунке 3.1 кратко иллюстрируется, кому предоставляется выбор в каждой модели. В Модели 1 выбора не существует ни на каком уровне. В Модели 2 закупочное агентство выбирает, у какого производителя покупать электроэнергию. Закупочное агентство является оптовым продавцом для всех регионов. Выбор может существовать только при строительстве новой электростанции, если закупочное агентство работает на основе заключения долгосрочных контрактов с производителями. Однако, оно также может покупать наличное электричество у других производителей или в других юрисдикций. В Модели 3 дистрибьюторы выбирают, у кого они будут покупать электричество. Они могут покупать у производителей, агрегаторов, коммунальных предприятий или закупочных агентств за пределами их региона. Для этого дистрибьютору необходим контракт в той или иной форме с компанией по передаче электроэнергии, а производителю необходимо подключение к системе. Эти контракты в общем называются “доступ к линиям электропередач”. В Модели 4 право выбора распространяется на конечных потребителей, которые могут, по своему усмотрению, покупать электроэнергию у производителей, действующих в качестве розничных продавцов, у независимых розничных продавцов или у других коммунальных предприятий. Для этого также необходим “доступ к линиям электропередач”. 26 n/e/r/a ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ Рис. 3.1 Выбор предоставлен потребителю Производитель Агент по Оптовой закупке или собокупночник Про. Розничный продавец/ компания Дистрибутор Потребитель Д Пот. Модель 1 Д Пот. Модель 2 Про. О Про. Про. Про. C Про. Про. C Д Пот. Д Пот. Д Пот. Роз. Пот. Модель 3 Модель 4 3.2. ВОПРОСЫ К РАССМОТРЕНИЮ В следующих главах систематически рассматривается каждая модель, однако в наши намерения не входит подробное или хотя бы адекватное освещение всех аспектов, которые мы упоминаем в связи с каждой моделью. Исключение составляют торговые соглашения, которые рассматриваются в Части 2. Цель заключается в том, чтобы дать некоторое представление о тех противоречиях, которые существуют в каждой модели. В настоящем разделе вслед за описанием каждой модели приводится краткая характеристика основных вопросов, возникающих в связи с каждой из них. Чтобы упростить объяснение, мы сгруппировали обсуждаемые здесь моменты в соответствии с несколькими темами: • механизмы, необходимые для перехода к новой модели; • торговые соглашения и цены на передачу электричества; • какие из функций должны принадлежать отдельным владельцам; • экономическая эффективность; • обязательства, предусмотренные социальной политикой; • отношение к “неокупленным” затратам6; 6 “Неокупленные” затраты - затраты, фактически понесенные в связи с тем, что отдельные активы становятся “неокупленными” (см. сноску на стр. 13). (Прим. переводчика.) 27 n/e/r/a • ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ необходимость перемен. В конце каждого раздела мы приводим некоторые примеры и делаем выводы о положительных и отрицательных характеристиках той или иной модели. Ниже излагается суть некоторых общепринятых концепций, на которых основывается наше обсуждение каждого из этих аспектов в последующих разделах. 3.2.1. Механизмы перехода от одной модели к другой На Рисунке 3.2 изображены изменения, которые необходимы для перемещения в горизонтальной измерении матрицы. На Рисунке 3.2 представлены механизмы перехода, которые являются основной темой Части 2 настоящей книги: контракты, рынки и ценообразование в сети. Каждый их этих механизмов кратко рассматривается по очереди при знакомстве с моделью, в которой он предусмотрен: ниже мы демонстрируем, каким образом они связаны между собой. Переход от монополии к конкуренции в сфере производства электричества (от Модели 1 к Модели 2) требует заключения контрактов на покупку электроэнергии у независимых производителей. Эти контракты известны под названием соглашения о покупке электроэнергии (СПЭ). Они должны предусматривать стимулы для экономичного производства электроэнергии и быть совместимыми с соглашениями об отправке электричества, заключаемыми закупочным коммунальным предприятием. Изменения, необходимые для перехода от Модели 2 (конкуренция в сфере производства) к Моделям 3 и 4 (конкуренция на оптовом рынке, предполагающая выбор для некоторых или всех потребителей), заключаются в появлении рыночных торговых соглашений. Эти соглашения необходимы даже в том случае, если торговля осуществляется в основном на основе контракта между производителями и потребителями. Модели 3 и 4 также предусматривают установление цен за пользование линиями электропередач и распределительными сетями. В Модели 3 оператор линий электропередач обязан предоставлять открытый доступ; в Модели 4 этот доступ обеспечивают дистрибьюторы. Insert Figure 3.2 3.2.2. Торговые соглашения Торговые соглашения в модели - это свод правил, которые покупатели и продавцы (совместно называемые “торговцы”) должны выполнять при осуществлении сделок. Ввиду колебания спроса на электричество и необходимости немедленного реагирования на них всегда будут существовать различия между объемами, предусмотренными в торговых соглашениях и фактическими объемами производства и потребления электричества. Рыночный механизм должен быть рассчитан на эти несоответствия и обеспечивать их оплату. 28 n/e/r/a ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ Поскольку все электричество передается в системе в соответствии с законами физики, невозможно определить, чье электричество практически поступило кому. Должен существовать метод замера и учета потоков, поступающих в систему и выходящих из системы, или передающихся через объединенные энергосистемы, на основе которого выставлялись бы счета за сделки и производилась бы оплата. Для этого существует множество способов, различающихся по своей сложности в зависимости от числа торговцев, которые могут использовать энергосистему для осуществления независимых сделок. Расценки за использование сетей электропередач должны способствовать принятию эффективных решений о местонахождении электростанций и обеспечивать ее экономичную диспетчеризацию. В Моделях 1 и 2 эти решения могут приниматься только вместе с решением о строительстве электростанции, и в этих случаях нет необходимости в отдельных расценках; однако, в Моделях 3 и 4 цены должны обеспечивать оптимальное место расположения и диспетчеризацию. 3.2.3. Влияние на структуру компаний Многие модели оказывают влияние на структуру существующих компаний. Потребуется разделение некоторых функций во избежание возникновения конфликта интересов. Крупные компании редко разделяются на более мелкие компании добровольно, однако, реорганизация отрасли в соответствии с описанными ниже моделями, зачастую требует изменений в структуре компаний. Решение о реструктуризации предполагает рассмотрение возможностей достижения экономии за счет увеличения масштабов операций, которые первоначально привели к созданию интегрированных компаний и которые по-прежнему могут иметь важное значение. Однако, конфликты интересов, операции в собственных интересах, перекрестное субсидирование и могущество на рынке создают проблемы, которые сводят на нет или ослабляют преимущества интеграции. Обычными решениями этих проблем являются ужесточение регулирования или разделение существующих компаний на более мелкие. Экономия средств за счет крупных масштабов означает, что более осуществление чего-либо в более крупном масштабе дешевле, чем осуществление той же операции в мелком масштабе. Такое положение вещей имело место в сфере производства и, как мы отмечали ранее, исторически это послужило основной причиной монополизации производства электроэнергии. Получение экономии средств за счет увеличения масштабов означает, что различные функции наиболее эффективно могут быть выполнены одной и той же организацией. Такая экономия часто возникает на практике, что обусловлено затратами на заключение контрактов в отношении видов деятельности, выполняемых отдельно друг от друга. Проблемы конфликтов интересов и операций в собственных интересах возникают в случае, если компании конкурируют с унитарным коммунальным предприятием в условиях, в которых унитарное коммунальное предприятие может извлекать для себя выгоду за счет конкурентов, даже если продукт конкурента лучше или дешевле. Перекрестное субсидирование возможно в том случае, если компания имеет одну дочернюю компанию в секторе, где присутствует конкуренция, и другую дочернюю 29 n/e/r/a ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ компанию - в регулируемом монопольном секторе, в особенности, если существует регулирование типа “издержки-плюс”: у компании появляется стимул отнести свои затраты на регулируемые счета. В этих ситуациях использовались следующие решения: отдельные счета, контролируемые органами по регулированию; запрет на участие унитарного коммунального предприятия в противоречивой деятельности; или отделение. Власть на рынке - это способность производителя, имеющего значительную долю рынка, поднимать цены и удерживать их на высоком уровне; или, в противном случае, предотвращать проникновение конкурентов на этот рынок, создавая препятствия для входа на него, в том числе и с помощью грабительских цен. В число средств борьбы с властью на рынке входят структурные средства, такие как разделение компании; средства, регулирующие поведение, например требование предварительного заключения контрактов; или меры в отношении результатов, такие как регулирование цены или регулирование прибыли. 3.2.4. Экономическая эффективность Суть экономической эффективности, вопроса, традиционно волнующего экономистов, заключается в создании должных стимулов, позволяющих использовать ресурсы наиболее оптимальным образом и избегать их бесполезной траты. Под этим обычно подразумеваются три различные типа эффективности: • производство и инвестиции (обеспечение эффективности инвестиций и решений о закрытии предприятий, наиболее оптимальный выбор топлива, правильный выбор видов инвестиций, места расположения, времени и т.д.) • использование (потребители получают правильные сигналы об использовании электричества, когда уплачиваемая ими стоимость превосходит себестоимость производства); • распределение (цены должны отражать предельные затраты на ресурсы в различные моменты времени и в различных местах для того, чтобы обеспечить производство необходимого количества энергии, а также того, чтобы электричество производилось наиболее экономично работающими производителями и распределялось среди потребителей наиболее рациональным образом). Считается, что обычно преимущество “конкурентных рынков” заключается в том, что эти типы эффективности на этих рынках достигаются одновременно. В случае регулируемых видов деятельности, необходимо тщательно продумать структуру стимулов с тем, чтобы результат был аналогичен результату, достригаемому в условиях конкуренции. Регулирование должно предусматривать контракты, тарифы и торговые соглашения, которые способствовали бы эффективной работе производителей, операторов энергосистем и потребителей. В идеальном случае эти стимулы должны обеспечиваться с предельно минимальным вмешательством со стороны органов регулирования. По мере того, как структура 30 n/e/r/a ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ отрасли распадается на отдельные элементы, появляется необходимость в большем количестве коммерческих соглашений между компаниями, которые позволяют им функционировать в качестве отрасли с интегрированной энергосистемой. Эти коммерческие соглашения должны быть составлены таким образом, чтобы поощрять компании к эффективному сотрудничеству. 3.2.5. Обязательства в рамках социальной политики Обязательства в рамках социальной политики включают такие аспекты, как косвенный контроль и регулирование спроса и программы охраны окружающей среды, оказание помощи малоимущим, использование различных видов топлива (что может предполагать субсидирование отраслей-поставщиков), экологические аспекты, высокие налоги в местный бюджет и экономическое развитие. Мы можем разделить эти аспекты на две группы: вопросы, связанные с производством электричества (косвенный контроль и регулирование спроса, использование различных видов топлива и экологические аспекты) и вопросы, которое не связаны с производством (оказание помощи малоимущим, экономическое развитие). Независимо от того, в соответствии с какой моделью функционирует отрасль, способность вводить и собирать упомянутые выше сверх-рыночные издержки7 определяется тем, насколько легко потребители могут выбирать альтернативы, которые не предусматривают этих издержек. Таким образом, в ходе осуществления конкурентной деятельности представляется сложным покрыть упомянутые выше издержки. Однако, поскольку регулируемый сектор представляет собой монополию, возможно обеспечить более простой способ возмещения этих сверх-рыночных издержек в качестве дистрибьюторской оплаты, так как потребители обычно не могут обойти дистрибьюторскую систему. По мере продвижения от одной модели к другой, регулируемый сектор постепенно уменьшается, а конкурентоспособный сектор расширяется, сокращая масштаб для обязательств в отношении социальной политики. Деятельность по экономическому развитию - это функции на местном уровне, которые могут оплачиваться на местах посредством введения сбора за электроснабжение. Этот же принцип действует в отношении оказания помощи малоимущим. По пожеланию законодательного органа, он может уполномочить компаниюдистрибьютора взыскивать эти расходы. Однако, затраты на использование различных видов источников энергии (ветряные электростанции, ядерное топливо и т.д.) обычно рассматриваются как просто напросто производство электричества с высокими затратами. Строительство этих электростанций в условиях конкуренции маловероятно, если только оно не субсидируется. Существуют не приносящие вреда 7 Сверх-рыночные издержки - это дополнительные издержки, взимаемые с потребителей электроэнергии сверх цены на электричество, устанавливаемой на конкурентном рынке. В число этих издержек входят: косвенные контроль и регулирование спроса, программы сохранения природных ресурсов, помощь малоимущим, диверсификация видов топлива (которая может включать субсидирование отраслейпоставщиков), вопросы охраны окружающей среды, взимание высоких налогов в местные бюджеты и вопросы экономического развития. Сверх-рыночные издержки также могут включать невозвратную стоимость излишков мощностей. (Прим. переводчика) 31 n/e/r/a ОТРАСЛЕВЫЕ СТРУКТУРЫ способы субсидирования этих видов деятельности, однако, в условиях существования более развитой конкуренции эти требования должны более четко оговариваться. 3.2.6. Отношение к “неокупленным” затратам “Неокупленные” затраты это сверх-рыночные расходы, понесенные как правило в ходе производства, а также потенциально в ходе передачи и распределения электричества, которые не могут быть возмещены в условиях рынка с полноценной конкуренцией. Они, как правило, представляют собой расходы, которые клиент уже оплачивает. Анализ этих издержек содержится в Главе 7, поскольку они наиболее часто встречаются в Модели 4. 3.2.7. Необходимость перемен В каждой модели имеются свои силы, обеспечивающие стабильность и создающие внутреннюю потребность перемен. Они анализируются в каждой главе. В конце каждой главы мы также рассматриваем положительные и отрицательные стороны каждой модели, в Главе 8 мы делаем краткий вывод прежде, чем обратиться к “проблемами агентства”, которые рассматриваются в Части 2. 32 n/e/r/a 4. МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ 4.1. ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ Модель 1 представляет собой модель монополии, которая как правило, характеризуется вертикально интегрированной системой. На одной и той же территории одна и та же коммунальная компания владеет и эксплуатирует все электростанции, вырабатывающие электроэнергию, а также все линии электропередач и распределения, использующиеся для передачи электричества, она также осуществляет розничную продажу электричества конечным потребителям. Эта коммунальная компания имеет монополию на производство и розничную продажу электричества на своей территории обслуживания. Эта территория может охватывать всю страну, как например это происходит во Франции, отдельный регион или просто город. Данная модель схематически представлена на Рисунке 4.1. Отдельные “компании-дистрибьюторы” представляют собой дополнительные структуры, которым принадлежат низковольтные линии электропередач и которые имеют монополию на розничную торговлю на обслуживаемой ими территории, однако, они могут покупать электричество только у единственной компании по производству/передаче электричества (Модель 1б). Такое положение вещей сохранялось в Великобритании до 1990 года. Модель 1б не отличается существенно по своим экономическим характеристикам от Модели 1а, поскольку компаниядистрибьютор монополизирует конечных потребителей и в свою очередь монополизируется производителем. Этот процесс иногда называется “вертикальной интеграцией на основе контракта”. Взамен за свои монопольные позиции коммунальная компания, как правило, несет обязательства по обслуживанию потребителей, т.е. по снабжению электричеством всех потребителей на данной территории по тарифу, который регулируется в зависимости от себестоимости услуг, рассчитываемой определенным образом. Монополия на производство может быть жесткой, так что буквально ни одно другое предприятие не может производить электричество, или она может предусматривать производство электроэнергии для собственных нужд с продажей очень ограниченного избыточного количества коммунальной компании по регулируемым расценкам типа “покупка назад”. 4.2. ТОРГОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ Модель 1 предусматривает торговлю между аналогичным образом вертикально интегрированными коммунальными компаниями через общую энергосистему, и коммунальные компании в Модели 1 зачастую координируют отпуск своего электричества посредством соглашений между объединениями. Это позволяет обеспечить поддержку, повысить безопасность и сократить затраты за счет отправки более дешевого электричества в первую очередь. Однако, объединения в Модели 1 создаются как правило в соответствии с краткосрочными торговыми соглашениями, которые основываются на сравнении с предельной себестоимостью за очень короткий период работы. В Модели 1 коммунальные компании обычно покупают и продают 33 n/e/r/a МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ Рис. 4.1: Модель 1 Монополия (а) Вертикальная интеграция (б) Отдельный розничный торговец/дистрибьютор Производитель Производитель (Продажи между коммунальными Предприятиями через пул по модели 1) Компания по оптовой продаже/ Электропередаче Компания по оптовой продаже/ Электропередаче Компаниядистрибьютор Компаниядистрибьютор Потребитель Потребитель Условные обозначения Продажа электроэнергии Движение электроэнергии в пределах одной компании электроэнергию друг другу по ценам, позволяющим разделить прибыль от продажи. Цены основываются на предположении, что эта торговля носит взаимный характер, и не рассчитаны на покрытие полной себестоимости - собственные потребители коммунальной компании, действующие на правах аренды, оплачивают остальную часть затрат на производство. Конкуренции в производстве или строительстве электростанций не существует - каждая коммунальная компания должна удовлетворять свои собственные потребности в электроэнергии. Соглашения, которые заключаются в условиях системы, предусматриваемой Моделью 1, включают сложные меры по предотвращению бесплатного пользования. Поскольку этот тип соглашений является наиболее распространенным в существующих системах, они более подробно рассматриваются в Приложении А в конце настоящей главы. 34 n/e/r/a МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ 4.3. ДОСТУП К ЛИНИЯМ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ В Модели 1 вопрос о доступе к линиям электропередач поднимается только как вопрос о доступе для торговцев для пересечения сети с целью попасть в другой ее конец. Например, если системы, существующие во Франции, Испании и Португалии, соответствуют Модели 1, и Франция желает продавать электричество в Португалию через Испанию, то необходимо согласовать условия доступа и расценки. В США это называется “прокат”8 по системе электропередач коммунальной компании; в Европе это называется “транзитом”. (В Модели 1 не существует проката, или транзита, на территорию обслуживания, поскольку потребители не имеют выбора и пользуются услугами исключительно местной коммунальной компании, проката с данной также не существует, поскольку отсутствуют независимые территории9 производители.) В связи с этим возникает вопрос об ответственности торговцев за накладные расходы и о том, может ли коммунальная компания, занимающаяся передачей электроэнергии, взыскивать оплату за сделки (путем введения цены, размер которой был бы равен разнице между себестоимостью электричества и его стоимостью в зоне, куда оно подается). Этот вопрос рассматривается в разделе, посвященном ценообразованию в области передачи электричества в Части 2 настоящей книги. 4.4. ДОЛЖНЫ ЛИ КОМПАНИЯМИ? ДИСТРИБЬЮТОРЫ БЫТЬ ОТДЕЛЬНЫМИ В системе, существующей при Модели 1, наиболее типичной структурой является вертикально интегрированная компания. Эта компания владеет и управляет электростанциями и системами передачи и распределения электричества и пользуется возможностями экономии средств за счет строительства более крупных электростанций и эффективного охвата территории. Она также может получить важные преимущества от эффективной координации операций, в частности за счет координации диспетчерской службы на электростанциях. Оператор систем электропередач может управлять и контролировать работу электростанции. При этом обеспечивается не только сохранение стабильности системы электропередач, а и экономичная работа диспетчерской службы на электростанциях, т.е. эксплуатация электростанций в “порядке их достоинства” (“мерит-ордер”), при которой сначала отпуск электроэнергии осуществляют электростанции с наиболее низкой себестоимостью продукции, остальные располагаются в порядке увеличения себестоимости электричества. Это - самый экономичный метод диспетчеризации электростанций, поскольку он позволяет снизить себестоимость до минимума. 8 “Прокат” - ситуация, когда компания А осуществляет транспортировку электроэнергии, выработанной компанией Б, по своим линиям передач за определенную оплату. (Прим. переводчика). 9 Прокат, при котором производитель электроэнергии находится на территории, обслуживаемой компанией А, а получатель электричества находится за пределами этой территории. (Прим. переводчика.) 35 n/e/r/a МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ Структурный вопрос, наиболее часто возникающий в связи с Моделью 1 заключается в том, должен ли дистрибьютор быть отделен от производства и передачи электричества, и если да, то какую территорию в наиболее оптимальном случае должен обслуживать дистрибьютор. Эти вопросы возникают даже в условиях отсутствия реструктуризации как вопросы внутренней организации, и многие компании проходят через циклы децентрализации и рецентрализации по мере того, как они оценивают эти аспекты. Ответ на эти вопросы обычно заключается в рассмотрении возможностей получения экономии за счет крупных масштабов операций. Эксплуатируются ли все “провода” в одной и той же компании на основе этого принципа (обеспечивающего экономию средств благодаря выполнению двух функций в рамках одной организации); или имеются ли существенные различия в эксплуатации низковольтных и высоковольтных линий электропередач вследствие необходимости наличия различных навыков и персонала? Может ли консолидация компаний по розничной продаже с энергосистемами, охватывающими большие территории, обеспечить экономию (за счет увеличения объемов) в ходе эксплуатации и техобслуживания средств или систем выставления счетов; или лучше оставаться ближе к потребителям, управляя более мелкими компаниями, которые обслуживают небольшие территории и могут принимать решения на местах? Экономия средств за счет масштабов - это причина для создания единой фирмы вместо нескольких фирм, которые являются подрядчикам друг у друга. При наличии таких компаний потребуется их консолидация, однако, отсутствие экономии за счет крупных масштабов не обязательно требует разделения компании или даже создания отдельных предприятий в рамках существующей компании. На вопрос об отдельной компании-дистрибьюторе в Модели 1 нет универсального ответа, несмотря на то, что в области распределении электроэнергии есть возможность получения подобной экономии в рамках сравнительно некрупных операций. Electricity de France, компания, представляющая Модель 1, которая оценила данный аспект в большей степени, осуществляет свою дистрибьюторскую деятельность весьма децентрализованным образом, что подтверждает эту идею. В случае, если позже предпринимается переход к Модели 3 (которая предусматривает конкуренцию дистрибьюторов в качестве покупателей электричества), компаниидистрибьюторы могут быть отделены от производства электроэнергии в качестве переходного механизма. Также из одной большой компании-дистрибьютора возможно создание нескольких более мелких дистрибьюторов. 4.5. ДОСТИЖЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ В Модели 1 структура производства, обеспечивающая минимальные затраты, достигается за счет процесса планирования, осуществляемого коммунальной компанией, результат которого, как правило, должен быть одобрен органом по регулированию или правительством. Коммунальная компания владеет и эксплуатирует электростанцию, но она может назначать подрядчика для осуществления строительства. Затраты на одобренную электростанцию взыскиваются с потребителей на обслуживаемой территории с помощью розничных 36 n/e/r/a МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ тарифов. Стимулы на повышение эффективности в основном возникают благодаря задержкам в установлении цен со стороны органов регулирования. В Модели 1 основной риск обычно передается потребителям за счет регулирования затрат на услуги. Клиент платит за ошибки в размещении инвестиций, за изменения в спросе, непредвиденное устаревание технологий и практически за все остальное. Это уменьшает риск, который берут на себя инвесторы интегрированной компании, что в свою очередь может привести к уменьшению стоимости капитала, используемого компанией для инвестиций. Однако, это также может привести к ошибкам в решении о строительстве, поскольку стоимость капитала для инвестиций в целом представляется низкой, если риск того или иного проекта, а, следовательно, и стоимость капитала, приемлемого для этого проекта, высоки. Взыскивание всех расходов с потребителей, при котором цены увеличиваются в случае возрастания затрат, обеспечивает плохие стимулы для сокращения себестоимости. Различные меры, в целом известные под названием “регулирование стимулов”, могут улучшить стимулирование за счет перекладывания некоторой части риска на владельцев или операторов активов. Общеизвестно, что цены должны, по крайней мере частично, быть отделены от себестоимости, что обеспечивает стимул к сокращению себестоимости. Даже в условиях форм регулирования, основанных на себестоимости, медленные темпы процесса регулирования в изменении цен в зависимости от затрат (задержка в регулировании) может способствовать значительному обособлению цен от затрат. В число других методов входят определенные ограничения на возможность взыскивать повышающиеся затраты с потребителей, индексирование цен в соответствии с независимым измерением затрат (например, индексирование розничных цен) или установление траектории цен заранее.10 Стоимость строительства электростанции в значительной мере определяет цену конечного продукта. Таким образом, на решение о строительстве, о его завершении в сроки и о бюджете оказывается давление, направленное на замену рыночных механизмов на “плановый процесс”. Это ведет к возникновению систем предложений в Модели 2 и конкурентного рынка в Моделях 3 и 4. 4.6. ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО СОЦИАЛЬНОЙ ПОЛИТИКЕ Одной из привлекательных сторон Модели 1, которая сохраняется в Модели 2, но значительно уменьшается в Моделях 3 и 4, является способность учитывать имеющиеся социальные. Эти обязательства требуются правительством, но им нет места на рынках с полноценной конкуренцией. Мы можем разделить их на две группы 10 Вопросы, возникающие в связи с должной формой регулирования, носят различный характер и в данной работе не могут быть рассмотрены полностью. Читатели, интересующиеся этими вопросами, могут найти информацию в работе Литтлчайлд С.К. (1983 г.) “Регулирование рентабельности в британской отрасли связи” (Отчет Госсекретарю, февраль 1983 г.) (Littlechild, S.C. (1983) Regulation of British Telecommunications Profitability (Report for the Secretary of State, February 1983)), в котором содержится полезный анализ различных форм регулирования и контроля. 37 n/e/r/a МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ в наших целях: обязательства, связанные с производством электричества, и обязательства, которые не связаны с производством. В первую группу входят “обязательства в отношении поставки”11, регулирование выброса отходов в окружающую среду, разнообразие источников топлива и субсидирование угольной промышленности и ядерной энергетики. Обязательства в отношении социальной политики, не связанные с производством электричества, включают в себя универсальное ценообразование на территориях с различными затратами, электрификацию сельской местности, скидки для потребителей, которые потребляют большие количества электроэнергии, сниженные тарифы для малообеспеченных слоев населения, программы охраны окружающей среды и высокие налоги в местный бюджет. В Модели 1 все эти моменты могут быть достигнуты, однако в последующих моделях направления политики, связанные с производством электричества, сталкиваются с серьезными препятствиями. Способность выполнять эти задачи обеспечивается благодаря монополии коммунальной компании на своих потребителей, которая позволяет коммунальной компании взыскивать с них избыточные расходы. Высокие затраты на производство и избыточные мощности могут поддерживаться только в том случае, если у потребителей нет выбора. Также возможна дискриминация среди потребителей, поскольку структура тарифов может предусматривать продажу электричества крупным потребителям по ценам, отличающимся от цен для мелких потребителей. Коммунальные компании в Модели 1 часто осуществляют так много направлений социальной политики, что они практически превращаются в сборщиков налогов. Эти направления политики основываются на сверх-рыночных затратах, которые отрасль может взыскивать благодаря своей монопольной позиции и благодаря большому спросу на продукт, который является практически необходимым. Примерами являются угольная промышленность в Германии и Великобритании, профессия инженера во Франции и ветряные электростанции в США. 4.7. ВЛИЯНИЕ ЗАТРАТЫ НА СТОИМОСТЬ АКТИВОВ И “НЕОКУПЛЕННЫЕ” Доходы и стоимость активов в системе, определяющейся Моделью 1, тесно связаны с принятыми в бухгалтерском учете концепциями стоимости услуг, а не с рыночными оценками. В Модели 1 доход коммунальной компании определяется тарифами. Орган регулирования или государство регулирует тарифы с целью обеспечения прибыли на капитал и поддержания цен в соответствии с затратами. При условии, что тарифы установлены на адекватном уровне и при условии получения доходов, производители получают адекватные прибыли. Модель 1 основывается на том, что потребители на 11 Обязательство в отношении поставки электричества определяется по-разному в различных местах. В общем мы имеем ввиду обязательство предлагать услугу и/или обязательство построить достаточные мощности, позволяющие гарантировать некоторый определенный уровень надежности. 38 n/e/r/a МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ обслуживаемой территории оплачивают капитальные затраты электростанций и обеспечивают адекватный уровень прибылей. Конечно, органы регулирования не всегда обеспечивают адекватные доходы; иногда они могут разрешить слишком высокий доход. “Задержка в регулировании” (медленные темпы изменения цен в зависимости от затрат) вызывает некоторое отклонение во взимании полной стоимости. Однако, органы регулирования ссылаются на то, что коммунальная компания получает возмещение разумных расходов. Потребители в системе Модели 1 не только оплачивают все расходы коммунальной компании12, но и принимают на себя риск, связанный с изменениями в технологии, которые ведут к устареванию существующих электростанций. Потребители принимают на себя риск в связи с ошибками, непреднамеренно допускаемыми коммунальной компанией. Во многих случаях потребители также платят за выполнение мер социальной политики, которые органы регулирования или правительство считают целесообразными, однако, которые не имеют прямого отношения к обеспечению дешевого электричества. В обмен на это органы регулирования закрепляют за коммунальной компанией обязательство осуществлять поставки, которые бы гарантировали снабжение потребителей электричеством.13 В хорошо регулируемой и хорошо управляемой коммунальной компании, работающей по Модели 1, цены устанавливаются с расчетом выплаты необходимой нормы прибыли акционерам независимо от того, являются ли акционерами частные лица или государство. Стоимость активов (скажем, как она определяется на фондовом рынке при условии, что компания находится в частной собственности) примерно равна стоимости активов, занесенных в учетные книги компании. Это сохраняет свою достоверность даже при условии допущения ошибок в прошлом или насаждения государством социальных задач. Компания может сохранять стоимость своих активов до тех пор, пока форма контроля за ценой позволяет ей получать адекватные доходы с потребителей. 4.8. НЕОБХОДИМОСТЬ ПЕРЕМЕН Модель 1 (монополия и монопольные услуги) очевидно начинает разрушаться, если предельная стоимость производства, в котором присутствует конкуренция, или цена, которую могут предложить новые участники рынка, меньше, чем цена, установленная унитарной коммунальной компанией. Цена унитарной компании может быть выше, чем цена в условиях конкуренции, потому что: 12 “Потребители оплачивают все расходы” - конечно, в некоторых странах, как диктует социальная политика, потребители платят намного меньше себестоимости и коммунальная компания работает в условиях постоянного недостатка средств. 13 В развитых странах обязательство осуществлять поставки часто интерпретируется как абсолютное обязательство. В странах с менее развитой экономикой это обязательство в большей мере сводится к исключению дискриминации в распределении дефицита. 39 n/e/r/a МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ • политика в отношении амортизации, проводимая при режиме регулирования, не учитывает должным образом технический прогресс;14 • электростанции, купленные в прошлом, оказались плохими приобретениями (атомные электростанции зачастую были слишком дорогими); • выбор электростанции унитарной компанией должен соответствовать целям социальной политики, однако, аналогичные требования не распространяются на конкурентов; • большие объемы топлива (например, газа) могут быть приобретены по низким ценам, благодаря чему другая технология может превратиться в более дешевую альтернативу. (Это представляется основным фактором во многих случаях.) Коммунальные компании, функционирующие по схеме Модели 1, также часто вызывают недовольство своим отказом предложить разумные условия в случаях, когда потребители устанавливают свое собственное оборудование и нуждаются в поддержке. Бывали случаи, когда коммунальные компании отказывались покупать избыток электричества у производителей, вырабатывающих энергию для собственных нужд, а также отказывались предоставить доступ к своим линиям электропередач. В Великобритании действовал закон, предусматривающий свободный доступ к линиям электропередач для независимых производителей на протяжении шести лет до осуществления радикальной реструктуризации. Желающих не нашлось по причине условий передачи электроэнергии, предложенных унитарной коммунальной компанией, функционирующей по Модели 1, CEGB. В США судебные процессы в отношении излишка электроэнергии были затяжными и дорогостоящими. 4.9. ПРИМЕРЫ МОДЕЛИ 1 Большинство стран начинают с монополии, охватывающей всю отрасль электроснабжения страны. В некоторых случаях существует только одна монополия на всю страну, а иногда - местные монополии. Такая форма организации существовала почти во всех странах вплоть до 1980 года, и до сих пор существует во многих странах. Electricite de France (EDF) полностью владеет отраслью во Франции. Великобритания была примером Модели 1 до 1990 года; CEGB принадлежали производство и передача электроэнергии при существовании отдельных компаний по распределению электричества. Италия, Малайзия и Япония - все эти страны следуют Модели 1. 14 “Экономическая” амортизация является измерением уменьшающейся со временем экономической стоимости активов с точки зрения будущих потоков доходов. Поскольку технический прогресс влияет на ожидаемые в будущем доходы, он автоматически учитывается в качестве фактора при расчете амортизации. Однако, нормативные и финансовые счета только приблизительно отражают это понятие амортизации. Таким образом, стоимость тех или иных активов, приведенная в нормативных и бухгалтерских отчетах, может значительно отличаться от их экономической стоимости. 40 n/e/r/a МОДЕЛЬ 1 - МОНОПОЛИЯ В США существовала почти полная монополия до принятия PURPA в 1978 году. Коммунальные компании, принадлежащие инвесторам, обслуживали практически всю страну и имели монополию в отрасли, начиная от производства электричества и кончая конечными потребителями. (Кроме этого существовало несколько электрических компаний, находящихся в общественной собственности и имеющих право на безналоговое финансирование, а также несколько отдельных компаний, занимающихся розничной продажей / распределением, которые покупали электричество у единого поставщика.15) Несмотря на существование многочисленных компаний по производству и распределению электричества, одни из которых находятся в частной собственности, а другие - в государственной, в Венесуэле система также функционирует в соответствии с Моделью 1. Только коммунальные компании имеют право на производство электроэнергии, и не существует выбора, у кого покупать и кому продавать. В список стран, относящихся к Модели 1, входят почти все страны, поскольку движение в сторону конкуренции является довольно новым и другие модели являются исключением. 4.10. ВЫВОДЫ Модель 1 оставалась основной моделью на протяжении столетия, и на то есть веские причины. Эта форма вертикально интегрированной организации сделала возможным развитие крупномасштабных систем электропередач и позволила создать крупные электростанции. Эти аргументы в пользу получения экономии за счет крупных масштабов, которые приводились на протяжении многих лет и по-прежнему относятся к некоторым развивающимся странам, оправдывали монопольную организацию. Полная монополия также позволяет субсидировать менее развитые территории, осуществлять электрификацию сельской местности, использовать местные виды топлива и воплощать другие направления государственной политики. Направления этой политики могут и в будущем предполагать монополию в области производства и розничной продажи электричества. 15 Необходимость получения свободы обращения к альтернативным источникам электроснабжения, с которой сталкиваются эти компании, занимающиеся исключительно распределением электричества, привела к дорогостоящим судебным процессам, хотя в основном существовала необходимость в более низких ценах, предлагаемых поставщиком, которые обеспечивали бы более низкие невозвратные издержки, а не более низкие предельные затраты. 41 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ А: ПРИЛОЖЕНИЕ А РЫНКИ С ВОЗМЕЩЕНИЕМ ЧАСТИЧНЫХ ЗАТРАТ Вертикально интегрированные коммунальные компании имеют монополию на продажу электроэнергии конечным потребителям в своих юрисдикциях, однако, они заключают соглашения о координации усилий или объединении своей продукции в едином рынке (“пул”) с соседними коммунальными компаниями. Их можно назвать “наличными рынками”, поскольку наличный рынок определяется как рынок немедленной поставки продукции. Эти рынки могут первоначально использоваться для краткосрочной поддержки в экстремальных случаях. Они могут перерасти в механизмы, обеспечивающие более регулярные краткосрочные сделки с электроэнергией и позволяющие сократить общие затраты в течение короткого промежутка времени. Они могут постепенно развиться в среднесрочные торговые соглашения. Пример соглашения об объединении в рамках Модели 1 В Соглашении о совместной деятельности в Швеции говорится, что: Каждая компания должна обеспечивать соответствие своего потребления электричества или энергии принадлежащим ей производственным мощностям или количеством электричества, покупаемым на основе долгосрочных соглашений.1 Для должного осуществления совместной деятельности цена на электричество, временно находящееся в общих энергосистемах, должна основываться только на переменных затратах. С точки зрения справедливости, необходимо, чтобы все электрические коммунальные компании, участвующие в совместной деятельности, брали на себя соответствующую часть капитальных затрат, понесенных в их системах производства электричества.2 Эти два параграфа определяют объединение (“пулинг”) в рамках Модели 1. Требования заключаются в том, что каждая компания владеет мощностями, необходимыми для удовлетворения своих собственных потребностей, а торговля основывается на переменных издержках. Основными словами являются “справедливость” и “совместная деятельность”, которые определяют соглашения о разделе затрат. В Модели 1 единые системы энергоснабжения (“пулы”) функционируют различными способами: они могут обеспечивать расчеты с помощью автоматических сделок, 1 Нутек (1992 г.) Шведский рынок электричества - от монополии к конкуренции, Шведское национальное управление промышленного и технического развития, Стокгольм, с. 44. 2 Нутек (1992 г.) Шведский рынок электричества - от монополии к конкуренции, Шведское национальное управление промышленного и технического развития, Стокгольм, с. 45. 42 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ А: осуществляемых на основе предварительно согласованных правил, или же иметь возможности для постоянного ведения переговоров. Цены могут устанавливаться в соответствии с правилом “раздела разницы” или в соответствии со сложной диспетчерской моделью, что позволяет подсчитывать и делить прибыль от реализации. Цена этих сделок должна покрывать только эксплуатационные расходы: каждый торговый партнер имеет свою собственную территорию обслуживания и своих собственных потребителей на правах аренды, которые оплачивают большую часть расходов коммунальной компании. Таким образом, основной характеристикой цены наличного рынка, присутствующего в Модели 1, является то, что она не предназначена для покрытия всех затрат, связанных с владением и эксплуатацией электростанции. (См. пример соглашения в рамке.) Скорее, эта цена предназначена для раздела прибыли от реализации в результате очень краткосрочных сделок, когда другие расходы системы уже были покрыты. По этой причине мы называем эти пулы “рынками с возмещением частичных затрат”. Таким образом, наличный рынок является частью гораздо более масштабного контракта между его членами, который предусматривает обязательства по строительству, техобслуживанию и сдаче в эксплуатацию электростанции. Это объясняет нежелание пулов в США принимать в свои члены компанийдистрибьюторов. Как можно определить, какой тип системы используется в том или ином месте? В качестве примера рассмотрим Швецию. В шведской системе отдельные коммунальные компании должны продемонстрировать свою способность поставлять электричество с небольшой вероятностью сбоя всем своим контрактным потребителям.3 Цена в единой системе энергоснабжения основывается на краткосрочных устранимых издержках. Краткосрочные устранимые издержки, которые были понесены в ходе диспетчеризации за очень короткое время, не включают понесенные до этого расходы на взятие на себя обязательства, техобслуживание или строительство электростанции. Вот почему мы называем объединения этого типа “наличными рынками с возмещением частичных затрат”. Большую опасность на этих наличных рынках представляет собой бесплатное пользование электроэнергией, ситуация, которая обозначается выражением “опереться на своего соседа”. Таким образом, наличные рынки, в которых цены устанавливаются на основе затрат на передачу электричества, нуждаются в дополнительных правилах, обеспечивающих покрытие других расходов другими способами. Членами пула могут быть только те, кто согласился покрывать другие расходы - нельзя позволить кому-нибудь покупать электроэнергию по ее торгуемой цене. Существует два требования к организации торговли электричеством, обеспечивающие экономичную диспетчеризацию, к которым мы обратимся позже при рассмотрении объединений других видов. Первое: оператор системы должен знать предельные 3 Они должны продемонстрировать эту способность Комитету по совместной деятельности, Svenska Kraftnat (SvK). 43 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ А: затраты электростанций, чтобы он мог обеспечивать их диспетчеризацию в определенном порядке. Второе: оплата, получаемая производителями, должна превосходить предельные расходы электростанции, что давало бы им стимул на эксплуатацию. И наконец, электростанция будет эксплуатироваться только, если все ее неизбежные затраты будут возмещены. Новые электростанции также будут строиться только при условии возмещения всех капитальных затрат. Объединения с возмещением частичных затрат предполагают, что владеющая коммунальная компания возьмет на себя капитальные затраты по строительству и техобслуживанию, но обеспечивают удовлетворение других условий с помощью двух правил: они требуют предоставления правдивой информации о предельных затратах и они предусматривают метод ценообразования типа “раздел разницы” с тем, чтобы прибыли от реализации делились между покупателем и продавцом при условии, что небольшая часть прибыли от реализации поступает в качестве платы в пул. Однако, при этом возникает стимул обманывать. Продавец с низкими предельными затратами имеет стимул преувеличивать свои расходы потому, что таким образом он получит больше прибыли при разделе разницы. (Затраты продавца составляют 2 единицы, а затраты покупателя 4 единицы, тогда цена при разделе разницы составит 3 единицы. Однако, если продавец скажет, что его затраты составляют 3 единицы, то цена равняется 3,5 - продавец зарабатывает 1,5 единицы, обманывая, в то время, как он заработал бы 1 единицу, говоря правду.) Покупатель с более высокими предельными затратами получает стимул преуменьшить свои затраты по той же причине. Если обе стороны обманывают, они рано или поздно установят договорную цену, сделка состоится и результат будет эффективным. Однако, диспетчеру будет известно, кто обманывает, а кто говорит правду, что приводит к неэкономичной диспетчеризации. “Жесткие объединения”, например Нью-йоркское электрическое объединение, которые приводят в исполнение торговые соглашения такого типа, терпят неудачу в данной экономической ситуации. Продающие компании могут найти более выгодные возможности; покупатели могут найти более выгодные сделки, чем раздел разницы. Вначале они заключают долгосрочные соглашения для удовлетворения своих потребностей, а затем - краткосрочные соглашения за пределами пула и осуществляют сделки через него. Наконец, рыночные силы берут вверх над соглашениями о разделе разницы. Менее жесткие торговые соглашения, которые не требуют, чтобы цена основывалась на сообщенных предельных затратах, не предоставляют диспетчеру информацию, необходимую для осуществления экономичной централизованной диспетчеризации и, таким образом, требуют наличия активной торговли по четким правилам за пределами объединения, позволяющей достигнуть минимальных затрат. В США органы регулирования все меньше стремятся предотвратить сделки по рыночным ценам вместо сделок по ценам на основе затрат, если обе стороны согласны. Таким образом, мы наблюдаем возникновение менее жестких форм двусторонних торговых соглашений. Необходимость заставляет перемещаться в сторону рыночных цен, определенных на основе переговоров. Это может осуществляться через брокерскую систему (как это происходит во Флориде) или через 44 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ А: информационную систему (как, например, в Калифорнии). Торговцы в рамках этих систем перемещаются в направлении рыночных цен, если осуществляется множество сделок. Они будут быстро продвигаться к этим ценам, если будет разрешен арбитраж. Закон о политике в области энергетики 1992 года разрешил арбитраж на этих рынках. Покупатели и продавцы по-прежнему являются регулируемыми коммунальными компаниями. Однако, возникает очевидная необходимость позволить конечным потребителям воспользоваться низкими ценами, существующими на этих рынках. Необходимо помнить о том, что эти рынки в США представляют собой нежесткие формы объединения с частичными затратами. Продавцы, являющиеся коммунальными компаниями, имеют находящихся в монопольной зависимости потребителей, которые оплачивают все затраты электростанции, так что предельные продажные цены должны превосходить предельные затраты всего на небольшую сумму, чтобы приносить прибыль. В условиях общепринятой в США формы регулирования, которая основывается на норме прибыли на капитал, получаемой обслуживающей электростанцией, возникают стимулы к строительству излишних электростанций.4 Соглашения об объединениях часто усугубляют эти стимулы за счет требования обеспечения слишком высокого резервного предела. Кроме того, электростанции не закрываются, если они становятся неэкономичными в эксплуатации: большинство органов регулирования требуют, чтобы электростанция “использовалась и приносила пользу” при условии, что закрепленные за ней потребители оплачивают ее невозвратные издержки. Это ведет к созданию излишних мощностей. В условиях существования излишних мощностей цены в этих нежестких объединениях, даже если в них не действует принцип ценообразования типа “раздел разницы”, будут ниже действительной цены на свободном рынке. (В противном случае, при недостатке мощностей ограничения на строительство новых электростанций ведут к установлению цен на уровне, превосходящем уровень действительных рыночных цен в условиях свободного рынка.) Для освобождения торговли необходимо либерализировать принятие решений о строительстве и закрытии электростанций. Это имеет важное значение и позволяет избежать неэкономичных решений. Следующая практическая проблема, связанная с переходом непосредственно от нежестких объединений к децентрализованному торговому соглашению, заключается в контроле системы. До тех пор, пока торговля является минимально эффективной деятельностью, так что коммунальная компания обслуживает практически все стороны деятельности, диспетчерская служба способна осуществлять минимально эффективные сделки без создания физических проблем в системе. Оператор попрежнему руководит станциями, обеспечивающими управление частотой электрического тока, атомную и резервную электроэнергию, а также может 4 См. “Поведение фирмы в условиях ограничения со стороны регулирования”, Американский экономический обзор (1962 г.), авторы: Х. Аверч и Л. Джонсон (American Economic Review (1962), H.Averch, L.Johnson). Это - классическая статья о регулировании. Основная мысль заключается в том, что если коммунальные компании регулируются путем ограничения их нормы прибыли на капитал и если эта норма превосходит стоимость капитала, то для них возникают стимулы делать излишние интенсивные капитальные затраты в производство электроэнергии. 45 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ А: реагировать на ограничения в отношении передачи путем уменьшения мощности электростанций. Если все сделки осуществляются как двусторонние торговые операции, оператор может потерять контроль за системой электропередач, если только рынок не предоставляет услуг, которые в прошлом предоставлялись контролирующей коммунальной компанией. Переход к более сложной форме деятельности, которая описывается, например, Моделью 3 или Моделью 4, требует пересмотра соглашений об объединениях, существующих в Модели 1. 46 n/e/r/a 5. МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО 5.1. ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ В Модели 2, которая схематически изображается на Рисунке 5.1, допускается существование независимых производителей электричества (НПЭ). Они могут создаваться на базе существующих коммунальных компаний путем отделения или они могут быть новыми производителями, которые вступают на рынок в случае возникновения потребности в новой электростанции. НПЭ конкурируют в области строительства и эксплуатации электростанций и принимают на себя связанные с этим риски. (Эта особенность отличает данную модель от коммунальной компании, функционирующей по схеме Модели 1, которая может назначать подрядчиков для строительства новой электростанции, если она не имеет строительного подразделения для строительства собственной электростанции.) НПЭ продают выработанное электричество закупочному агентству. В свою очередь, закупочное агентство продает выработанное электричество дистрибьюторам, которые имеют монополию на своих потребителей.1 Несмотря на то, что Модель 2 допускает конкуренцию в производстве электричества, вся электроэнергия должна продаваться закупочному агентству; таким образом, закупочное агентство является монополией, покупающей выработанное электричество у производителей. Производители конкурируют между собой за продажу закупочному агентству. Благодаря этому возникает конкуренция на уровне строительства новых электростанций и эксплуатации существующих. Производители обычно конкурируют между собой за получение права на контракты на поставки электричества закупочному агентству. 1 Характеристика, иногда присутствующая в Модели 2, которая является условием существования “конкурирующих розничных торговцев”. Розничные торговцы могут покупать только у единого закупочного агентства по стандартной оптовой цене; у них нет другого выбора поставщика, кроме закупочного агентства. Они могут конкурировать только в отношении наценки в розничной цене. У них нет возможности найти нового поставщика и путем выбора выгодных альтернатив оказать давление на поставщиков, вынуждающее их снижать свои затраты. Они не могут взять на себя рыночный риск в связи со строительством новой электростанции и получить из этого прибыль, потому что закупочное агентство уже взяло на себя рыночный риск. Правительства оценивают возможность предложения выбора потребителям, и многие из них предполагают такую “конкуренцию на розничном рынке” в Модели 2, однако, на практике в этой модели такой выбор может оказаться нецелесообразным, потому что такая розничная продажа приносит небольшие прибыли. Несмотря на это, в Северной Ирландии наблюдалось на рынке появление нескольких новых участников, конкурирующих в розничной торговле, как описывается выше. Однако, поскольку в течение нескольких последующих лет в Северной Ирландии ожидается введение полноценной конкуренции в розничной торговле, решение о вступлении на рынок в настоящее время больше связано с упрочением своей репутации и получением в будущем других преимуществ, которыми пользуются компании, первыми входящие на рынок, нежели с желанием воспользоваться ограниченными возможностями, имеющимися в данный момент. 47 n/e/r/a МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО Рис.5.1: Модель 2 Закупочный агент (б) Интегрированный вариант (США по RURPA) (а) Разукрупненный вариант (Северная Ирландия) НПЭ НПЭ НПЭ НПЭ Агент по оптовой закупке Свой Производители НПЭ Агент по оптовой закупке Компаниядистрибутор Компаниядистрибутор Компаниядистрибутор Потребитель Потребитель Потребитель Компаниядистрибутор Потребитель Потребитель wiley2\fig5-1 Условные обозначения Продажа электроэнергии Движение электроэнергии в пределах одной компании Закупочное агентство в принципе может дискриминировать производителей; необходимо установление регламента подачи предложений или принятие каких-либо других мер, направленных на предотвращение этого. Однако, в некоторых случаях непосредственная цель создания закупочного агентства заключается в осуществлении власти монопсонии и дискриминации производителей за счет предложения более низких закупочных цен производителям, затраты которых ниже, что позволяет распределять соответствующим образом “экономичную плату за пользование” дешевыми источниками, или теми источниками, за которые потребители уже заплатили. Например, в период перехода к конкуренции государство или орган регулирования могут стать свидетелями отрасли, в которой частная собственность на дешевые гидроэлектростанции регулируется с целью снабжения потребителей дешевой электроэнергией. Переход к рыночным ценам обеспечивает непредвиденные прибыли для владельцев. В то же время на атомных электростанциях, требующих высоких затрат, в результате конкуренции могут возникнуть непредвиденные убытки. Орган регулирования, возможно, видит преимущества в появлении конкуренции, но не хочет, чтобы одни становились миллионерами за счет банкротства других. Модель, предусматривающая закупочное агентство, позволяет избежать этой проблемы, поскольку оно берет на себя как непредвиденные прибыли, так и непредвиденные убытки. Оно может осуществлять снабжение электроэнергией, выработанной на существующих электростанциях, по некой средней цене между высокими и низкими 48 n/e/r/a МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО ценами, в то же время покупать электроэнергию у новых электростанций по рыночным ценам. 5.2. ПЕРЕХОДНЫЙ МЕХАНИЗМ При переходе государственной отрасли промышленности к Модели 2 существующая электростанция может быть продана частным покупателям на основе тендера вместе с контрактами на продажу электричества закупочному агентству. Именно это было осуществлено в Северной Ирландии. В качестве альтернативы, орган регулирования может распорядиться, чтобы коммунальная компания, относящаяся к Модели 1, покупала электроэнергию, на которую появился спрос, у НПЭ на основе конкурентного предложения. Этот метод чреват потенциальными конфликтами (см. ниже). В США система, основанная на Модели 2, была введена PURPA, который потребовал, чтобы коммунальные компании покупали по ценам, основывающимся на “устранимых издержках”.2 5.3. ТОРГОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ В Модели 2, которая подразумевает наличие закупочного агентства, производители обычно заключают контракты с закупочным агентством, известные под названием соглашения на покупку электричества, или СПЭ. Как правило, эти контракты предусматривают оплату за наличие генерирующих мощностей, позволяющую покрыть капитальные затраты, и оплату за электричество, установленную с целью покрытия переменных эксплуатационных затрат, позволяющую осуществлять диспетчеризацию электростанции. Контракты осуществляются в порядке величины их переменных затрат с целью достижения краткосрочной эффективности в диспетчеризации. Экономичная диспетчеризация требует, чтобы оплата за энергию как можно точнее соответствовала предельным затратам на эксплуатацию электростанции. Однако, установление платы за энергию на уровне фактических понесенных затрат обеспечивает производителям слабые стимулы для сокращения этих затрат. Одно из решений этой проблемы - тщательное контролирование затрат, но независимо от фактических издержек, с помощью индексирования оплаты за энергию в соответствии 2 История этого фиаско могла бы занять целую книгу. Проблема заключалась не столько в самой концепции, которая по своей сути служила противовесом монопсонии коммунальных компании. При покупке у тепловых и электрических станций (ТЭЦ) и других мелких производителей, коммунальные компании могут снизить цену до предельных затрат производителей, поскольку они являются единственным покупателем. PURPA ввел правило, заключающееся в том, что коммунальные компании должны платить столько, сколько энергия стоит для них, т.е. затраты, которых они избежали при покупке электричества. Органы регулирования попытались определить устранимые издержки (деятельность, которой они, конечно же, занимались постоянно в целях одобрения планов строительства коммунальных компаний) и потребовали, чтобы коммунальные компании предложили долгосрочные контракты на основе этих цен. Однако, в начале 80-х годов, когда это происходило, цены на нефть были в зените и тогда многие из контрактов, подписанные в соответствии с условиями PURPA, казались слишком многообещающими. Кроме того, в некоторых штатах не учитывался тот факт, что по мере увеличения поставок устранимые издержки сокращаются. Таким образом, неограниченные контракты были предложены по завышенным ценам, что привело к значительному увеличению избыточных мощностей. 49 n/e/r/a МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО с затратами. Как следствие этого, появляется множество СПЭ с положениями, которые увязывают плату за энергию с величиной цен на топливо. Полная оплата затрат также предусматривает оплату накладных расходов, и это обычно осуществляется с помощью платы за наличие мощностей (обычно за каждый киловатт имеющейся мощности). Для создания стимула для выработки электроэнергии на электростанции, эта плата должна быть привязана к фактическому наличию мощностей. Однако, за недостатком армии инженеров на мотоциклах, осуществлять непосредственный мониторинг наличия генерирующих мощностей, когда электростанция не находится в эксплуатации, затруднительно. В результате плата за наличие мощностей обычно сопровождается “штрафами” за их отсутствие. Эти штрафы взыскиваются с электростанций, если диспетчер дает им указание производить электроэнергию, а они не в состоянии этого сделать. В идеальном случае, эти штрафы соотносятся с рыночной стоимостью энергии, так что создаются стимулы быть готовым к производству в то время, когда ценность электроэнергии достигает максимального значения. Условия штрафа за отсутствие генерирующих мощностей является основным вопросом при составлении контрактов для НПЭ, которые рассматриваются нами более подробно в Части 2 настоящей книги. В Модели 2 закупочные агентства часто продают электричество дистрибьюторам по оптовым тарифным расценкам. С точки зрения эффективности, этот тариф должен соответствовать предельным затратам системы. Кроме того, этот тариф должен покрывать общие затраты, понесенные закупочным агентством на покупку электроэнергии. Для достижения этих целей часто используются множественные тарифы, состоящие из платы за капитальные затраты и переменные расходы. Переменные элементы тарифа могут устанавливаться таким образом, чтобы они отражали систему предельных затрат. Тогда элементы капитальных затрат могут устанавливаться с целью возмещения остальных затрат. В этом случае тарифы должны соответственно различаться в зависимости от времени дня или года. Розничные тарифы будут неизбежно отражать стоимость покупки по оптовым тарифам закупочного агентства. Такой оптовый тариф позволяет ввести расценки с прерыванием обслуживания, позволяющие закупочному агентству остановить спрос, как правило, со стороны крупных промышленных потребителей, в период, когда система испытывает напряжение. В обмен за это потребители пользуются более низкими расценками. Расценки с прерыванием обеспечивают более широкие возможности для приспособления системы к условиям спроса и предложения. В отношении этой системы представляется возможным подсчитать наличную цену на оптовом уровне - в общих чертах аналогом этой цены является цена в единой системе энергоснабжения Англии и Уэльса, что позволяет создать стимулы для управления загрузкой электростанций и обеспечением наличия мощностей. 5.4. ДОСТУП К ЛИНИЯМ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ Вопрос прохождения через системы, обсужденный в Модели 1, по-прежнему присутствует в данной модели и сохраняет свою актуальность во всех моделях. В 50 n/e/r/a МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО связи с вопросом о доступе к линиям электропередач в Модели 2 возникает дополнительный аспект, связанный с тем, каким образом затраты на передачу должны влиять на место нахождения и диспетчеризацию электростанции. Процесс подачи предложений на приобретение новой электростанции должен учитывать фактические и потенциальные ограничения и потери в ходе передачи электричества и обеспечивать соответствующую оценку предложений. Также необходимо четко изложить условия и расценки за доступ к линиям электропередач. Эти условия будут определять отношение к независимым производителям в случаях, если они не могут обеспечить работу вследствие ограничений на передачу электричества. Например, закупочное агентство может гарантировать производителю доступ в систему. Если впоследствии производитель не был в состоянии обеспечить поставку электричества из-за ограничений в передаче электричества, то закупочное агентство должно выплатить компенсацию производителю. Вопросы, связанные с доступом производителя к энергосети, более подробно обсуждаются в Части 2. ДОЛЖНО ЛИ ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО БЫТЬ НЕЗАВИСИМОЙ СТРУКТУРОЙ? Структурный вопрос в Модели 2 заключается в принадлежности закупочного агентства. Закупочное агентство должно заключать долгосрочные контракты с производителями электроэнергии, поэтому оно должно быть платежеспособным. Таким образом основным кандидатом является государство или занимающая прочные позиции коммунальная компания, однако, каждый из этих кандидатов вызывает другие конфликты. Закупочное агентство в принципе должно быть независимым от владельцев электростанций, иначе конфликты будут неизбежны. Необходимо, чтобы все видели, что агентство не проводит дискриминацию в пользу своих собственных ресурсов как в ходе покупки, так и в ходе эксплуатации. Введение регламентов подачи предложений при покупке, которые бы позволили четко определять производителя с наиболее низкой себестоимостью продукции, кажется простым моментом, однако на практике зачастую бывает трудно сравнить электростанции с различными структурами затрат, вырабатывающие электроэнергию в различное время и в различных местах. Тот факт, что закупочное агентство берет на себя рыночный риск, означает, что в финансировании НПЭ может присутствовать более высокая доля заемного капитала, так как они “опираются” на капитал покупателя; если покупатель одновременно является производителем, то его “затраты” неизбежно будут выше, чем затраты конкурентов, если они оцениваются в соответствии с совокупной стоимостью капитала компании, включая требования более значительного собственного капитала. В США наблюдается постоянное напряжение в период фазы, соответствующей Модели 2, в связи с коммунальными компаниями, которые действуют в качестве закупочного агентства. Высказывались требования, чтобы коммунальные компании отстранились от производства, и коммунальные компании обещали не строить свои собственные новые электростанции. Как и в случае со всеми структурными 51 n/e/r/a МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО вопросами, преимущества независимой деятельности должны быть взвешены с учетом снижения затрат на координацию и увеличения затрат на осуществление сделок. Еще один конфликт возникает, если коммунальная компания одновременно является оператором системы, ответственным за диспетчеризацию контрактов. При смешанной системе, когда управление электростанцией, являющейся собственностью оператора, может быть более прибыльным, чем управление электростанцией конкурента, эти конфликты могут достигнуть значительных размеров. Единственное решение заключается в подписании тщательно составленных контрактов, которые дают оператору системы необходимые стимулы отправлять электричество с наименьшей себестоимостью, независимо от собственности. В США эти потенциальные конфликты часто устранялись путем разрешения самодиспетчеризации мелким производителям в соответствии с PURPA, так чтобы они не могли обвинять диспетчера в дискриминации. В результате этого в некоторых случаях электричество отправлялось с некоторых НПЭ с высокой себестоимостью в то время, как электростанции с низкой себестоимостью электричества, принадлежащие коммунальной компании, оттеснялись на задний план, без какого-либо соблюдения порядка очередности в зависимости от себестоимости продукции. Закупочное агентство в Модели 2 в принципе может быть полностью самостоятельной отдельной компанией, но в то же время оно может быть частью отдельной компании по передаче электричества. Является ли закупочное агентство отдельной компанией по передаче или закупочное агентство и линии электропередач находятся в общей собственности - этот факт не играет большого значения. В Северной Ирландии закупочное агентство принадлежит компании, которая владеет линиями электропередач. 5.5. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ Важнейшим аспектом Модели 2 является то, что материально-техническое снабжение электростанций, которое, вероятно, является наиболее важной областью контроля за затратами, открывается для конкуренции. Капитальные затраты на электростанцию представляют собой значительную часть совокупных расходов в отрасли. Только по этой одной причине важно обеспечить эффективность капиталовложений. Решения в отношении инвестиций также диктуют вид используемого топлива, что влияет на эксплуатационные затраты в последующие годы. Таким образом решение о строительстве, а также о завершении строительства в срок и в соответствии с бюджетом, является тем аспектом, на который больше всего оказывается давление в целях заменить рыночные механизмы на “плановый процесс”. Это привело к возникновению систем подачи предложений в рамках Модели 2 и рынков с наличием конкуренции в рамках Моделей 3 и 4. Минимальная себестоимость производства достигается за счет подачи конкурирующих предложений на строительство и эксплуатацию электростанций на основе долгосрочных контрактов. 52 n/e/r/a МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО Явным преимуществом Модели 2 по сравнению с Моделями 3 и 4 является то, что долгосрочные контракты сокращают риск, связанный с тем, что в результате использования новых технологий производители могут потерять свои рынки. Это означает, что стоимость капитала для проектов в области производства электроэнергии, вероятно, будет ниже в данной модели, чем в Моделях 3 и 4, что может привести к возникновению избыточных производственных мощностей, требующих интенсивных капиталовложений. НПЭ и закупочное агентство изолированы от технологического и других рыночных рисков. (В этом отношении Модель 2 схожа с Моделью 1 и регулированием на основе затрат в общем.) Изоляция от этих рисков преуменьшает важность стимулов к нововведениям, присущих ситуации, которая в большей степени ориентируется на рынок. Производитель в Модели 2 не конкурирует с новыми участниками рынка тогда, как в Модели 3 такая конкуренция существует. Производитель в Модели 2 не берет на себя рыночного риска и не решает, когда необходима новая электростанция, а производитель в Модели 3 рискует и принимает решения. Эффективная диспетчеризация в Модели 2 достигается благодаря тщательному составлению контрактов НПЭ, так что предельная стоимость для диспетчера (плата за энергию) является предельными затратами на эксплуатацию электростанции. Предельный доход для производителя, плата за наличие производственной мощности плюс плата за электричество, выше предельной стоимости, что создает стимулы для работы электростанции. (Построение контрактов более подробно рассматривается в Части 2.) Для принятия эффективных решений о местоположении электростанции необходимо определить некоторые цены за передачу электричества на стадии подачи предложений, а для эффективной диспетчеризации в ходе осуществления контрактов необходима некоторая коррекция предельных убытков. Наконец, эффективность решений в отношении потребления зависит от того, насколько точно оптовые тарифы закупочного агентства отражают предельные затраты и насколько точно розничные тарифы, в свою очередь, отражают оптовые тарифы. 5.6. ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО СОЦИАЛЬНОЙ ПОЛИТИКЕ Одной из привлекательных сторон данной модели, которая также присуща Модели 1, является способность учитывать цели социальной политики. Дискриминация между новыми электростанциями может возникнуть в том случае, если государство (или орган регулирования) инструктирует закупочное агентство обеспечивать разнообразие топливных источников. Закупочное агентство может запросить предложения в отношении электростанций, работающих на определенном виде топлива или расположенных в определенном месте. Оно также может запросить предложения в отношении ветряных или других нетрадиционных видов электростанций в целях охраны окружающей среды и прибавить затраты к тарифам. При такой структуре закупочное агентство несет обязательство по обеспечению достаточного уровня производства, потому что оно имеет прямую или косвенную монополию на потребителей. Чтобы выполнить это обязательство, оно должно 53 n/e/r/a МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО обеспечить наличие достаточного объема электричества, поставляемого НПЭ на основе контрактов или на основе предложений НПЭ на отправку. Монополия коммунальной компании на дистрибьюторов делает возможным достижение этих целей, поскольку она позволяет закупочному агентству взыскивать излишние затраты с них. Закупочное агентство может выдержать высокие затраты на производство и существование излишних мощностей, если его потребители не имеют другого выбора. 5.7. ВЛИЯНИЕ ЗАТРАТЫ НА СТОИМОСТЬ АКТИВОВ И “НЕОКУПЛЕННЫЕ” В Модели 2 существующие электростанции могут постоянно получать прибыль на основе исторической себестоимости: свойство поглощения потребителями всех затрат может сохраняться, тем самым устраняя проблему “неокупленных” расходов. Закупочное агентство имеет монополию на всех дистрибьюторов и, таким образом, может взыскивать расходы с потребителей. Регулирование необходимо для обеспечения стимулов для экономной покупки и для взыскивания некого приближенного значения его затрат на покупку с потребителей. Однако, контракт не гарантирует оплату. Некоторые страны пытались ввести НПЭ в качестве решения проблем, связанных с несоответствием капитала существующих в них коммунальных компаний. Однако, они столкнулись с отсутствием покупателя электроэнергии, обладающего необходимой платежеспособностью. В Модели 2 адекватность доходов независимого производителя (НПЭ) достигается в три стадии: клиент должен заплатить дистрибьютору; дистрибьюторы должны заплатить закупочному агентству; и наконец, закупочное агентство должно заплатить производителю. СПЭ - последнее звено в цепи. Прежде всего необходимо обеспечить, чтобы тарифы были установлены на соответствующем уровне. Это может представлять существенную проблему в странах с менее развитой экономикой, где электроснабжение рассматривается как социальная служба и где с воровством примиряются как с фактом жизни. Розничные тарифы должны быть установлены на таком уровне, чтобы они покрывали платежи по контактам НПЭ. Обеспечивая адекватные тарифы, Модель 2 предоставляет производителям значительные гарантии. Кроме того, изменения в стоимости активов (“неокупленные” затраты), происходящие вследствие перехода к более конкурентной системе, могут быть сведены до минимума. Например, с производителями дешевой энергии могут заключаться контракты, предоставляющие им права на фиксированные платежи в то время, как производители с высокими затратами получают более высокие фиксированные платежи. Таким образом, возможно сохранить мотивирующие функции контрактов, одновременно сокращая совокупные затраты, которые несет закупочное агентство. Или же, если государство продает принадлежащую ему электростанцию, оно может обеспечить возмещение своих капиталовложений путем предоставления контрактов по цене, выше рыночной цены. 54 n/e/r/a МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО Таким образом, в структуре Модели 2 стоимость активов может быть сохранена, потому что закупочное агентство имеет монополию на дистрибьюторов на всей своей территории. 5.8. НЕОБХОДИМОСТЬ ПЕРЕМЕН Давление в сторону перехода от Модели 2 (конкуренция в производстве) к Модели 3 (конкуренция на оптовом рынке) исходит из различных источников. Один из таких источников - оптовые потребители, дистрибьюторы, или крупные промышленные потребители, которые считают, что они могут более преуспеть в какой-либо другой системе, которая предусматривает многочисленные закупочные агентства, как, например, в США. В некоторых случаях этому необходимо оказать сопротивление, поскольку это давление оказывается не со стороны более эффективных производителей и не в пользу снижения предельных затрат. Часто это больше связано с различиями в тарифах, возникающими в процессе регулирования себестоимости услуг. Например, две коммунальные компании могут нести аналогичные предельные затраты, но средства одной компании более старые или более амортизированы, в результате чего тарифы этой компании ниже. Клиенты коммунальной компании, электричество которой стоит дороже, могут захотеть покупать электричество по более низким ценам. Однако, если им будет это позволено, то совокупные затраты вследствие этого не сократятся, напротив, они могут даже повыситься. Проблема в данном случае заключается в желании избежать части ответственности за оплату исторических капиталовложений. Давление в направлении либерализации “доступа к проводам” также исходит от НПЭ или коммунальных компаний, доход которых меньше рыночной стоимости электричества в соответствии с их контрактами или процессом регулирования. Оно также может исходить от производителей, вырабатывающих электричество на новых электростанциях и обеспечивающих при этом совокупные затраты ниже, чем невозвратные издержки, отражающиеся в тарифах закупочного агентства. Эти производители могут обойти систему, продавая электричество местным покупателям с использованием своих собственных проводов. (Модель 2 может предполагать существование некоторых производителей такого типа, но обычно только в ограниченных обстоятельствах.) Производство электричества на месте также оказывает давление на Модель 2. В противоположность этому, в некоторых странах, отличающихся огромными темпами роста спроса, централизованное закупочное агентство может стать сдерживающим фактором. Некоторые местности скорее были бы готовы платить за независимое производство электричества, даже по рыночным ценам, превосходящим себестоимость, чем не удовлетворять спрос и терять многообещающие возможности. 5.9. ПРИМЕРЫ МОДЕЛИ 2 Северная Ирландия ввела систему, основывающуюся на Модели 2 и предполагающую наличие независимого закупочного агентства, которое совмещает свою деятельность с передачей электричества, в 1992 году. 55 n/e/r/a МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО В США использовался вариант данной модели с 1978 года, предполагающий унитарные коммунальные компании, действующие в качестве закупочных агентств, покупающих электричество у независимых производителей. Испанская система, несмотря на то, что она усложнена финансовыми компенсациями между отдельными компаниями, по своей сути является Моделью 2. В Китае существуют многочисленные региональные и провинциальные компании и несколько отдельных компаний-дистрибьюторов. Отношения, присущие монополии, существовали в этой системе по крайней мере до 1985 года. С тех пор проводились некоторые эксперименты с альтернативными видами собственности на производство электричества, и это позволило добиться больших успехов в области строительства новых электростанций. 5.10. ВЫВОДЫ Данная модель вводит конкуренцию в сферу производства электричества, в которой, вероятно, конкуренция может обеспечить наиболее ощутимые результаты в снижении затрат. Эта модель также может быть полезной для привлечения новых источников капитала. В то же время эта модель позволяет избежать некоторых затрат, присутствующих в следующих моделях: расходов в связи с заключением сделок на наличных рынках и доступом к линиям электропередач, а также увеличения стоимости капитала, происходящей вследствие того, что производители принимают на себя технологический риск. Данная модель также может облегчить для государства осуществление мероприятий по социальной политике, таких как электрификация сельской местности, субсидирование производителей и обеспечение существования электростанций, использующих различные виды энергии. В небольших системах, в которых существует всего несколько электростанций, каждая электростанция практически может иметь монополию на определенном участке кривой электрической нагрузки, и Модель 2 может служить эффективной формой регулирования на основе контрактов. В целом, Модель 2 - хорошая переходная модель в определенном смысле, в которой не существует более сложных соглашений, необходимых для более сложной структуры рынка, и эти соглашения непросто ввести. Например, в странах, где до сих пор не существует эффективных систем бухучета в электрической отрасли, предложение типа системы расчетов, необходимой для Модели 3, и системы замеров, необходимой для Модели 4, может вызвать недоверие. Прежде всего требуется выполнить некоторые виды черной работы, необходимые “для ведения хозяйства”, такие как корпоратизация и коммерциализация. Такой шаг, как покупка новой электростанции у конкурирующих источников на основе СПЭ, хорошо сочетается с реформой тарифов и другими требованиями коммерциализации. Однако, Модель 2 также гарантирует независимым производителям защиту от рыночного риска и облегчает для них привлечение капитала. Поскольку доходы НПЭ не зависят от рыночных цен и НПЭ не должны конкурировать с вновь вступившими на 56 n/e/r/a МОДЕЛЬ 2 - ЗАКУПОЧНОЕ АГЕНТСТВО рынок участниками, они могут обеспечить финансирование с весьма высокой долей заемного капитала, что позволяет понизить цены, устанавливаемые ими. Риск передается через закупочное агентство потребителям, на которых оно имеет монополию. Изолируя владельцев электростанций от влияния технических изменений и рыночных сил, Модель 2 ослабляет динамические преимущества конкуренции, оставляя многие аспекты выбора в отношении того, когда строить и что строить, в руках централизованных органов по планированию, а не в руках предпринимателей. Более того, структура цен усложняет для участников рынка скрытие излишних расходов в плате за электричество. Рыночные цены также обуславливают маловероятность операций в собственных интересах и даже простой коррупции в обычном понимании. В каждом новом контракте НПЭ ставки делаются на миллионы долларов, и имеются большие возможности для коррупции, которые не могут быть соответствующим образом устранены благодаря стимулам или регулированию. Это положение, без сомнения, относится и к Модели 1, в которой покупка топлива и электростанций также может сопровождаться коррупцией в более широком масштабе, чем в условиях модели, в которой существует конкуренция и испытание проводится рыночной ценой. 57 n/e/r/a 6. МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ 6.1. ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ Модель 3, изображенная на Рисунке 6.1, предполагает выбор поставщика, снабжающего дистрибьюторов, а также конкуренцию в производстве электроэнергии. Иногда она называется моделью с конкуренцией на оптовом рынке в отличие от модели с конкуренцией на розничном рынке (Модель 4), при которой конечные потребители, а не дистрибьюторы, могут выбирать поставщика.1 В Модели 3 существуют отдельные дистрибьюторы. Они могут покупать электроэнергию для своих потребителей у любого конкурирующего НПЭ. Дистрибьюторы сохраняют монополию на продажу электричества (каждый из них имеет права на обслуживание определенного круга потребителей). С одной стороны Модель 3 перемещает закупочное агентство с высоковольтного уровня на низковольтный, однако, она более не является моделью “единого покупателя”. Поскольку Модель 3 предусматривает открытый доступ к линиям электропередач, она обеспечивает альтернативных покупателей для НПЭ. Таким образом, покупатель не обязан брать на себя рыночный риск, и форма контракта на электроэнергию сможет измениться с формы контракта, предусмотренного Моделью 2, на контракт, который просто защищает от ценового риска. Мы рассматриваем различные контракты в Главах 9 и 10. В Модели 3, обеспечивающей свободный вход на рынок, производитель конкурирует с новыми участниками рынка. Однако, конечные потребители по-прежнему не имеют выбора поставщика в пределах территории обслуживания. При существовании такой структуры “обязательство поставить” переходит к розничной компании, которая по-прежнему имеет монополию на конечных потребителей. 1 Оптовая и розничная продажа в обычном смысле определяются довольно пространно. Они обе выполняют коммерческие функции, но различия не являются абсолютными. Оптовые и розничные торговцы - это посредники в цепи продажи, они накапливают запасы и перегруппировывают их в более крупные или мелкие партии для дальнейшей продажи. Они приобретают продукцию на правах собственности (т.е. принимают не себя риск в связи с ней) в отличие от брокера, который просто покупает и продает, получая за это плату. Производитель сам может выполнять функции оптового продавца в отношении своей продукции в Модели 3 или функции розничного продавца в Модели 4. Для обеспечения ясности мы приняли следующую концепцию: разница между оптовыми и розничными сделками определяется на основе принадлежности покупателя: если покупатель является конечным потребителем, сделка представляет собой розничную сделку; если покупатель - розничный торговец, то сделка является оптовой сделкой (“продажа для перепродажи”). Однако, термин оптовый рынок (например, электрический пул) используется в тексте в более широком смысле с учетом принадлежности участников: это - рынок (множество покупателей и продавцов, единый товар, время и место), на котором продавцами в основном являются производители электричества, а покупателями - в основном розничные торговцы, хотя не исключительно. В данной главе термин конкуренция на оптовом рынке означает, что покупатели электричества на оптовом рынке являются исключительно дистрибьюторами, имеющими монополию на конечных потребителей. 58 n/e/r/a МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ С приходом более широкой конкуренции потребность в регулировании не исчезает. По-прежнему необходимо осуществлять регулирование монопольных владельцев линий электропередач, а также контроль за структурой конкурирующих элементов рынка. Рис. 6.1: Модель 3 Конкуренция в области оптовой продажи НПЭ НПЭ НПЭ НПЭ НПЭ Линии электропередач Оптовый рынок Компаниядистрибутор Компаниядистрибутор Компаниядистрибутор Компаниядистрибутор Потребитель Потребитель Потребитель Потребитель Условные обозначения Продажа электроэнергии 6.2. ТОРГОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ В то время, как торговые соглашения в условиях конкуренции в Моделях 3 и 4 более подробно рассматриваются в Части 2 настоящей книги, здесь представляется полезным изложить основные требования. • Функция диспетчера, который должен быть независим от торговцев. Работа “оператора системы” заключается в обеспечении стабильности частоты и напряжения в системе электропередач. Для этого оператору требуется доступ к линиям электропередач, системам регулирования напряжения и резервной энергии. 59 n/e/r/a МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ • Наличный рынок, или биржа электричества, куда покупатели и продавцы электричества подают предложения, определяющие цену на электричество (через каждый час или полчаса). • Цены за передачу электричества, которые отражают предельные затраты на передачу и позволяют определять приоритетность и управлять загруженными ветками экономичным и рациональным образом. • Форвардный рынок, на котором стороны могут осуществлять двусторонние контакты друг с другом. (Этот рынок возникнет естественным путем, если ему не будет препятствовать непродуманное регулирование или регламенты.) • И наконец, что часто выпускается из виду, требование существования свободы входа и выхода с рынка, т.е. свобода открывать и закрывать электростанции в ответ на воздействие рыночных сил. Рынку должна быть предоставлена свобода обеспечивать необходимые ресурсы. Это может потребовать внесения изменений в законодательство и традиции. Предпочитаемый нами торговый механизм, который анализируется более подробно позже, представляет собой форму наличного рынка или биржи электричества, которую мы назвали “пул с возмещением полных затрат”. Объединение с возмещением полных затрат называется так потому, что все затраты производителей могут, по крайней мере теоретически, быть возмещены по ценам наличного рынка единой системы энергоснабжения (пула). Затраты производителей включают “затраты на мощность”, и рыночная цена может подниматься до довольно высокого уровня, подавая сигнал о потребности в новых мощностях. Этот пул отличается от объединения с возмещением частичных затрат, в котором местные потребители электричества берут на себя капитальные затраты, в котором требуется, чтобы все потребители держали определенные запасы, и в котором торговля осуществляется только на основе устранимых издержек. Необходимо, чтобы цены в пулах с возмещением полных затрат могли свободно колебаться до уровня рыночных цен. Это условие обеспечивает строительство, наличие и эксплуатацию достаточных мощностей для производства электричества в определенный момент времени. На практике объединения с возмещением полных затрат замещаются двусторонними контрактными соглашениями между потребителями и производителями, призванными уменьшить риски в ходе операций только на наличном рынке. Торговцы рассчитываются за несоответствия, возникающие между этими контрактами, и фактическими потоками электричества по рыночным ценам. Таким образом рынок торговли электричеством состоит из рынка наличного электричества, организованного оператором рынка, и двусторонних контрактов. В Модели 3, в которой присутствует относительно немного торговцев, возможно обойтись системой, известной под названием “прокат”. При этой системе потребители и производители заключают двусторонние контракты; существующая коммунальная компания открывает для конкурентов свои линии электропередач для доставки электричества по контрактам (обычно принудительно) и устанавливает регулируемые цены на дисбалансы, возникающие в ходе выполнения контрактов. Таким образом, коммунальная компания выполняет функции диспетчера, владельца линий электропередач и оператора рынка. Эта форма операций требует повсеместного 60 n/e/r/a МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ регулирования вследствие присущих ей конфликтов интересов владельца линий электропередач, открывающего свои линии для конкурентов, которые переманивают у него потребителей. Объединения с возмещением полных затрат могут повысить эффективность в Модели 3 и обеспечить платформу для перехода к Модели 4; вследствие большего числа участников в Модели 4, появляется насущная необходимость в функционирующем объединении с возмещением полных затрат или наличном рынке. 6.3. ДОСТУП К ЛИНИЯМ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ Конкурирующие производители в Модели 3 могут продавать напрямую дистрибьюторам. Они по-прежнему имеют права на свой круг потребителей и могут ассоциироваться с функциями дистрибьюторов благодаря владению низковольтными линиями электропередач. Однако, им не предъявляется требование предоставить открытый доступ к низковольтным линиям электропередач. Таким образом, данная модель требует определения цен только на передачу по высоковольтным линиям. Эти цены должны обеспечивать необходимые экономические стимулы в отношении места расположения и диспетчеризации электростанции, а также достаточные доходы для владельцев линий электропередач. 6.4. ВЛИЯНИЕ НА СТРУКТУРУ КОМПАНИЙ В Модели 3 возникает ряд аспектов, связанных с конфликтами, операциями в собственных интересах и рынком электричества. Многие из этих вопросов уже возникли в Великобритании. Представляется полезным кратко определить суть проблемы и сказать несколько слов о ее решениях, или невозможности решений, имеющих место в Великобритании или в других местах. 6.4.1. Передача электричества В Модели 3 необходимо по-другому определить функции, связанные с передачей электроэнергии. Во-первых, можно осуществить объединение линий электропередач (если их много), поскольку благодаря этому можно получить экономию. В Модели 3 контрактные соглашения между сетями становятся гораздо сложнее. Чем больше существует сетей, тем больше соглашений необходимо оговорить и выполнить для обеспечения эксплуатации и расчетов в отношении потоков в точках соприкосновения между энергосетями. Стоимость осуществления этих процедур может свидетельствовать о том, что объединение сетей является наиболее эффективной альтернативой. Во-вторых, становится насущным вопрос о том, необходимо ли выделить функции, связанные с передачей электричества, в отдельные компании вследствие потенциальных конфликтов. Необходимо определить и поручить кому-нибудь новые функции, связанные с торговлей через энергосистемы. Мы выделили по крайней мере три функции, а именно функции: диспетчера, поставщика линий электропередач и оператора рынка. 61 n/e/r/a МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ Диспетчер обязан поддерживать стабильность линий электропередач и действовать в качестве контролера трафика. Чтобы избежать потенциальных проблем, возникающих в результате операций в собственных интересах, в лучшем случае диспетчер должен быть независим от покупателей и продавцов электричества. Также целесообразны системы, в которых интегрированная коммунальная компания действует в качестве диспетчера, однако, такие системы могут потребовать повсеместного регулирования, призванного устранить существование и возникновение операций в собственных интересах. Необходимо определить поставщика линий электропередач (ПЛ), устанавливающего условия доступа пользователей к линиям электропередач и собирающего оплату за пользование средствами передачи. Часто этот поставщик является владельцем средств передачи, но это происходит не всегда.2 Также необходимо определить оператора рынка (ОР) для контроля организации расчетов за несоответствия между объемами электричества по контрактам и фактическими потоками. Несмотря на то, что большинство сделок заключается на основании контрактов, неизбежно возникает ситуация, когда объем электричества, указанный в контрактах, не соответствует фактически выработанным и потребленным объемам. Это несоответствие сохранится, даже если продавец и покупатель постараются привести в соответствие спрос и предложение на электроэнергию. (На практике в этом нет необходимости, поскольку гораздо экономичнее диспетчеризировать электростанции в порядке возрастания их себестоимости и рассчитываться за несоответствия позже.) Для управления рынком на предмет несоответствий наличного электричества должен быть назначен оператор рынка. Эти функции часто должны выполняться независимо от торговцев на рынке, в противном случае потребуется повсеместное регулирование их деятельности. Также может потребоваться, чтобы эти функции выполнялись независимо друг от друга ввиду потенциальных конфликтов интересов. В моделях многих отраслей промышленности компания, действующая в качестве поставщика линий передач, также выполняет функции диспетчера и оператора рынка. Нет необходимости в интеграции этих функций, напротив, в некоторых случаях интеграция этих функций создает почву для операций в собственных интересах. Предоставление услуг по передаче электричества часто связано с некоторым финансовым риском для поставщика, который может зависеть от рыночных цен на электроэнергию. В результате, могут возникать конфликты между функциями ПЛ, диспетчера и ОР. По решению диспетчера устанавливаются цены на электроэнергию, а действия ОР позволяют подсчитать и произвести оплату, причитающуюся за 2 В предложениях, высказанных Southern California Edison и San Diego Gas and Electric во время обсуждений в связи с реструктуризацией в Калифорнии, эти функции были разделены. Независимый оператор системы (“Poolco”) отвечает за эксплуатацию системы электропередач, операции на рынке и предоставление услуг по передаче. Эта организация платит коммунальным компаниям, которым принадлежат линии электропередач, за пользование их средствами. См. Комментарии Southern California Edison в ответ на запрос в связи с альтернативными организациями электрических объединений в соответствии с Федеральным законом об электроэнергии перед Федеральной комиссией по регулированию энергетики, документ №RM94-20-000. 62 n/e/r/a электроэнергию и ее передачу. поставщика линий передач. МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ Обе эти функции могут повлиять на доходы В Великобритании функции диспетчера и ПЛ выполняются National Grid Company (Национальная энергосистема), а ОР представляет собой пул.3 В результате разделения возникли трудности в отношении координации, некоторые из которых были решены с помощью изменения правил. В этой модели у поставщика линий отсутствуют стимулы обеспечивать эффективное техническое обслуживание и расширять энергосистему. В результате более радикальной реструктуризации эти три функции были бы переданы совершенно независимым друг от друга компаниям. Еще один вариант заключается в объединении функций ОР и диспетчера в едином органе, поскольку между ними не существует очевидных конфликтов.4 Однако, это не всегда самое желательное сочетание. Часто считается, что эти две функции хорошо сочетаются друг с другом благодаря общности информации, используемой диспетчерской и расчетной службами системы. Однако, навыки, необходимые для диспетчеризации системы электропередач значительно отличаются от навыков, необходимых для расчета по большому количеству сделок. Последние навыки распространены в таких сферах, как банковское дело и торговля. В результате, преимущества назначения отдельного ОР могут оправдать затраты на разделение этих функций. 6.4.2. Производство и розничная продажа электричества Роль дистрибьютора, покупателя электроэнергии в Модели 3, связана с розничной продажей и может конфликтовать с правом собственности на производство электричества. Этот конфликт возникает по причине потенциальных операций в собственных интересах. Дистрибьютор, являющийся филиалом производителя, может предпочитать покупать у филиала, даже если его цена выше цены электричества из других источников на рынке. Тот факт, что дистрибьютор имеет монополию на конечного клиента в Модели 3, означает, что излишние затраты могут быть взысканы с потребителей (в соответствии, конечно же, с требованиями регулирования).5 Таким образом существующая интегрированная коммунальная компания может ощутить на себе давление, направленное на обслуживание розничной продажи за счет производственной деятельности путем разделения счетов либо путем отделения. В Великобритании этот конфликт проявился на ранней стадии и не был полностью устранен. Дистрибьюторам, региональным электрическим компаниям (РЭК), была 3 В то время, как это объединение устанавливает правила расчетов, NGC Settlement LTD (дочерняя компания NGC) фактически собирает информацию о расчетах и подсчитывает причитающуюся плату. 4 Такое сочетание использовалось в округе Виктория, Австралия. 5 Этот конфликт практически исчезает при переходе Модели 3 в Модель 4, потому что в условиях конкуренции на розничном рынке, розничный торговец не может позволить себе заниматься операциями в собственных интересах. Действительно, в Модели 4 существует вероятность интеграции розничных торговцев и производителей, поскольку для посредника не существует большой прибыли. 63 n/e/r/a МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ предоставлена монополия на обслуживание более мелких конечных потребителей сроком на восемь лет после реструктуризации, осуществленной в 1990 году. Сразу же после приватизации они вступили на рынок производства электричества и приобрели акции новых газовых электростанций. Орган регулирования был обязан в соответствии со своей хартией пересмотреть закупочную политику РЭК, что он и сделал. Оказалось практически невозможно сравнить соответствующие цены (в виде различий в комбинации нагрузки, продолжительности, условий индексирования и т.д.), но в конце концов РЭК был оправдан. Однако, высказывались аргументы, что мотивы для осуществления операций в собственных интересах в этих обстоятельствах являются непреодолимыми, их невозможно контролировать и что этот конфликт должен быть разрешен путем отделения. 6.4.3. Власть на рынке производства электричества В Модели 3 также возникают вопросы, связанные с необходимой долей рынка и потенциальной властью на рынке производства электричества. Вполне очевидно, что производителю, который имел монополию в юридическом смысле, будет принадлежать значительная доля нерегулируемого рынка. Власть на рынке может быть ограничена с помощью структурных мер, в число которых входит дробление существующих компаний и устранение препятствий для входа на рынок; ограничение результатов существующей власти на рынке, например, установление предела доходов и прибылей; или регулирование поведения, например, путем ограничения расценок, которые могут взыскиваться. В Великобритании проблема власти на рынке первоначально была разрешена путем дробления существующей компании на три более мелких компании по производству электричества и поощрения входа на рынок - структурных мер. Несмотря на существование восьми конкурентов на наличном рынке с самого начала, на рынке присутствовали два крупных устаревших производителя, в руках которых была сосредоточена основная власть при определении рыночной цены. Поскольку цена никогда не опускалась до уровня, диктуемого наличием избыточных мощностей, в общем считается, что они воспользовались своей властью на рынке, чтобы поднять цену. Некоторые возражают, что трех компаний не достаточно для конкуренции и считают, что необходимо было создать по крайней мере пять исконных операторов. Власть производителей на рынке была ограничена в течение первых трех лет работы вследствие существования “наделяющих”6 контрактов, ограничивающих результаты. Эти контракты практически зафиксировали доходы устаревших производителей на данный период времени. Однако, они по-прежнему позволяли наличному рынку подавать сигналы в отношении предельной цены, свидетельствующие об 6 “День передачи прав” был днем, когда части бывшего CEGB были наделены правами компаний с ограниченной ответственностью в государственном секторе и когда единый британский рынок электроэнергии и мощностей начал свою работу. “Наделяющие контракты” были контрактами, заключенными в ходе передачи прав, многие из этих контрактов предусматривали субсидирование угольной промышленности и, таким образом, их цена превышала рыночную цену. Однако, поскольку они перемешали доходы производителей, они практически ограничили прибыль от использования рыночного электричества. 64 n/e/r/a МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ эффективной эксплуатации электростанции, а также о необходимости закрытия или открытия электростанции. После истечения сроков этих контрактов производители начали получать действительные прибыли непосредственно на наличном рынке. Когда цена на наличном рынке постепенно возросла, этим занялся орган регулирования, который навязал соглашение с производителями, на основании которого устанавливались пределы на цены единого пула - регулирование поведения. Орган регулирования также распорядился, чтобы они отделили себя от некоторых электростанций. 6.5. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ В Модели 3 выбор средств производства электричества, как с точки зрения качества, так и в отношении типа топлива, предоставляется рынку. Производитель будет строить электростанцию, если предполагается, что рыночная цена покроет затраты на строительство и эксплуатацию, как это происходит на любом другом рынке. В Моделях 1 и 2 производитель не имеет доступа к более широким рынкам. В результате ему необходим контракт (подразумевающийся, как в Модели 1, или явно выраженный, как в Модели 2) прежде, чем начать строительство электростанции. В Модели 3 производители также, вероятно, нуждаются в контактах. Однако, существование организованного наличного рынка, на котором они могут продавать свою электроэнергию, уменьшает важность контрактов. В Модели 3 контракт используется с целью раздела ценового риска в то время, как в Модели 2 контракт необходим для обеспечения выполнения обязательств обеими сторонами. Объединение, тип которого более подробно описывается в Главе 12, создает реальный стимул для эффективного производства электричества, даже при условии ограниченного количества покупателей и даже, если весь рынок охвачен форвардными контрактами. Производитель с низкими затратами может продать электричество на месте и на практике продает свое электричество производителю с более высокими затратами для того, чтобы последний мог выполнить свои контракты. Производитель с высокими затратами может даже принять решение о закрытии своей электростанции и выполнять свои обязательства через рынок наличного электричества. Это является мощным средством в достижении эффективного производства. Цена на наличном рынке также является сильным стимулом для обеспечения эффективности при использовании. По действительной цене наличного рынка расчеты всегда осуществляются полностью - здесь не может быть “недостатка”, потому что рыночная цена всегда поднимается на достаточный уровень, приводя в соответствие спрос и предложение. Поскольку краткосрочные запасы электричества ограничены, изменение спроса в ответ на краткосрочное давление, которое оказывается на систему, обеспечивает гораздо большую эффективность, по сравнению с условиями, в которых действуют тарифные расценки и даже расценки с прерыванием обслуживания. Таким образом, получение покупателями доступа к наличному рынку может повысить эффективность. В Англии и Уэльсе уже существуют некоторые свидетельства того, что крупные фирмы могут реагировать на изменения цен в пуле, изменяя свой график работы. По крайней мере одна фирма подсчитала 65 n/e/r/a МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ приемлемую для нее стоимость электричества с тем, чтобы прекратить потребление, если цена превысит эту стоимость. 6.6. ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО СОЦИАЛЬНОЙ ПОЛИТИКЕ Способность производителей воплощать направления социальной политики, связанные с производством электричества, практически исчезает в Модели 3. Покупка неэкономичных ресурсов (дорогостоящий уголь, слишком высокие экологические стандарты, технологии, предпочитаемые в целях национальной безопасности) не может быть обеспечена на конкурентном рынке. Рынок производства электричества в Модели 3 становится конкурентным, на нем нет места для дорогостоящих источников, если только они не субсидируются специально. Специальное субсидирование, конечно, может предназначаться для поощрения ветряных или угольных электростанций, или электростанций, использующих другие предпочитаемые технологии, но рынок не предоставляет финансирования сам по себе. Однако, осуществление направлений социальной политики, не связанных с производством электричества, может продолжаться, если органы регулирования решат, что они необходимы в условиях монополии на розничном рынке. Например, дискриминация в пользу более крупных потребителей может продолжаться до тех пор, пока не существует механизма для перепродажи потребителями своего дешевого электричества. То же самое относится к продаже электричества малообеспеченным слоям населения по цене ниже себестоимости. Рынки, предусмотренные в Модели 4, практически позволят осуществлять перепродажу. Но в Модели 3 конечный потребитель не может перепродавать электроэнергию. Для субсидирования необходимо, чтобы кто-то взял на себя расходы. Обычно для этого подходят монополизированные потребители, которые являются в высшей степени негибкими, однако, расходы могут оплачиваться налогоплательщиками напрямую. В Модели 3 потребители по-прежнему монополизированы и могут выдерживать бремя более высоких местных налогов или субсидирования электричества для малообеспеченных слоев населения. 6.7. ВЛИЯНИЕ ЗАТРАТЫ НА СТОИМОСТЬ АКТИВОВ И “НЕОКУПЛЕННЫЕ” Возникновение конкуренции на оптовом рынке - это начало потенциального уничтожения стоимости средств производства электричества в системах, в которых расходы, отраженные в бухгалтерской отчетности, превосходят рыночные цены. Рыночные цены не могут покрывать стоимость ошибок в прошлом и направлений социальной политики. Более того, они только вследствие простой случайности будут равны “затратам в бухгалтерской отчетности” существующей мощности. Если расходы в бухгалтерской отчетности выше рыночных цен, введение конкуренции будет способствовать переходу к дешевым источникам. Именно в этом заключается предназначение конкуренции. 66 n/e/r/a МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ Проблема “неокупленных” затрат более подробно рассматривается в Модели 4, конкуренция на розничном рынке, в следующей главе. 6.8. НЕОБХОДИМОСТЬ ПЕРЕМЕН В Модели 3 - конкуренция на оптовом рынке - дистрибьюторы могут покупать электричество непосредственно у конкурирующих независимых производителей или у коммунальной компании по своему выбору. Для этого необходим “доступ в систему электропередач”. После введения Модели 3, когда производители могут конкурировать за продажу дистрибьютору, возникают проблемы в связи с определением: что конкретно представляет собой дистрибьютор? Если дистрибьютор определяется как компания, владеющая линиями электропередач и покупающая с целью перепродажи, считается ли дистрибьютором крупная промышленная компания со своей собственной сетью? А что если это индустриальный парк (зона, где расположены офисы, сооружения, склады, мастерские и т.п. различных предприятий - прим. переводчика)? Может ли группа крупных потребителей объявить себя дистрибьютором? Может ли город стать дистрибьютором? А торговый центр? Модель 3 просто напросто ограничивает выбор потребителей, выделяя потребителей, которые могут пользоваться правом выбора. Определение неизбежно будет расплывчатым. Если право выбора предоставляется только потребителям с совокупной нагрузкой больше определенного уровня, позволяется ли им накапливать нагрузку в нескольких зданиях? Могут ли они образовать совместную закупочную компанию, чтобы накапливать нагрузку, приходящуюся на несколько фирм? Должна ли нагрузка подаваться на одну и ту же местность или из одной и той же сети? Эти проблемы в отношении определения заставляют Модель 3 перейти к Модели 4. Если некоторые потребители имеют возможность выбора, они смогут покупать электричество по рыночным ценам. Затем остальная часть расходов коммунальной компании предназначается для других. Это проблема “неокупленных” затрат. Однако, поскольку крупные потребители довольно часто имеют дело с тарифами, которые близки к предельным затратам, “сбор сливок” и связанные с этим проблемы “неокупленных” активов, возможно, не достигнут больших масштабов. Модель 3 может существовать на протяжении нескольких лет сама по себе или в сочетании с Моделью 4. Некоторые розничные потребители могут получить “прямой доступ”, характерный для Модели 4, в то время, как другие могут его не иметь. 6.9. ПРИМЕРЫ Модель 3 близка к британской системе в том виде, в котором она функционировала сразу же после ее приватизации в 1990 году. Система электропередач была отделена и предусматривала свободный доступ. Однако, региональные электрические компании, которым принадлежали низковольтные линии электропередач, имели монополию на всех потребителей, за исключением самых крупных (более 1 МВт). В Великобритании эта структура рассматривалась как временная ситуация, 67 n/e/r/a МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ существующая в период перехода к Модели 4. Открытый доступ был предоставлен крупным потребителям с самого начала, таким образом британская система представляет собой сочетание Моделей 3 и 4. В США “оптовый прокат” был разрешен Законом о политике в энергетике (EPAct). Это позволило отдельным компаниям-дистрибьюторам выбирать своих поставщиков и предполагало свободный доступ к линиям электропередач для всех потребителей. Однако, в США на отдельные компании-дистрибьюторы не приходится большая часть спроса. Дистрибьюторы, существовавшие во время принятия EPAct, были в основном муниципальными компаниями. Также существует несколько поставщиков, которые еще не заключили контрактов с коммунальной компанией. EPAct специальным положением запретил федеральным органам выдавать распоряжения о переходе к конкуренции на розничном рынке, т.е. к Модели 4. Однако, некоторые штаты впоследствии предприняли меры по введению такой конкуренции. 6.10. ВЫВОДЫ Модель 3 предполагает более широкую конкуренцию, обеспечивая НПЭ большим количеством потребителей. Увеличение числа покупателей делает рынок более конкурентоспособным и более динамичным, чем рынок в Модели 2, предполагающий одного покупателя. Преимущества, обеспечиваемые конкуренцией в производстве электричества, увеличиваются за счет перемещения рыночного и технологического риска обратно к производителям. Производители обычно могут лучше судить о преимуществах новой технологии, чем орган регулирования. Если их собственные средства подвергаются риску, они также будут более тщательно продумывать новые инвестиции! В Модели 3 существующая компания должна конкурировать с новыми участниками рынка; в Модели 2 этого не происходит. Однако, в Модели 3 расходы на осуществление сделок повышаются вследствие необходимости заключения соглашений на рынках и энергосистемах. Перемещение риска, связанного с новой технологией (риск “неокупленных” мощностей), к производителям также способствует повышению стоимости их капитала. При этом государство теряет возможность контролировать выбор новой технологии в производстве электричества, за исключением случаев, когда это осуществляется путем прямого субсидирования или на основе директив. Однако, при этом сохраняется предельная монополия в отрасли, поскольку потребители не имеют выбора поставщика. Это позволяет сохранять некоторое субсидирование и обязательства в отношении социальной политики, несмотря на ограничение формы, в которой эти мероприятия могут осуществляться. При этом также возникает проблема “неокупленных” затрат в производстве, но удержание всех определенных потребителей в монопольной зависимости является, по крайней мере, потенциальным решением. Модель 3 определенно представляется моделью, обладающей всеми преимуществами. И все-таки мы считаем, что эта модель не является устойчивой и 68 n/e/r/a МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ представляет собой всего лишь остановку на пути к Модели 4. Остановки могут быть полезными, если они обеспечивают платформы для испытания новых рыночных образований и понятий, таких как пулы или доступ к линиям электропередач. Таким образом, Модель 3 может рассматриваться как испытательная стадия. Причина наших сомнений в жизнеспособности Модели 3 заключается в том, что, по нашим наблюдениям, как в Великобритании, так и в США при предоставлении некоторым типам потребителей выбора и отказе в выборе другим потребителям обостряются проблемы определения. В Великобритании осуществлялся поэтапный переход, когда потребителям предоставлялся доступ к конкурентным рынкам в порядке, определяемом их размерами. Тем не менее, основная работа британского органа регулирования на протяжении года заключалась в определении потребителей, не имеющих доступа. Кроме того, монополия на конечных потребителей не гарантирует разрешение проблемы непомерных затрат. В США крупные потребители угрожали “муниципализировать всю страну”, т.е. убедить дружественные муниципалитеты объявить себя независимыми розничными торговцами с тем, чтобы получить право на покупку и продажу (конечно, крупным промышленным потребителям), подразумевающее возможность избегать оплаты невозвратных издержек их поставщикам. Мы считаем, что после открытия доступа на рынки становится очень сложно ограничивать круг возможных покупателей, и что слишком рьяные попытки ограничить выбор только поощряют неэкономичный обходной путь и неэкономичное производство электричества для собственных нужд. 69 n/e/r/a 7. МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ 7.1. ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ Модель 4 предполагает конкуренцию на розничном рынке, или прямой доступ; она схематически представлена на Рисунке 7.1. В Модели 4 все потребители имеют доступ к конкурирующим производителям электричества либо напрямую, либо через розничного торговца по своему выбору. Модель 4 отличается от Модели 3 тем, что она предполагает выбор для всех потребителей, а не только для компанийдистрибьюторов, которые имеют монополию на своих конечных потребителей. Основной вариант Модели 4 предполагает полное отделение, как производства, так и розничной торговли от деятельности по транспортировке электричества как на уровне передачи, так и на уровне распределения. Монополии на розничную торговлю не существует, и конкурирующие розничные торговцы могут выполнять те же функции, которые им присущи на других рынках. Линии для распределения электричества предусматривают открытый доступ или общую передачу точно также, как линии электропередач в Модели 3. Такая структура также предполагает свободный вход и выход с рынков производства электричества. Это означает, что отпадает необходимость в регулировании “потребности в новых электростанциях” и в эксплуатации электростанции, которая стала неэкономичной. Розничные торговцы также имеют свободный вход на рынок. Розничная торговля является новой функцией Модели 4. Это - коммерческая функция, которая не требует собственности на линии распределения электричества, несмотря на то, что во многих случаях владелец линий электропередач также конкурирует в качестве розничного торговца. Необходимо подчеркнуть, что Модель 4 не является моделью, предполагающей “единого покупателя”. Пулы в Модели 4 являются не закупочными агентствами, а акционерами. Они ни в коем случае не владеют электричеством, но принимают на себя рыночный риск; они не могут осуществлять дискриминацию в зависимости от цены. В Модели 4 необходима единая компания по передаче электричества, транспортирующая электричество в ходе осуществления двусторонних сделок. Рассмотренные нами торговые соглашения в Модели 4 требуют существования метода физической передачи электричества. Неизбежно это означает, что вся торговля должна осуществляться по интегрированной сети линий электропередач. Оператор линий электропередач должен производить замеры и вести учет сделок. В пулах действует система подачи предложений на наличной рынок, позволяющая отправлять прежде всего дешевую электроэнергию (путем использования электростанций в порядке повышения их затрат на производство электроэнергии в течение короткого периода времени.) Пул действует в качестве акционера, приводящего поставки в соответствие со спросом и определяющего цену на наличное электричество через каждые полчаса. Он собирает оплату с покупателей и распределяет ее среди производителей. В Великобритании это иногда называется “продажа пулу и покупка у пула”, что может ввести в заблуждение. Производители и розничные торговцы продают электроэнергию друг другу, а не пулу. Торговые соглашения в Модели 4 совершенно отличаются от торговых соглашений в Модели 2. 70 n/e/r/a МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ Рис. 7.1: Модель 4 Конкуренция в области розничной торговли НПЭ НПЭ НПЭ НПЭ НПЭ Линии электропередач Дистрибутор/ Розничник Розничник Дистрибутор/ Розничник ая Прям а аж прод ая Прям а аж прод Розничник Пр я м а прод я ажа Оптовый рынок Розничник Линии Дистрибуцые Розничниый Рынок Потребитель Потребитель Потребитель Потребитель Потребитель Legend Energy Sales 7.2. ТОРГОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ Модель 4 предполагает свободный доступ ко всем линиям электропередач - как высоковольтным (для передачи электричества), так и низковольтным (для распределения электричества). Необходимо установить механизм, позволяющий осуществление широкомасштабной торговли через энергосистему. Этот механизм аналогичен механизму, действующему в объединении (пуле), который мы кратко рассмотрели в Модели 3; это является темой одной из глав в Части 2 настоящей книги. Модель 4 требует установления расценок за использование как высоковольтных, так и низковольтных линий электропередач. Эти цены, конечно же, должны обеспечивать соответствующие экономические стимулы в отношении места расположения и диспетчеризации электростанций. Они также должны обеспечивать достаточные доходы для владельцев линий электропередач. Мы отмечали, что в Модели 3, в которой существует сравнительно немного потребителей - все они 71 n/e/r/a МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ регулируемые розничные торговцы, - наличный рынок является предпочтительным, но не обязательным вариантом. Как мы указывали, может быть достаточно некоторой формы регулируемого открытого доступа в систему коммунальной компании, при которой расчет за несоответствия производится в соответствии с тарифными расценками. Однако, в Модели 4 рынок наличного электричества становится необходимым. По нашему мнению, наличный рынок необходим всегда, когда контрактные соглашения между потребителями и производителями выполняются через энергосеть, принадлежащую третьей стороне. Владелец сети должен обеспечить существование коммерческих договоров, позволяющих производить расчеты за несоответствия между контрактными объемами и фактическими потоками. Если различные части сети эксплуатируются различными компаниями, также необходимо будет определить механизмы оплаты внутри энергосистемы. В Модели 4 основной проблемой становятся замеры. Замеры в соответствии со временем использования уже не являются просто целесообразным способом поощрения эффективного использования электроэнергии; это становится коммерческой необходимостью. Каждый клиент нуждается в осуществлении замеров каждые полчаса; для выставления счетов соответствующим потребителям и осуществления надлежащих расчетов по счетам необходимо знать, сколько электричества использовали потребители каждого конкурирующего розничного торговца в течение каждого расчетного периода. В Великобритании возникли проблемы с замерами, необходимыми для предоставления доступа к линиям электропередач для более мелких потребителей. Первоначально только 400 потребителей (свыше 1 МВт) имели прямой доступ, и поскольку эти потребители, располагали необходимыми возможностями производить замеры, проблем не наблюдалось. Предоставление права выбора поставщика для 40000 потребителей свыше 100 кВт в 1994 году вызвало существенное замешательство. Предоставление выбора всем 22 миллионам потребителей в 1998 году вызовет существенные проблемы в материально-техническом обеспечении. В условиях отсутствия возможностей производить замеры для всех клиентов потребуется установление некоторого графика спроса, но это во всех случаях сопряжено с разногласиями. Торговый механизм Модели 4, т.е. объединения и расценки электричества, рассматривается в Части 2 настоящей книги. на передачу 72 n/e/r/a МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ 7.3. ВЛИЯНИЕ НА СТРУКТУРУ КОМПАНИЙ 7.3.1. Производство и розничная торговля электричеством В Модели 3 возникал конфликт между функциями производителя и дистрибьютора вследствие потенциальных операций в собственных интересах. Однако, в Модели 4 проблема операций в собственных интересах более не существует.1 Если розничный торговец покупает у своего собственного производителя в Модели 3, то розничного торговца трудно убедить сократить затраты до минимума, поскольку их можно взыскать с потребителей, находящихся в монопольной зависимости. В Модели 4 потребители могут выбирать других производителей, поэтому операции в собственных интересах больше не представляют собой проблему. В действительности имеется причина для предположения о том, что существует естественная интеграция производства и продажи конечным потребителям. Эта причина заключается в незначительной стоимости, добавляемой непосредственно в розничной торговле. В других отраслях розничный торговец выполняет различные функции, такие как выставление товаров в магазине, предварительный отбор среди разных изготовителей в отношении стиля и качества, предпочитаемого его потребителями, взятие на себя риска по покупке непроданных объемов, осуществление контроля за качеством продукции изготовителя и перегруппировка больших партий для продажи более мелкими партиями. Эти виды деятельности создают дополнительную стоимость, которая приносит розничному торговцу доход. В электрической отрасли розничный торговец принимает на себя риск и разбивает объемы в зависимости от вида услуг: розничный торговец покупает электричество оптом и перегруппировывает его в соответствии с тарифами или другими формами контрактов. Эти функции являются полезными, однако, могут также без труда выполняться и самим производителем. Розничная торговля как отдельный бизнес представляется деятельностью, характеризующейся высоким риском и низкой нормой прибыли. Без сомнения, потенциальное существование независимых розничных торговцев, которые могут “сорвать большой куш и скрыться”, если прибыли слишком высоки, обеспечивает полезную дисциплину на рынке. 7.3.2. Распределение и розничная торговля Еще одним вариантом является интеграция распределения и розничной торговли. Основной вариант модели предполагает, что линии для распределения электричества эксплуатируются отдельно от розничной продажи. Розничный торговец может заключить соглашение с компанией-дистрибьютором о выставлении потребителям в определенном регионе счетов на полную стоимость, включая оплату за передачу электричества, распределение и саму продукцию. В другом случае клиенту могут присылаться отдельные счета за передачу и производство. 1 Проблемы действий в собственных интересах, возникающей вследствие вертикальной интеграции, как таковой не существует. Однако, горизонтальная концентрация в производстве электричества и/или розничной торговле может способствовать возникновению проблемы операций в собственных интересах и, как это происходит в других отраслях, эти ограничения могут скорее входить в компетенцию органов по конкуренции, чем специального органа по регулированию энергетического сектора. 73 n/e/r/a МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ Возникает настоящая проблема выбора между потенциальными операциями в собственных интересах и потенциальными преимуществами, обеспечиваемыми разрешением владельцу линий распределения электричества заниматься розничной продажей. Конфликт очевиден: по той же причине, по которой диспетчер нуждается в самостоятельности в Моделях 3 и 4, оператор системы распределения должен быть независим в Модели 4. Например, если линии электропередач повреждены вследствие непогоды, дистрибьютор имеет стимул отремонтировать линии своих собственных потребителей в первую очередь и так далее. Для того чтобы избежать проблем, потребуется надзор со стороны органа регулирования. С другой стороны, мы отдаем себе отчет, что во всех случаях компании, проходящие процесс реструктуризации, владеют линиями электропередач и осуществляют розничную продажу электричества. Клиенты привыкли обращаться к такой компании за услугами, и большинство потребителей, скорее всего, предпочтут не утруждать себя и не менять своих привычек; в особенности, они хотят избежать обращения в несколько мест за услугами, если что-то не ладится. В отношении такого важного товара, как электричество, может возникнуть необходимость в создании местного юридического лица, которое в некоторой степени обязано предлагать тарифы даже тем потребителям, которые, вследствие характеристик их электрической нагрузки или истории оплаты, не обслуживаются конкурентами, только что вступившими на рынок. Это - сложный вопрос; в Великобритании региональные электрические компании в каждом регионе имеют лицензию, в соответствии с которой они наделяются обязанностями, отличающимися от обязанностей конкурирующих с ними розничных торговцев, которые не владеют линиями передач в данном регионе.2 7.3.3. Передача и распределение электричества Не существует явной причины, ведущей к конфликту или операциям в собственных интересах и исключающей возможность заниматься распределением и передачей электричества в рамках одной и той же компании. Это - схожие виды деятельности, требующие различного уровня напряжения, и все функции в отношении линий передач, вероятно, сохраняют монополию. Представляют ли они возможности для экономии за счет масштабов при условии их совместного управления, зависит частично от институциональной истории систем, например, от того, эксплуатировались ли системы совместно в прошлом и от загруженности низковольтных систем. В большинстве знакомых нам систем распределение электроэнергии осуществляется отдельно от передачи. Одна из причин их разделения заключается в обеспечении некоторой “сравнительной конкуренции” для компаний-дистрибьюторов - это понятие, как показывает опыт, легче применить в принципе, чем на практике. Однако, независимо то того, какой орган осуществляет регулирование, дистрибьюторская функция будет более эффективной, если несколько компаний-дистрибьюторов 2 “Лицензия на поставку первого порядка” (лицензия на розничную продажу) предоставляется местному владельцу линий электропередач в то время, как конкурирующим розничным торговцам предоставляются “лицензии на поставку второго порядка”. Отличие состоит в том, что компании первого порядка могут поставлять электричество на рынок, права на который закреплены, и на рынок, права на который не закреплены, в то время, как поставщик второго порядка может поставлять только на рынок, права на который не закреплены. 74 n/e/r/a “конкурируют” за регулирование, нововведениях и цене. МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ основанное на обслуживании потребителей, 7.4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ Зачем утруждать себя всеми проблемами, возникающими при введении прямого доступа и конкуренции на розничном рынке? Стоимость сделок и ведения переговоров по всем необходимым контрактам является немалой. Кроме того, как мы уже отмечали, многие монопольные компании зарекомендовали себя в качестве надежных поставщиков услуг по низким ценам. Каким образом конкуренция еще больше повышает эффективность? Одно большое преимущество связано с поставками; поскольку цены на новые технологии падают, все сложнее становится оказывать сопротивление насущным потребностям независимых новых участников рынка. Конкуренты хотят конкурировать только тогда, когда они могут осуществлять поставки по ценам ниже цен унитарной компании. Повсеместное распространение технического прогресса в сочетании с бременем социальных обязательств, которое несут на себе коммунальные компании, приводит к тому, что новые участники рынка зачастую могут предложить более низкие цены, чем существующая служба. Появление новых участников на рынке не всегда является эффективным. Многие системы, характеризующиеся высокими ценами, имеют избыточные мощности и низкие предельные затраты, поэтому появление новых участников будет неэффективным. Наиболее дешевый способ повысить производительность заключается в более интенсивной эксплуатации существующей электростанции. Некоторое давление в сторону конкуренции исходит от потребителей, которые (что очевидно) стремятся к более низким ценам, даже если это означает уклонение от выполнения ими обязательств по оплате невозвратных издержек их коммунальной компании. Коммунальные компании отвечают усложнением доступа к линиями электропередач настолько, насколько это возможно. Регулирование становится более искаженным, потому что оно пытается восстановить справедливость размещения невозвратных издержек в условиях давления со стороны подавляемой конкуренции. Если новые участники рынка не могут пройти сквозь лабиринт регулирования, они найдут физические способы обойти систему, даже если затраты будут превосходить предельные затраты производителей, которых они стремятся вытеснить. Таким образом, существуют примеры производства электричества на местах, физического обхода путем новых физических подсоединений, излишних линий электропередач, сооружаемых для удовлетворения доступа, разработанного по неудовлетворительным критериям, и т.д. Обеспечение условий для прорыва конкуренции и разрешение проблемы непомерных затрат путем придания им явно выраженной формы, само по себе, противодействует этим неэффективным инвестициям. Общие аргументы в пользу конкуренции (т.е. эффективность производства, инвестиций и потребления) отдают преимущество Модели 4, хотя, как указывалось выше, некоторые из этих условий могут быть удовлетворены в Моделях 2 и 3 или даже в Модели 1 при условии хорошего регулирования. Конкуренция должна улучшать как краткосрочные, так и долгосрочные стимулы, направленные на обеспечение эффективности производства и потребления. С точки зрения поставок, 75 n/e/r/a МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ рыночная цена определяет, какие электростанции следует закрыть, а какие продолжать эксплуатировать. Электростанции должны закрываться, если рыночная цена не может покрыть все устранимые издержки, в том числе затраты на техобслуживание и оплату труда персонала. Если потерявшее ориентир регулирование не компенсирует отсутствие экономичных решений унаследованными от старого режима правилами, нерентабельная электростанция будет закрыта, что обеспечит экономию средств. Когда цена на рынке достигнет достаточно высокого предела, откроется новая электростанция, и в этом случае при условии, что вход на рынок не затрудняется правилами, унаследованными от системы централизованного планирования. Кроме того, вследствие существования видимого рынка наличного электричества, стоимость наличия электростанций становится явно выраженной, эта стоимость составляет наличную цену электричества минус эксплуатационные затраты электростанции в течение короткого периода времени. Менеджеры могут принимать решения о том, сколько средств целесообразно инвестировать, чтобы поддерживать готовность электростанции вырабатывать электричество, и многие решения могут приниматься нецентрализованно. Тип объединения, цены в котором устанавливаются на основе подаваемых предложений и который описывается в Части 2 настоящей книги, способствует экономичной диспетчеризации всей системы. Он также обеспечивает правильные стимулы в отношении предельных затрат на строительство, техобслуживание, эксплуатацию и закрытие электростанций. Эти стимулы в отношении поставок также действуют в Модели 3. В Модели 4 возникает дополнительное давление в направлении усиления конкуренции со стороны потребителей. Множество потребителей образуют гораздо более конкурентоспособный рынок, чем несколько потребителей - они будут искать новых поставщиков и оказывать давление на унитарные компании. Розничный торговец в Модели 3, имеющий монополию на потребителей, не имеет тех же стимулов покупать по минимальной стоимости. Более того, если потребители имеют возможность реагировать на цену в реальном времени, они внесут коррективы в потребление. Например, цена в британском пуле электроэнергии и мощностей изменяется в течение одного дня между часом-пик и не часом-пик в соотношении, достигающем 28:1. Даже коммунальные компании, тарифы которых основываются на времени использования, должны устанавливать их на основе ожидаемых затрат и должны определить среднее значение для часа-пик; типичное соотношение тарифов в течение дня составит 5:1. В час-пик тариф занижен тогда, как в остальное время он завышен. Именно это приводит к “острым пикам” - периодам продолжительностью 20 - 40 часов в год, когда нагрузка превышает обычные уровни на 5 - 10%. Эти пики требуют существование мощностей, затраты на которые невозможно возместить. В условиях конкуренции, в которых существуют потребители, способные реагировать на реальные рыночные цены, эти пики исчезают. В Англии и Уэльсе уже есть свидетельства, что крупные фирмы могут отреагировать на цену пула изменением графика своей работы. Фирмы подсчитали свою стоимость потери электроснабжения с тем, чтобы прекратить потребление, как только цена превышает эту стоимость. Третье преимущество введения полноценной конкуренции заключается в том, что она может использоваться в качестве точки опоры для устранения многих неэффективных 76 n/e/r/a МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ сторон предыдущей системы. В их число могут входить направления политики в отношении материально-технического снабжения, которые могут отдавать предпочтение определенным национальным или местным отраслям, социальные обязательства или просто старая бюрократия, предусматривающая ведение дел определенным образом. Радикальные изменения могут быть более успешными, чем эволюционные изменения, поскольку в период перехода к конкуренции необходимо и желательно пересмотреть все существующие институты. В Великобритании потребителям не пришлось платить за самую существенную экономию: планы на четыре новых атомных электростанции и три новых угольных электростанции были остановлены, когда было объявлено о переходе к конкуренции. В Калифорнии одна только мысль о прямом доступе привела к концу обновления закупок ресурсов, осуществляемого раз в два года, - процесса, благодаря которому были созданы мощности в несколько тысяч мегаватт во имя охраны окружающей среды. 7.5. ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО СОЦИАЛЬНОЙ ПОЛИТИКЕ В этой модели социальных обязательств по снабжению электроэнергией не существует, поскольку в ней отсутствуют монопольные права. Социальные программы, связанные с производством электричества, могут осуществляться исключительно с помощью специальных механизмов субсидирования или налога с общего объема продаж. Субсидирование должно планироваться таким образом, чтобы оно не препятствовало эффективной работе на рынках. Например, государство может поощрять развитие технологий использования восполняемых энергоресурсов, организовав покупку такого электричества на основе контрактов, аналогичных контрактам НПЭ, которые рассматривались в Модели 2. Затем оно продает электричество назад на рынок по рыночным ценам, неся убытки. Модель 3 по-прежнему предусматривает дискриминацию между потребителями, например, путем предоставления специальных условий крупным потребителям или сниженных тарифов для малообеспеченных слоев населения. Это более не может обеспечиваться косвенно через тарифы. Поскольку рынок подчиняется закону единой цены, розничные торговцы не могут предложить особых условий, оставаясь при этом платежеспособными. В результате для этих программ требуется обеспечение явно выраженных условий каким-либо другим образом. Для этого обычно необходимо, чтобы законодательство установило специальный обязательный сбор на всю розничную продажу и/или сбор через монополизированный сектор отрасли, линии для распределения и передачи электричества. Средства на другие социальные программы, такие как охрана окружающей среды, повышенные налоги в местные бюджеты, некоторые виды исследований и разработок могут по-прежнему собираться компанией, имеющей монополию на линии электропередач, по крайней мере, в тех пределах, в которых эти программы способствуют производству электричества для собственных нужд. До появления Модели 4 под воздействием давления, и особенно, если это давление создается благодаря новым технологиям, способность взыскивать цены, превышающие рыночные расценки, может быть в значительной мере подорвана экономической возможностью потенциального обхода. Возможным решением этой проблемы 77 n/e/r/a МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ является введение явно выраженных (узаконенных) сборов, структура которых исключает обход. 7.6. ВЛИЯНИЕ ЗАТРАТЫ НА СТОИМОСТЬ АКТИВОВ И “НЕОКУПЛЕННЫЕ” В Модели 4 проблема “неокупленных” активов, если она существует, становится гораздо более острой. Это имеет немаловажное значение: в Великобритании, где отрасль производства электроэнергии была приватизирована, электростанция, балансовая стоимость которой составляет 25 миллиардов фунтов стерлингов, была продана по подразумеваемой стоимости в 5 миллиардов фунтов стерлингов. Такое перераспределение стоимости активов (или уничтожение стоимости активов), являющееся следствием введения открытого доступа к системе, существующей в Модели 1, имело место и в предыдущих моделях. В условиях конкурентного рынка с множеством конкурентов цена на электричество может упасть до “устранимых затрат”. Это не означает только устранимые затраты на топливо в течение очень короткого промежутка времени. Производители закроют электростанцию, если ожидаемые в течение будущих лет цены не покроют всех затрат и их можно избежать, закрыв электростанцию. Устранимые затраты имеют временное измерение - затраты устраняются заранее за день, за месяц, за год или за много лет вперед. Рыночная цена должна покрыть все затраты, которые понесут производители, в противном случае производители закроют электростанцию. При условии наличия крупных участников, обладающих некоторой властью на рынке, даже если существуют излишние мощности, цена не упадет до уровня устранимых затрат. Крупные участники рынка могут поддерживать цену на высоком уровне, отказываясь от некоторой доли рынка. Однако, цена может оставаться ниже уровня входа на рынок, как впрочем это и должно происходить, если только новые участники не вступают на рынок по причине излишних мощностей. С приходом конкуренции изменяются доходы практически каждой электростанции и компании в отрасли. Даже если излишние мощности отсутствуют, рыночная цена покрывает только затраты новых участников рынка: для существующих электростанций нет гарантии цены, обеспечивающей прибыль (возмещающей невозвратные затраты). Доход одних электростанций будет намного ниже, чем затраты, отраженные в бухгалтерской отчетности; доход же других электростанций будет намного выше, чем затраты, отраженные в их бухгалтерской отчетности. При переходе к Модели 4 этот аспект необходимо проанализировать и оценить. Если владельцем является государство (как в Великобритании) и государство решает открыть сектор и нанести удар по стоимости производственных активов, именно государство и несет убытки. Если сектор уже приватизирован и функционирует в условиях юридической структуры, которая должна гарантировать доходы, открытие рынка может принести огромные прибыли некоторым владельцам электростанций. Другие владельцы могут понести значительные убытки, проявляющиеся в падении цен акций и дорогостоящих судебных процессах. Как мы замечали ранее, Модель 2 избегает таких проблем и по этой причине часто является предпочитаемой моделью. 78 n/e/r/a МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ Несмотря на то, что унитарные компании, что вполне понятно, более озабочены вопросом “неокупленных” затрат, чем непредвиденных прибылей, в некоторых случаях и некоторых странах проблема представляется в другом свете, а именно: балансовая стоимость активов многих электростанций значительно ниже рыночной цены. Эти электростанции могут быть гидроэлектростанциями, которые можно дешево построить на основе амортизированных старых электростанций, но которые по-прежнему рентабельны. Переход к рыночным ценам в сфере производства электричества обеспечивает значительные непредвиденные прибыли для владельцев этих активов и повышение цен для потребителей, которые в некотором смысле “уже заплатили” за эти активы. Теоретически эти две противоречащие друг другу проблемы могут быть разрешены аналогичным способом. Высказывались мнения, что инвесторы, столкнувшиеся с “неокупленными” затратами, слишком много жалуются - они “нытики”. Аргументы ноющей стороны заключаются в том, что инвесторы покупали акции коммунальной компании на протяжении многих лет. Каждый раз, когда орган регулирования предусматривает норму прибыли, он смотрит на цену акций и с помощью таких анализов, как модель ценообразования на основные фонды или модель роста дивидендов, оценивает норму прибыли на капитал, которая необходима, чтобы инвесторы вкладывали средства в отрасль. Это представляет собой основу для определения разрешенной нормы прибыли. Инвесторы не могут не видеть прихода конкуренции. Экономисты-аналитики отрасли писали об этом годами. Норма прибыли, получаемая инвесторами, включала надбавку за риск в связи с увеличением конкуренции и ее последствиями, и они не должны жаловаться сейчас, когда это произошло.3 Этот аргумент, без сомнения, подтачивает основу всех соглашений с органами регулирования, поскольку он предполагает, что инвестор не может полагаться на какие-либо гарантии органа регулирования, которые могут утратить свою силу с приходом конкуренции. Если в результате реструктуризации имеют место непредвиденные прибыли, а не непредвиденные убытки, принимаемые концепции должны относиться к обоим случаям; трудно понять, почему клиент должен платить дважды, если электростанция уже морально устарела, также трудно понять, почему они не должны платить один раз, если она не устарела. Обычно органы регулирования стремятся предоставить определенную непрерывную поддержку акционерам существующих компаний, если речь идет только о сохранении в будущем их репутации, которой они пользуются благодаря обеспечению стабильной коммерческой среды. Однако, несмотря на то, что органы регулирования могут дать разрешение существующим компаниям на возмещение “неокупленных” затрат, они иногда недооценивают трудности, возникающие при этом на конкурентном рынке. Таким образом, структура соответствующих механизмов возмещения затрат, а также 3 Ответ на аргумент, что инвесторы получали прибыль на свой капитал, приводится в отчете Вильяма Дж. Бомола, Пола Л. Джоскова и Альфреда Е. Кана “Задачи федеральных и штатных органов регулирования: переход от регулирования к эффективной конкуренции в электрической промышленности”, подготовленном для Электрического института Эдисона, Вашингтон, 9 декабря 1994 года William J. Baumol, Paul L. Joskow, Alfred E. Kahn, “The Challenge for Federal and State Regulation for Efficient Competition in Electric Power”). Авторы приводят доводы, что используемые органами регулирования методы практически не вознаграждали инвесторов за риск в связи со значительными изменениями в системе регулирования. 79 n/e/r/a МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ необходимой поддержки со стороны органов регулирования, представляет собой аспект, который стоит рассмотреть подробно. 7.6.1. Ценообразование на основе себестоимости Необходимо также сказать несколько слов о вопросе ценообразования на основе себестоимости (также известной под названиями “ценообразование с учетом эффективных компонентов” или “ценообразование по принципу сверху вниз”) как о способе возмещения “неокупленных” затрат. Окончательная цена образовывается путем вычитания устранимых издержек монопольных поставщиков при предоставлении конкурентной услуги от существующей оптовой цены. Если конкуренты могут поставлять электричество дешевле, чем устранимые издержки унитарной компании, то они должны делать это. Если они могут предложить только цену ниже цены, включающей “неокупленные” затраты, то их вход на рынок является неэкономичным. Ценообразование на основе себестоимости предназначается для обеспечения только эффективного входа на рынок. Оно встречает множество возражений с точки зрения динамичной основы, которые не рассматриваются здесь, однако, оно предлагается в качестве средства возмещения “неокупленных” затрат. Фактический прямой доступ (который анализируется в Главе 8) представляет собой форму именно такого ценообразования. В Великобритании государство нашло множество изобретательных способов смягчить удар по министерству финансов, связанному с предварительной продажной ценой компаний по производству электричества. Во-первых, оно ввело сбор в виде налога на продажу в размере 10% на совокупную сумму окончательной продажи: это позволило получать 1 миллиард фунтов стерлингов ежегодно на протяжении восьми лет, эти средства были использованы в основном Nuclear Electric на возмещение невозвратных затрат. Государство удерживало в монопольной зависимости мелких потребителей на протяжении довольно длительного времени, чтобы ликвидировать субсидирование угольной промышленности и платить за избыточные мощности по производству электричества в системе: в течение первых восьми лет мелкие производители платили за электричество намного больше “цены пула”. В-третьих, цены, установленные за пользование линиями электропередач для распределения электричества, были весьма щедрыми. Это позволило государству продать эти компании с приличной прибылью и возместить убытки министерства финансов, понесенные в связи производством электричества. И наконец, само государство сохранило в своих руках 40% акций компаний по производству электричества. При продаже этих акций пять лет спустя их стоимость возросла в три раза по сравнению с первоначальной продажной ценой. По всей вероятности, это было связано с властью на рынке, которой пользовались первоначальные производители электричества. Закрыв нерентабельные электростанции, они предотвратили падение рыночной цены до очень низких уровней. Для возмещения владельцам потенциальных “неокупленных” затрат необходимы тщательно продуманные механизмы возмещения, которые бы не влияли на возникающие рыночные цены. Британские механизмы не были лишены всех проблем. Однако, они доказали, что владелец может избежать значительного падения своих 80 n/e/r/a МОДЕЛЬ 4 - КОНКУРЕНЦИЯ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ прибылей во время перехода к конкурентному рынку, дающему положительные результаты с точки зрения эффективности. 7.7. ПРИМЕРЫ В Великобритании, Норвегии, Чили, Аргентине и округе Виктория в Австралии существуют системы, напоминающие данную модель или находящиеся в стадии перехода к ней. Во всех этих странах система линий электропередач принадлежит отдельным владельцам. Ни в одной из этих стран высоковольтные линии электропередач не были отделены от функции розничной продажи, хотя во всех случаях по ним предусматривается отдельный учет. В Великобритании вопрос о разделении розничной продажи и распределения поднимался на стадии введения конкуренции на розничный рынок для всех типов потребителей (полноценная Модель 4). 7.8. ВЫВОДЫ В Модели 4 давление в сторону конкуренции усиливается, обеспечивая конечным потребителям равные права. При этом часто значительно повышаются расходы на осуществление сделок вследствие необходимости более сложной системы торговых соглашений и замеров. Для крупных потребителей расходы на осуществление сделок из расчета на единицу электричества являются сравнительно небольшими, и система замеров уже имеется. Для мелких потребителей затраты вполне могут превысить прибыль. Затраты на замеры для мелких потребителей сравнительно выше, кроме того, они лишаются преимуществ возможности “сделать все покупки на одной остановке” - та же проблема возникает в телефонной отрасли. Если местная компаний-дистрибьютор не является одновременно розничным продавцом, становится трудно определить виновника за плохое обслуживание. Рынок электричества пережил радикальные изменения в течение десяти лет. По нашему мнению, Модель 4 в общем представляет собой модель будущего. Однако, структурные вопросы имеют такое же большое значение, что и технические вопросы. В некоторых странах основная проблема заключается в создании системы учета и адекватных тарифов, а также в обучении персонала управлению аппаратными, а не в открытии доступа к энергосистемам. Открытый доступ может быть всего лишь дополнительной и неважной деталью. В других странах трудно обеспечить использование электрической промышленности в качестве средства осуществления социальной политики, если эти направления политики должны быть приняты в виде отдельных законодательных актов или сфер субсидирования, - именно поэтому они были скрыты в электрической промышленности с самого начала! Прямой доступ на практике может быть ограничен и предоставлен только нескольким крупным потребителям, которые угрожают выйти из системы, в то время как основная масса потребителей остается практически в монопольной зависимости. 81 n/e/r/a 8. ВЫБОР МОДЕЛИ ВЫБОР МОДЕЛИ В этой главе мы рассматриваем структурный вопрос, подробный анализ которого приводится в Части 2, на основе совершенно противоположных парадигм, которые используются для описания торговли. 8.1. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАЗМЫШЛЕНИЯ СТРУКТУРНЫМИ АСПЕКТАМИ В СВЯЗИ СО Необходимо ли делать выводы в отношении соответствующих структур? В целом, будучи экономистами, мы склоняемся к той точке зрения, что конкуренция, при отсутствии определенных доказательств обратного, является предпочитаемой формой организации для обеспечения эффективного производства, поскольку рыночные цены обеспечивают хорошие стимулы как для потребления, так и для производства и (если в остальных отраслях экономики присутствует конкуренция) обеспечивают правильное распределение ресурсов, необходимых для выработки электричества. Наиболее очевидным аргументом в пользу обратного является получение экономии при увеличенных масштабах операций, которое может привести к нерегулируемой монопольной власти или разрушающей конкуренции, а также к значительным расходам на осуществление сделок, что делает конкуренцию неэффективной. В мелких системах остается возможность для получения экономии за счет масштаба, что свидетельствует о сохранении монополии, или, по крайней мере, системы Модели 2, в которой потенциальная монопольная власть производителей электричества ограничивается контрактами. Даже в крупных системах, по некоторым утверждениям, преимущества стандартизации и централизованной атомной программы предусматривают значительную экономию за счет масштаба, чтобы перевесить преимущества конкуренции. Во многих развивающихся странах расходы на совершение сделок в условиях конкуренции представляют существенную проблему. Страны, в которых электрическая система еще не поставлена на прочную коммерческую основу, могут вполне резонно решить, что вначале необходимо привести в порядок тарифы, убедить людей оплачивать счета и создать систему бухучета прежде, чем создавать дополнительные сложности, связанные с наличными рынками и открытым доступом. Страны, в которых отсутствует сама юридическая структура коммерческой деятельности, могут резонно решить принять законодательство о компаниях, собственности и банкротстве прежде, чем переходить к какой-либо форме немонопольной организации. При монополии, предусмотренной в Модели 1, должна ли отрасль находиться в государственной собственности или в частной собственности с регулированием? Опыт США в отношении регулируемой монополии с 40-х по 70-е годы часто служит примером независимого регулирования частных монополий, которое было предназначено для снабжения всего населения дешевой и обильной электроэнергией. Однако, в тот же период государственным монополиям в Европе удалось достичь той 82 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ же цели: спрос возрастал, и ошибки остались незамеченными благодаря непрерывному усовершенствованию технологии. Когда совершенствование технологии остановилось и цены на топливо возросли, темпы роста спроса упали, и обе системы реагировали очень медленно; обе они продолжали строить избыточные электростанции; государство в обоих местах запретило сжигание газа намного позже, чем это было резонно, что привело к замедлению прогресса в технологии и вызвало поток дешевой электроэнергии после ликвидации запрета. Функция монополии заключалась в защите производителей от технологического прогресса и рисков, существующих на рынке. Вполне вероятно, что частные производители электричества, которые в полной мере подвергаются риску, связанному со спросом, выбрали бы иной путь; в действительности же первыми жертвами приближающейся конкуренции, как в Великобритании, так и в Калифорнии, оказались дополнительные мощности, планируемые государством с одной стороны и органами регулирования с другой стороны. Модель 2 не решает этих проблем, хотя в ходе непрерывного поступления предложений на новые электростанции могут открыться дешевые источники при условии, что закупочное агентство не ограничивает предложения определенными технологиями и видами топлива. Модель 2 может использоваться для привлечения альтернативных источников капитала в системы, находящиеся в государственной собственности, без принуждения новых участников рынка принимать на себя рыночный риск и, следовательно, она может более успешно использоваться для привлечения инвестиций в возникающие хозяйства. Однако, некоторые возникающие хозяйства испытывают такую потребность в электроэнергии, что закупочное агентство со своими процедурами предложения цены и стандартными тарифами (и во многих случаях с процедурами ограничения объемов поставляемого электричества) может превратиться в преграду. В Китае, где в начале 90-х годов некоторые провинции были переведены на короткую рабочую неделю по причине недостаточного электроснабжения, Модель 2 имела определенный успех, однако недостаток в электричестве по-прежнему ощущается. Некоторая ограниченная форма открытого доступа может позволить новым участникам рынка конкурировать с целью продажи напрямую изголодавшимся изготовителям или муниципалитетам по цене, которую выдержит рынок, а не ждать прохождения через громоздкие процедуры закупочного агентства. Сопутствуют ли какие-либо из альтернативных моделей в большей степени сохранению существующей системы вертикально интегрированных компаний? Конфликты - это не только теоретические проблемы: они могут привести к затяжным судебным разбирательствам или принятию губительных и неэффективных мер. При введении Модели 2 в США существовал изначальный конфликт, заключающийся в том, что унитарная коммунальная компания действовала в качестве закупочного агентства, одновременно владея конкурирующими электростанциями и системой электропередач. Наверное в результате этого, многие из контрактов с НПЭ не предусматривают диспетчеризацию, что приводит к весьма неэффективной отправке электричества. Было бы предпочтительно, если бы существовал независимый диспетчер конкурирующих производителей электричества. Также в США, где ограниченные варианты Модели 3 существуют в форме муниципалитетов, которые имеют право выбирать поставщика, коммунальная компания, владеющая линиями 83 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ передач, также является конкурирующим поставщиком и работает по другим правилам в отношении риска и обязательств. Это привело к судебному разбирательству касательно открытого доступа, которое затянулось более чем на десять лет. Для удовлетворительного функционирования Модели 2 требуется практическое отделение закупочного агентства и линий электропередач от унитарной коммунальной компании. Теоретически, должным образом разработанные СПЭ (соглашения о покупке электричества) и системы подачи предложений могут разрешить потенциальные конфликты, однако, на практике это происходит нечасто. Введение системы, соответствующей Модели 2, предусматривающей независимую систему электропередач, представляется шагом вперед по направлению к созданию полноценной конкуренции в будущем. Это - важный шаг, требующий значительной реорганизации. Проблемы конфликта интересов, операций в собственных интересах и власти на рынке в Моделях 3 и 4 могут потребовать более глубокого дробления существующих компаний. Это не очень приятная мысль для существующих вертикально интегрированных компаний; это сложный и дорогостоящий процесс, требующий больших затрат времени администрации. Можно прибегнуть к альтернативным методам избегания конфликтов, таким как создание различных бизнес-подразделений с самостоятельными системами бухучета. Не все конфликты и ситуации, связанные с операциями в собственных интересах, являются чрезвычайно опасными: что касается экономии средств за счет масштабов, то могут существовать компенсирующие преимущества, которые должны взвешиваться с учетом потенциальных проблем. Более того, конфликты, присутствующие в одной модели, могут исчезнуть в следующей модели; это означает, что крупные структурные изменения должны тщательно продумываться заранее. Наиболее ярким примером проблемы изменений в процессе перехода от одной модели к другой, является проблема отделения производства электричества. В Модели 2 закупочное агентство не должно быть конкурирующим производителем электричества, а линии электропередач не могут контролироваться одним из конкурирующих производителей; таким образом, в системе, соответствующей системе 2, оказывается давление в направлении отделения производства электричества с тем, чтобы избежать проблем, связанных с конфликтами интересов. В Модели 3 наблюдается давление в направлении отделения производства от компаниидистрибьютора вследствие потенциальных проблем, связанных с операциями в собственных интересах; компания-дистрибьютор, которая имеет монополию на потребителей, находящихся в монопольной зависимости, предпочтет покупать у филиала компании при условии, что она может взыскивать затраты с потребителей, находящихся в монопольной зависимости. Для контроля за этой тенденцией может потребоваться такое навязчивое регулирование, что отделение представляется лучшей альтернативой для обеспечения раздельных операций. Однако, в Модели 4 конфликт, связанный с операциями в собственных интересах, исчезает; если розничный торговец сталкивается с конкуренцией, с его стороны было бы недальновидно предпочесть свой собственный филиал, если можно найти более дешевое электричество. Фактически в Модели 4 присутствует естественная вертикальная интеграция производства и розничной продажи электричества, и возникает проблема горизонтальной власти на рынке, позволяющей повышать цены 84 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ благодаря тому, что одно юридическое лицо контролирует значительную часть местного рынка и по причине недостатка в линиях электропередач для обеспечения конкуренции извне. Действительно, эта проблема может потребовать отделения, если не существует других средств, но она не существовала в Модели 3 потому, что компания-дистрибьютор имела 100% монополию на потребителей и, следовательно, регулировалась. В Моделях 3 и 4 эксплуатация систем электропередач должна быть независима от торговцев; мы рассмотрели различные функции и возможные конфликты. Модель 3 в любом случае представляется нам неустойчивой, несмотря на то, что она может существовать на протяжении нескольких лет, по причине сложности определения того, кто имеет право выбирать своего поставщика на рынке, если некоторые юридические лица имеют это право выбора, и по причине нечестности, которую проявляют некоторые лица, относя себя к категории, сулящей наибольшие льготы. Опыт первых стран, использовавших Модель 4, показал, что эта модель является целесообразной и что возможно введение торговых соглашений, позволяющих потребителям выбирать своих поставщиков. Это вызвало огромную заинтересованность в реструктуризации электрического сектора и в ведении прямого доступа. Несмотря на то, что Модель 2 является желательной в некоторых случаях, в частности, если институциональные образования являются незрелыми или системы настолько малы, что конкуренция изначально ограничена ввиду существования слишком малого числа электростанций и связанных с этим проблем власти на рынке, мы считаем, что Модель 4, вероятно, является моделью выбора для развитых стран со сложными энергосистемами. Однако, в данном случае решение еще не принято: на момент написания данной книги британская система еще не завершила переход к полноценной конкуренции на розничном рынке, и такое значительное увеличение числа потребителей, имеющих право на конкурентное электроснабжение, а также сохранение адекватных мощностей, может столкнуться с трудностями. Возможно, через десять лет встанет вопрос о пересмотре и переиздании этой книги, и мы с удивлением вспомним о том, что мы считали Модель 4 последней моделью в цепи. Давление, по нашим оценкам, в основном будет оказываться в связи с огромными изменениями в технологии, которые мы упоминали во вступительной части - экономия за счет масштабов, в целом, возможно, трансформируется настолько, что мы будем рассматривать не способы осуществления экономичной диспетчеризации и рыночной торговли через централизованную сеть, а появление дешевых рассредоточенных электростанций, работающих на газе. Достижения технического прогресса в области материалов за последние годы позволили значительно повысить эффективность турбин (благодаря более прочным маркам стали и керамическим покрытиям в сочетании с компьютерным проектированием), поэтому наблюдатели расценивают переход к доступу к розничной продаже как последний вздох умирающих централизованных электростанций, а не начало новой эры. Если появится выбор технологии в области топливных элементов, использующихся на мелких ТЭЦ или газовых станциях, и поддержка станет ненужной или очень дешевой (поскольку телевизоры лишены практически всех дефектов), мы сможем наблюдать электрический сектор, значительно отличающийся от существующего сегодня. 85 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ Тем не менее, поскольку наша точка зрения ограничивается существующими возможностями, мы переходим к рассмотрению институциональной организации и технических аспектов, которые необходимо понять прежде, чем Модели 2, 3 и 4 могут быть воплощены на практике. 8.2. ВВЕДЕНИЕ В ТОРГОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ, ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ В ОБЛАСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРИЧЕСТВА И ДОСТУП К РОЗНИЧНОЙ ТОРГОВЛЕ В этом заключительном разделе Части 1 мы делаем попытку синтезировать последующие вопросы книги и как можно проще объяснить две парадигмы, которые являются довольно важными для понимания того, почему количество публикаций, посвященных торговле электричеством, неуклонно возрастает. Парадигма - это концептуальная модель происходящего; это - “удобный вымысел”. Старая парадигма касалась распределения затрат коммунальной компании. Обе новые парадигмы признают, что в настоящее время мы существуем в мире рынка: электричество - это товар; оно имеет рыночную цену. Оно стандартизировано в соответствии с напряжением и частотой, и одна единица электричества ничем не отличается от другой. Конечного потребителя абсолютно не интересует, на какой электростанции вырабатывается электричество. Парадигмы, которые использовались для создания представления о торговой системе, могут не иметь большого значения или же могут иметь непреднамеренные последствия. 8.2.1. Удобный вымысел: две парадигмы Одна парадигма - это “рыночная” модель, построенная на основе анализа большинства рынков, в том числе рынков товаров, на которых производители, оптовые и розничные продавцы приобретают в свою собственность физический продукт и транспортируют его с одного места на другое различными способами. Таким образом, применительно к электричеству эта парадигма предусматривает существование производителей, которые планируют продажу через сеть розничных продавцов, платящих за транспортировку (передачу электроэнергии) по мере ее осуществления, и розничных продавцов, которые продают конечным потребителям через сеть распределения электричества и платят за пользование линиями для распределения электричества по мере пользования. Те, кто использует данную парадигму, наблюдают, что, если торговая система создана с учетом осуществления двусторонних торговых сделок, то в условиях конкуренции благодаря арбитражу и условиям входа на рынок рыночная цена на все эти услуги установится на конкурентоспособном уровне, который мы принимаем за: предельные затраты на предоставление услуги при условии существования излишних мощностей или стоимость услуги при их отсутствии. Если конкуренция отсутствует, например в сфере передачи электричества, задача органа регулирования заключается в определении предельных затрат с тем, чтобы они могли быть взысканы с потребителя. 86 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ Другую парадигму можно назвать “оптимизированной” парадигмой. Она функционирует на основе конечного результата, обеспечиваемого этими предлагаемыми рынками: после осуществления всех покупок и продаж при условии наличия множества покупателей и продавцов цены на выработанное электричество будут равны местным предельным затратам, если существует избыток электричества, и стоимости электричества, если избытка не существует. Цены на транспортировку различаются на различных в географическом отношении рынках и, если в сфере транспортировки существует конкуренция, цены на транспорт аналогично будут равны предельным затратам, если существует избыток транспортных средств, и расценкам в зависимости от загруженности, если избытка не существует. Таким же образом, розничные цены будут равны оптовым ценам плюс предельные затраты на распределение электричества. Однако, нет необходимости притворяться, что электрическая система функционирует также, как другие товарные системы; она является полностью и мгновенно взаимосвязанной. Требуется всего лишь появление (независимого) диспетчера системы, который бы действовал в качестве аукциониста. Чтобы осуществлять диспетчеризацию системы, диспетчер должен принимать предложения и отпускать электричество по минимальной стоимости с учетом характеристик энергосистемы: должные цены на наличное электричество определяются на каждом узле системы. Оператор системы покупает и продает по узловым ценам. Цены за передачу электричества определяются в соответствии с разницей между ценами на различных узлах. Рынок производит расчеты без хлопотного арбитража и купли-продажи оптового электричества, розничного электричества, услуг по передаче и распределения электричества. В этой парадигме покупатели и продавцы свободны заключать финансовые сделки, компенсирующие риск наличного рынка, которые они заключают с помощью контрактов “свопы”, или контрактов на разницу. Рис. 8.1:"Удобный вымысел": две парадигмы "Optimisation" "Market" Market Mechanism Pooling Bilateral Transmission Pricing Locational Pricing Explicit Transmission Price Retail Arrangement Virtual Direct Access Direct Access 87 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ Существование трех явных дихотомий в литературе может быть объяснено двумя точками зрения на мир. Первая дихотомия - это явное деление на “двусторонние рынки” и “объединения”.1 Вторая дихотомия - это явное деление на “транспортные модели” и “узловые цены”. И третья - это явное деление на “прямой доступ” и “фактический прямой доступ”. Все эти три пары - двусторонние рынки / объединения, транспортные / узловые цены и прямой доступ / фактический прямой доступ - основываются на одних и тех же двух парадигмах. Первый элемент в каждой паре - это модель оптимизации, а второй рыночная модель. Это изображено на Рисунке 8.1. Все пары, должным образом определенные и используемые, являются эквивалентными, однако, парадигмы, используемые для представления происходящего, имеют различные оттенки и отличаются друг от друга. В следующем ниже обсуждении мы демонстрируем, что в каждом случае создание “рынка” может быть достигнуто непосредственно благодаря созданию “оптимизированного” рынка. В настоящей книге мы стремимся объяснить, каким образом можно создать и администрировать “рынок”: таким образом, в Части 2 мы объясняем, как создать рынок для осуществления двусторонней торговли и как установить эффективные расценки за передачу электричества. Несмотря на то, что “оптимизированная” модель является прекрасным и внутренне последовательным способом рассмотрения идеализированной системы, она пока не является практичной для большинства стран вследствие требований, которые она предъявляет к компьютерным системам. В ходе нашей практической работы к нам обращались с просьбой разработать торговые системы, присущие двусторонним контрактам; нас попросили определить соответствующие цены за передачу электричества в различных системах. Такой взгляд на вещи также яснее подчеркивает, что должно быть сделано, кем и на каждой стадии. Он также намного понятнее многим людям, поскольку он облегчает переход от системы (такой, как в США), в которой цены на передачу электричества регулируются отдельно. Тем не менее, именно мы помогли разработать оптимизированную модель, предусматривающую централизованную диспетчеризацию предлагаемых цен и заключение финансовых контрактов, для единого британского пула. Она имеет явное преимущество, проявляющееся в непосредственном использовании предельно экономичного решения и отделении финансовых рынков от физической поставки. Важно, чтобы использующаяся в отрасли система обеспечивала производство электричества наиболее дешевыми производителями, передачу необходимого количества электричества и необходимую структуру учетных систем, гарантирующую, что потребители платят за то, что они используют, а производитель получает плату за то, что он производит. 1 Этот термин используется в США. В Великобритании аналогичные споры касаются “торговли за пределами объединения”. 88 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ 8.2.2. Двусторонние рынки и объединения Противоречие между “двусторонними контрактами” и “объединениями” в некоторых случаях выражается в том, возникают ли наличные рынки “естественным путем” (невидимая рука) или для их создания требуется помощь в виде “объединения” (видимая рука) - иногда оно выражается в выборе между тем, должно ли все продаваться “старшему брату” или стороны могут делать то, что для них естественно, и продавать друг другу. Модель двусторонних контрактов предусматривает существование торговцев, заключающих сделки на физическую поставку электроэнергии, оператора системы электропередач, определяющего график осуществления этих сделок и доставляющего электричество в соответствии со сделками. Торговля осуществляется за пределами системы электропередач. При подходе, предусматривающем наличие пула, существуют продавцы, которые предлагают цену на отправку своего продукта, покупатели, которые предлагают цену на покупку и оператор системы, который осуществляет отправку единиц электроэнергии в соответствии с предложениями. Цена устанавливается на уровне самого высокого предложения за отправку каждый час или на уровне самого низкого предложения на покупку. Контракты представляют собой финансовые инструменты, “свопы”, или “контракты на разницу”, которые “заменяют” цену пула на фиксированную цену в соответствии с условиями, согласованными обеими сторонами. Оператор системы не знает и не беспокоится о содержании контрактных соглашений. Участники этой модели рассматривают проблему торговли под различными углами. Объединение связано в основном с эксплуатацией системы и заинтересовано прежде всего в физических аспектах осуществления диспетчеризации системы и замещении рыночных сигналов на операции, осуществляющиеся с помощью команд и контроля. Таким образом, решения в отношении рынка объединения диктуются эксплуатационными решениями. С другой стороны, сторонники двусторонней системы, многие из которых обладают опытом работы в газовой промышленности, начинают с рынков, которые, по их оценкам, будут развиваться естественным путем, и думают об эксплуатации позже. Однако, несмотря на значительные различия в описаниях, эксплуатационные параметры этих решений являются необыкновенно схожими. Для определения графика осуществления контрактов через электрическую сеть необходимо в некоторой степени учитывать различия между планируемым количеством и фактически отправленным количеством электричества - будут иметь место несоответствия, которые возникнут вследствие того, что потребители вносят изменения в потребление электричества по своему усмотрению, электростанции выходят из строя или возникают ограничений при передаче электричества. Оператор системы может попытаться устранить эти несоответствия и установить штрафную цену. Именно это происходит на газовом рынке в США, и участники действительно пытаются избежать штрафов, покупая дополнительный газ с тем, чтобы выполнить свои контракты. Но в электрической отрасли несоответствия требуют существования оператора системы, который бы регулировал несоответствия в реальном времени - электричество не может храниться в электрической системе, как хранится газ в газовой системе; оно 89 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ также не может подавать сигналы “линия занята”, как это происходит в телефонной сети. Электросистема должна компенсировать несоответствия в течение секунд, и для этого оператор системы должен получать предложения цены на основе приращения от всех участников и выбирать наиболее дешевый источник. Если цена за несоответствия устанавливается в качестве “рыночной” цены, которая мгновенно приводит в соответствие предложения на поставку и покупку, практически создается наличный рынок. Затем, при существовании цены на наличное электричество, участники имеют выбор, использовать ли наличный рынок или заключать контракты на физическую поставку электричества. Они могут решить использовать оба варианта или они могут покупать на наличном рынке и ограничить ценовой риск с помощью финансовых контрактов. Эта смешанная система требует существования системы расчетов за передачу электроэнергии, позволяющей производить расчеты по контрактам и в связи с покупкой наличного электричества, что осуществляет объединение в Норвегии. С другой стороны, можно рассматривать все продажи в качестве наличных продаж, планировать отправку только на основе предложений и требовать, чтобы все контракты были финансовыми ограждениями - именно это осуществляет пул в Великобритании. В ходе анализа, приведенного в настоящей книге, мы придерживаемся модели двусторонних рынков, поскольку она сводится к модели объединения, если разработка графика не разрешается. Имеет смысл рассмотреть проблемы, связанные с разработкой графика и расчетами, поскольку многие системы могут предпочесть планировать сделки, и необходимо понять возможные осложнения. Преимущество объединения, основанного только на предложениях цены (как в Великобритании), заключается в том, что через систему расчетов проходит меньшее количество сделок и, следовательно, возникает меньше разногласий. Преимущество системы двусторонних рынков заключается в том, что она более понятна торговцам, по крайней мере на начальной стадии. Кроме того, при этой системе арбитражерам легче получать прибыль, размер которой был бы привлекателен для арбитражеров. Недостаток заключается в увеличении количества сделок, за расчет по которым отвечает оператор системы, что повышает вероятность разногласий и судебных разбирательств. 8.2.3. Транспортное и узловое ценообразование Вторая дихотомическая пара в парадигме это транспортное / узловое ценообразование. В этой паре орган регулирования занимает место “рынка” в транспортной модели. “Оптимизатором” в узловом ценообразовании по-прежнему является оператор системы. Два взгляда на мир начинаются со сходных описаний передачи электричества. В любой географически рассредоточенной товарной рыночной системе цена товара в одном месте отличается от цены в другом месте на величину цены транспортировки из одного места в другое. Цена на электричество может предлагаться в централизованном месте осуществления сделок между двумя другими местами, если известна цена транспортировки. Свободный вход на транспортный рынок способствует смещению стоимости транспортировки к ее предельным затратам, таким образом, в дальнейшем мы можем предполагать, что цена на товар отличается на 90 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ величину предельных затрат на транспортировку. Продавец в пункте А продает товар по местной цене; покупатель в пункте Б платит по местной цене. Разницу составляет стоимость транспортировки, и практически не имеет никакого значения, прибывает ли то же грузоотправление непосредственно в пункт Б или продал ли его отправитель в пункте В и договорился с каким-либо другим отправителем о доставке аналогичного товара в пункт Б. Если существует недостаток в транспортных средствах, цена на транспортировку возрастает, причем цена на товар понижается до уровня предельных затрат в области ограниченного экспорта и повышается до предельных затрат в области ограниченного импорта. Тогда стоимость транспортировки включает “теневую цену” ограничений, т.е. разницу в цене между зонами. Если транспортная компания получает высокую прибыль за счет ограничений, то появляются новые участники, извлекающие выгоду из “расценок в зависимости от загруженности”. В случае существования транспортного монополиста, регулируемого эффективным образом, мы считаем, что эффективная цена транспортировки должна представлять собой предельные затраты на транспортировку и что при возникновении ограничений цена на транспортировку будет повышаться до тех пор, пока не будет экономичнее создать новые мощности, чем принимать расценки в зависимости от загруженности. В своем анализе ценообразования на передачу электричества, приведенного в Части 2 настоящей книги, мы начали со следующей точки зрения: передача электричества это просто напросто одна из форм транспорта. Система электропередач может быть сложной и трудной для эксплуатации, потоки энергии могут направляться по ней во все направления, однако, она обладает теми же экономическими характеристиками, что и другие транспортные системы. Цена на электричество в двух различных местах будет различаться на величину цены транспортировки. Если эта цена установлена неправильно, вследствие плохого регулирования, то объем транспортировок не будет находиться на оптимальном уровне. Если она установлена на уровне предельных затрат, включая теневую цену ограничений, и если система расширяется, когда стоимость ограничений превышает стоимость, отражающую их, то транспортная система будет оптимальной. Эта функция находится в компетенции органа регулирования монопольной системы передачи электричества. Итак, наш анализ сосредотачивается на установлении соответствующих цен на передачу электричества, чем занимается Федеральная Комиссия по регулированию Энергетики (FERC) в США и Европейский Союз в Европе. Поскольку в прошлом считалось, что проблема заключалась в том, как распределить совокупные затраты на передачу “справедливо”, мы утверждаем, что необходимые цены на передачу - это предельные затраты на передачу электричества. Мы определяем их как предельные убытки, ограничения и, наконец, чистые затраты на строительство с учетом уменьшения потерь и ограничений. Мы иллюстрируем наши предложения на примере двух-узловой системы. Потери и ограничения равны фактическим (предельным) потерям между двумя пунктами плюс стоимость ограничений; она равна разнице в предельных затратах. Эти предельные затраты используются для установления цены, которая может служить тарифом, контрактом или ценой наличного рынка. Данный анализ хорошо функционирует применительно к двум узлам и линиям электропередач для межсистемной связи, но он усложняется, когда речь идет о 91 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ прямом определении потерь и ограничений между любыми двумя узлами в самих сетях. Один из способов определения этого заранее заключается в увеличении нагрузки в любом пункте и подсчете увеличения потерь и затрат на преодоление загруженности в системе в результате этого. Этот относительно несложный метод подсчета ожидаемых предельных затрат и расценок очень похож на стандартные методы подсчета предельных затрат при определении тарифов. Однако, для этого существует еще один гораздо более сложный способ, который с аналитической точки зрения дает те же результаты2, но требует внедрения гораздо более сложного программного обеспечения. Этот “оптимизированный” взгляд попрежнему предполагает существование оператора системы. Задача оператора системы на многоузловой электрической сети заключается в сокращении до минимума совокупных расходов в зависимости от ограничений системы. При предельном сокращении одновременно потерь, ограничений и затрат на производство электричества оператор косвенным образом устанавливает цены за передачу электричества на основе разницы в цене между узлами. (В безубыточной системе цена на каждом узле будет одинаковой, независимо от затрат производителя на каждом конкретном узле, поскольку цены возрастают до уровня предельных затрат системы - затрат на предоставление дополнительной единицы на любом узле.) С этой точки зрения, торговцы могут покупать и продавать на своих местных узлах, причем стоимость передачи электричества будет составлять разницу между ценами на различных узлах. Таким образом, цена может предлагаться в каждом узле или в едином пункте, причем транспортировка до этого пункта будет равна разнице между ценами в каждом из узлов и центральном узле так же, как и на других рынках товаров. Это устраняет необходимость прямого подсчета потерь и ограничений и изменяет парадигму с “установления цен за передачу электричества” на “считывание транспортных затрат с минимальной стоимости отправки”, или представляет собой “узловую цену”. Преимущество транспортной цены по сравнению с узловыми ценами заключается в том, что цены (тарифы или контракты) могут устанавливаться заранее, а не в реальном времени, что устраняет необходимость создания крупномасштабных моделей потоков нагрузки в реальном времени. Эта проблема, которая является актуальной во время написания данной книги, может быть разрешена с помощью больших компьютеров. Узловые наличные цены, если их возможно рассчитать, могут быть подкреплены финансовыми контрактами, обеспечивающими такую же ценовую защиту, как тарифы. 2 В 90-х годах парадигмы узловых цен и фактического прямого доступа ассоциировались с именем профессора Билла Хогана, который написал множество работ на данную тему, и его коллеги, Ларри Раффа. Мы бесконечно обязаны их проницательности и не имеем существенных разногласий с их работами, а просто хотели бы высказать небольшие замечания. В их работах подчеркивается, что фактические потоки, поступающие в электрическую сеть, определяются законами физики - “потоками электричества, где они имеют место” - и на линиях могут возникать ограничения, когда возможности линий значительно уступают норме в результате проблем на других участках сети. Это, конечно, правда, но это не означает, что электричество не поддается анализу с точки зрения формы транспортировки. Цена за транспортировку - это именно то, благодаря чему различаются цены на двух рынках: это присуще не только электричеству. Автотранспорт также может быть рискованным и иметь свои узкие места! 92 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ Вторая проблема, связанная с узловыми ценами, - это проблема стимулирования. Система передачи устанавливает наличную цену и получает наличную прибыль, что противоречит понятию о том, что регулируемому монополисту не должно быть позволено одновременно устанавливать цены и взыскивать их, потому что это рождает стимулы к созданию ограничений или стимулы не устранять ограничения в случае их возникновения. Проблемы стимулирования, связанные с узловыми ценами, могут разрешаться с помощью заключения компанией, осуществляющей передачу электричества, финансовых контрактов, защищающих наличную цену. 8.2.4. Прямой доступ и фактический прямой доступ “Прямой доступ”, “прокат по розничной сети” или “конкуренция на розничном рынке” используют парадигму, предусматривающую покупку электричества розничным торговцем, переупаковку его по тарифам и контрактам и последующую продажу электричества. В Великобритании розничные торговцы фактически покупают электричество в пуле по лицензии на розничную торговлю и затем продают его потребителям. Это - “рыночный” метод розничной продажи. Он требует установки значительного количества программного обеспечения для осуществления расчетов по счетам. Альтернатива, как читатель, возможно, может догадаться из предыдущих обсуждений, заключается в назначении компании-дистрибьютора, доставляющей электричество клиенту и взыскивающей плату по наличной цене, причем доставка оплачивается отдельно, и в разрешении или поощрении потребителей предпринимать свои собственные меры в отношении гарантий и защиты наличной цены, которые являются эквивалентом тарифа или контракта. Этот подход получил название “фактический прямой доступ” и аналогичен контрактам на разницу, описанным в Части 2, посвященной контрактам на оптовую продажу в пределах объединения. Поскольку контракты на разницу в пределах объединения, которые не имеют точно такого же смысла, как двусторонние контракты, фактический прямой доступ не имеет точно такого же смысла, как “выбор собственного поставщика” из числа конкурирующих поставщиков. Получение счета и отправка его вашему гаранту с целью превращения его в фиксированную цену, возможно, не представляется “выбором поставщика клиентом”. На оптовом уровне эти проблемы были разрешены, поскольку торговцы осознали, что финансовые контракты имеют то же значение, что и физическая торговля, которую они предусматривали ранее. В отношении конечных потребителей, возможно, потребуется сохранить более знакомую парадигму и, таким образом, может потребоваться интеграция расчета по финансовым контрактам в счета, выставляемые конечным потребителям так, как будто счет пришел от конкурирующего поставщика. 8.2.5. Краткий итог Эти два взгляда на мир конкурентной деятельности ведут к появлению различных описаний происходящего и могут привести к возникновению различных коммерческих образований. В “оптимизированных” версиях наличная цена, а также и все доходы от торговли, устанавливаются на центральном аукционе на основе этой наличной цены. 93 n/e/r/a ВЫБОР МОДЕЛИ В рыночной модели цены снижаются до уровня рыночной цены в ходе деятельности (или регулирования в случае передачи электричества). Если рыночные образования устроены таким образом, что они предельно сокращают разногласия в ходе многочисленных сделок, заключение которых необходимо, то они придут к тому же результату, что и оптимизированные образования. 94 n/e/r/a ПРОБЛЕМЫ АГЕНТСТВА: ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧУ Часть 2. КОНТРАКТЫ, РЫНКИ И ЦЕНЫ НА 95 n/e/r/a 9. РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. В первой части книги рассматриваются способы разделения электроэнергетического сектора на составляющие его части. Безусловно, эти составляющие части должны продолжать взаимодействовать в сфере производства, передачи и распределения электроэнергии, поскольку сама отрасль остается физически взаимосвязанной. Таким образом ее коммерческое единство будет обеспечиваться контрактами, подписываемыми между электроэнергетическими компаниями. Вторая часть книги посвящена более подробному рассмотрению этих контрактов как основы для обеспечения эффективного и интегрированного функционирования всей системы. В данной главе содержится описание целей и форм контрактов в общем, а также их роли в электроэнергетической отрасли в частности. Глава 10 посвящена одной из наиболее распространенных форм контрактов, Соглашению на покупку электроэнергии (СПЭ), заключаемому между отдельными производителями электричества. В Главе 11 отдельно рассматриваются оптовые и розничные контракты. Глава 12 содержит специальные требования к проведению расчетов по контрактам, обслуживающим торговые операции между различными субъектами сети. И, наконец, в Главах 13 и 14 обсуждается вопрос затрат и контрактов, необходимых для использования сети по передаче электроэнергии. В совокупности эти контракты создают “матрицу”, связывающую разъединенную отрасль в единое целое. Однако контракты используются не только для того, чтобы отдельные компании могли вести операции друг и другом. Использование контрактов также может быть направлено на решение конкретных проблем, таких, например, как управление рисками в децентрализованной системе или создание стимулов для эффективной работы. Последние две проблемы электроэнергетической отрасли можно обозначить как “агентские”, т.е. они возникают тогда, когда одна сторона (“принципал”) хочет оказывать влияние или осуществлять контроль за действиями другой стороны (“агента”). Эти вопросы требуют серьезного рассмотрения при составлении контрактов. Вообще, недостаточно составить контракт, состоящий из простых требований (“Вы должны производить электричество”). Агент будет выполнять контракт только в том случае, если для этого имеется стимул. Поэтому любые действия должны увязываться с соответствующим вознаграждением (или взысканием). В электроэнергетическом секторе возникает ряд конкретных проблем при составлении контрактов, которые бы создавали стимулы для эффективной работы. Во-первых, физические характеристики электроэнергетической сети не позволяют связать какого-либо конкретного продавца электроэнергии с каким-либо конкретным покупателем. Электричество не поступает по прямому маршруту от продавца к покупателю: производящие компании, условно говоря, подают все электричество в общий котел, откуда его затем забирают покупатели. Без наличия специального набора контрактов у продавца (“принципала”) не было бы средств обеспечить стимулы для того, чтобы покупатель (“агент”) платил за электричество, поскольку любой покупатель мог бы просто брать электричество из системы по мере своих 96 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. потребностей. Именно поэтому здесь рассматриваются не только контракты на физическую поставку электричества в пункте подключения производителя электроэнергии к сети (Глава 10), но и контракты на электричество, поставляемое покупателю на ее противоположной стороне (Глава 11). Во-вторых, для поддержания частоты, напряжения и стабильности сети в каждый момент времени спрос и предложение должны быть сбалансированы. Теоретически, с экономической точки зрения, этого можно достичь посредством системы двусторонней наличной торговли между покупателями и продавцами в сочетании с контрактами на мощности сети передачи электроэнергии, полностью покрывающими возможные претензии. Однако на практике любой экономический механизм с большим трудом может функционировать с той скоростью, которая необходима для поддержания равновесия в каждый отдельный момент времени. Поэтому некоторые контракты в электроэнергетической отрасли направлены на достижение предварительной договоренности относительно того, кто будет впоследствии платить за поддержание или восстановление баланса в случаях, когда наличный рынок сам не в состоянии функционировать достаточно быстро. Контракты, направленные на осуществление расчетов на рынке электроэнергии, подробно рассматриваются в Главе 12. И наконец, одной из основных черт электроэнергетической сети является то, что использование сети одним субъектом оказывает влияние на способность другого субъекта пользоваться этой сетью. Например, работа генератора в одной местности может ограничить работу другого генератора в близлежащей области. А это означает, что эффективное функционирование электроэнергетических сетей подчиняется решению классической проблемы “общинных земель”).16 Необходимо установить имущественные права с тем, чтобы, например, эффективно распределять дефицитные передаточные мощности или обеспечить такие условия, при которых предоставляющие мощности стороны могли бы возместить свои затраты. Вопросы стоимости передачи электроэнергии рассматриваются в Главе 13, а их связь с правами собственности на сети электропередач - в Главе 14. Главы данной книги не представляют собой исчерпывающее пособие по тому, как составлять безупречные юридические контракты, но в них содержится представление о том, какие контракты требуются для функционирования электроэнергетической отрасли в условиях ее разъединения, а также о том, какими эти контракты должны быть в целом. Мы надеемся, что они окажут содействие реальным субъектам отрасли в разработке их собственных контрактов. 16 В средневековой Англии большинству деревенских жителей разрешалось пасти свой скот на общинных землях. Поэтому каждый крестьянин стремился максимально возможно использовать эти земли, не задумываясь о том, какие последствия это будет иметь для остальных. Это привело к постепенному ухудшению качества земель, остановить которое удалось только после проведения масштабной земельной реформы, Движения за огораживание. 97 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. 9.1. ЦЕЛЬ СОСТАВЛЕНИЯ КОНТРАКТОВ Перед тем как приступить к рассмотрению использования контрактов в области продажи и покупки электричества, необходимо понять, для чего нужен контракт вообще. Так, например, контракт на продажу является документом (или даже набором вербальных заявлений), в котором один торговец соглашается поставить некий продукт или услугу другому торговцу на определенных условиях и за определенную сумму денег (или в обмен на другой продукт или услугу). Если один торговец при этом обязан осуществить передачу денег, то мы можем сказать, что состоялся акт покупки или продажи; торговец, осуществляющий передачу денег, является “покупателем”, а Контракт дает возможность и продавцу, и второй торговец - “продавцом”17. покупателю предварительно договориться об условиях сделки. Теоретически, покупатель и продавец могли бы договариваться об условиях каждой сделки в момент осуществления поставки. Можно задаться вопросом, почему сознательные взрослые люди безропотно соглашаются заниматься трудоемким процессом составления подробных и долгосрочных контрактов, зачастую оплачивая для этого услуги дорогостоящих юристов. Поскольку никто насильно не заставляет их подписывать контракты, можно предположить, что покупатель и продавец получают от этого какую-то выгоду. Преимущества подписания контрактов могут принимать различные формы. Получение этих взаимовыгодных преимуществ и является обоснованием использования контрактов (и выплаты гонораров юристам). Главными преимуществами, объясняющими стремление к заключению контрактов в электроэнергетической отрасли, являются: • достижение экономии средств за счет операционных издержек; • перенос рисков; • обеспечение более эффективных стимулов. Каждое из этих преимуществ так важно при разработке контрактов в области электроэнергетики, что они заслуживают более подробного рассмотрения. Поскольку мы так привыкли к использованию контрактов в рамках крупных проектов и долгосрочных соглашений во многих отраслях промышленности, иногда становится трудно определить все преимущества их заключения - мы просто не можем представить себе, как иначе могли бы вестись дела. Следовательно, надо сравнить использование контрактов с какой-нибудь альтернативой. Контракт - это долгосрочная договоренность между двумя “юридическими субъектами” (частными лицами, фирмами или общественными учреждениями) об условиях продажи чего-либо одним лицом другому. Основными альтернативными вариантами являются: краткосрочный договор (наличные сделки) или вертикальная интеграция (организация продажи в рамках одной фирмы или учреждения). 17 ∉ ⟨◊ ∫∑ ⌡ ∫ ◊∫◊⌡ , ◊ ⌠∫ ⌠⟩⌠ ⟨∑◊∫⟩ ◊ ⌠∑ ⌠∫ ⌠⟩⌠, ◊ ∑ ⌠ ⌠◊∫∑∑ ◊ ∑∫. 98 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. 9.1.1. Достижение экономии за счет операционных издержек. На наличном рынке участники торговых операций (торговцы) должны договариваться о цене и условиях каждой следки непосредственно перед осуществлением поставки. Потребители должны покупать большее или меньшее количество продукции в зависимости от повышения или снижения объемов потребления. Представьте себе, что каждый раз, когда вы включаете телевизор (при этом предполагается, что вы уже договорились о цене программы, которую вы хотите смотреть), вы должны позвонить в электрическую компанию (после того как вы оговорили с телефонной компанией стоимость звонка) и договориться о получении дополнительного количества электроэнергии. Чтобы заключать необходимые сделки подобным образом электрической, телефонной и телевизионной компании приходилось бы тратить огромные средства. Ни один потребитель не стал бы брать на себя труд проходить весь этот длительный процесс. И мир должен был бы жить без электричества, телефонов и телевизоров. Для того чтобы разрешить эту проблему, мы договариваемся с соответствующей компанией в течение следующего года оплачивать по определенной цене каждый кВтч электричества, каждый телефонный звонок и год (или час) телевизионного просмотра. И этот процесс гораздо проще, нежели организация сделок на наличном рынке. Люди, разумеется, хотят потреблять электричество, звонить по телефону и смотреть телевизор. Поэтому долгосрочные договора с каждой из этих компаний позволяют пользоваться данными продуктами и услугами (и делают их поставку более дешевой) за счет сокращения “операционных издержек”, т.е. стоимости ведения переговоров, осуществления и обеспечения осуществления платежей по каждой сделке. Контракты являются особенно эффективным способом сокращения операционных издержек, когда речь идет о покупке большого количества очень схожей продукции у одного продавца небольшими партиями и на протяжении длительного периода времени. Контракт позволяет покупателю и продавцу стандартизировать условия сделки на основании ожидаемых будущих условий. Такой подход является взаимовыгодным, когда стоимость стандартизации условий (и возможного допущения ошибки) меньше стоимости согласования разных (но правильных) условий по каждой отдельной сделке. Альтернативным способом сокращения операционных издержек является ведение двух видов деятельности в рамках одной компании так, чтобы не возникало необходимости проводить наличные торговые сделки между этими двумя направлениями деятельности. Этот аргумент многие годы использовался для обоснования вертикальной интеграции в различных отраслях. Однако частное лицо вряд ли может стать звеном в вертикально-интегрированной цепочке с компанией, поэтому предоставление трудовых услуг и покупки, осуществляемые частными потребителями, всегда требуют некой формы контракта. Более того, вертикальная интеграция порождает собственные проблемы, о чем говорилось в первой части. Выбор между вертикальной интеграцией или заключением контрактов зависит от стоимости решения этих проблем по сравнению со стоимостью осуществления сделок по контрактам. Одним из недавних примеров является 99 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. снижение цен на компьютеры, которое привело к сокращению операционных затрат, связанных с заключением контрактов, тем самым ослабив аргументы в пользу вертикальной интеграции в этой сфере. 9.1.2. Перенос рисков Контракты не только помогают сократить предсказуемые затраты, такие как операционные издержки, но и используются для решения проблемы неопределенности, т.е. проблемы, связанной с тем, что будущее непредсказуемо. Неопределенность приобретает значение, когда она принимает форму риска, т.е. переменной величины чистого дохода. Контракты позволяют переносить финансовый риск на другое лицо в тех случаях, когда это выгодно. Потенциальное преимущество такого переноса может быть реализовано либо: • когда другое лицо более охотно несет этот риск или обладает для этого большими способностями; • когда другое лицо осуществляет больший контроль над источником риска. Наиболее распространенные контракты касаются “двусторонней” неопределенности, т.е. тех случаев, когда ни покупатель, ни продавец не уверены в чем-либо и поэтому оба подвержены риску. Контракты позволяют перенести риск на наиболее подходящее для этого лицо, либо путем “разделения” риска, либо путем его “распределения”. 9.1.3. Разделение риска. В качестве примера давайте рассмотрим следующую ситуацию: предположим, что фермер хочет продать тонну пшеницы через шесть месяцев. Никто не может сказать с уверенностью, какая в тот момент будет цена на пшеницу на наличном рынке. Если фермера беспокоит возможность того, что цена упадет, он может подписать контракт на продажу пшеницы по фиксированной цене, например, хозяину мельницы. Таким образом он переносит риск, связанный с падением цены, на хозяина мельницы, и такой механизм называется “разделение риска”. Теперь хозяин мельницы взял на себя обязательство купить пшеницу по фиксированной цене и таким образом подвергается риску того, что рыночная цена пшеницы (и, соответственно, муки) в будущем упадет. Если этот риск связан с общими экономическими тенденциями, то хозяин мельницы должен нести его как неотъемлемую часть своего бизнеса. Он постарается добиться того, чтобы фиксированная цена, которую он предложил фермеру, была достаточно низкой, чтобы обеспечить ему маржу, или “премию”, которую можно будет отложить в “хорошие” времена (когда цена на муку высокая) в качестве резерва на “плохие” времена (когда цена на муку идет вниз). В целом, эти “недиверсифицируемые” риски переносятся на те лица, которые требуют минимальной “премии” в обмен на готовность нести риск. (Иногда это будет хозяин мельницы, иногда фермер.) Этот тип риска можно также разделить посредством вертикальной интеграции в цепочке поставок (т.е. если фермер является и владельцем мельницы). 100 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. 9.1.4. Распределение риска. Некоторые риски на рынке пшеницы являются “недиверсифицируемыми”, т.е. колебания цены на пшеницу не связаны с другими ценами. Если речь идет о такой ситуации, владелец мельницы может обратиться к товарному брокеру, который займется поисками спекулянта для подписания контракта по фиксированной цене в обмен на премию. Спекулянт подписывает большое количество подобных контрактов по различным видам товаров. Какие-то из них окажутся прибыльными, а какие-то убыточными. В целом (с учетом нескольких периодов) спекулянт рассчитывает на то, что прибыли и убытки уравновесят друг друга (или сравняются на некоем прогнозируемом уровне). В итоге спекулянт получает премии (или прогнозируемую долю от премий) в качестве чистой выручки. Подписывая контракт на покупку пшеницы по фиксированной цене, хозяин мельницы тем самым устраняет для себя риск неопределенной наличной цены. Спекулянт же сознательно принимает на себя этот риск, поскольку последний “перекроет” другие риски. Эта схема называется “распределение риска” и лежит в основе большинства механизмов страховки. Распределения риска также можно достичь посредством “горизонтальной интеграции”, т.е. сочетания различных видов деятельности в рамках одной компании. Однако недавний опыт в области так называемой “корпоративной диверсификации” свидетельствует о том, что возникающие при этом управленческие проблемы перевешивают возможные преимущества. Инвесторы смогут диверсифицировать свои риски гораздо более дешевым способом - владея акциями различных, специализированных компаний. Как будет показано в дальнейших главах, огромное количество контрактов подписывается производителями, трейдерами и потребителями в электроэнергетической отрасли именно с целью разделения риска. Однако на конкурентных рынках электричества имеются признаки того, что появляются компании, спекулирующие на электроэнергии. Эти спекулянты используют контракты на электричество в целях расширения количества видов продукции, по которым они могут распределять свои риски. 9.1.5. Перенос риска и совершенствование стимулов Иногда неопределенность носит “односторонний” характер, т.е. одна сторона, принимающая участие в сделке, лучше понимает ее риски, чем другая.18 Например, предположим, что “принципал” (например, инвестор) хочет, чтобы “агент” (например, менеджер) выполнил некое задание, причем в таких условиях, когда затраты или прибыль могут варьироваться либо в силу внешних факторов (например, изменения рыночной цены), либо в результате действий агента (например, недостаточно жесткого контроля над расходами). Зачастую в таких ситуациях неопределенность в отношении причин изменения величины прибыли носит односторонний характер, т.к. агент лучше осведомлен о своем собственном поведении, чем принципал. 18 Такая односторонняя неопределенность обозначается термином "информационная асимметрия". 101 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. В таких случаях принципал может использовать контракт для создания лучших стимулов, мотивирующих агента действовать более эффективно. Повышенная эффективность деятельности агента приведет в итоге к сокращению затрат или повышению прибыли для принципала. Основная задача при составлении подобных контрактов заключается в том, чтобы структура платежей по контракту распределяла внешние и двусторонние риски наиболее выгодным образом, а также создавала стимулы для повышения эффективности деятельности агента. Достичь этого можно, попытавшись отделить последствия внешних факторов от последствий деятельности агента: • агент оплачивает дополнительную стоимость любых неэффективных действий, таким образом чтобы у него/нее имелись стимулы действовать эффективно; • дополнительные расходы, возникающие в результате внешних факторов, делятся между агентом и принципалом. Если контракт выполняет первую из двух поставленных задач, его называют “мотивировочно совместимым”. Трудности возникают при попытке совместить эту цель со второй задачей. Например, возьмем контракт сроком на 3 года на поставку мазута некоему производителю энергии. Самой простой формой контракта будет контракт с указанием фиксированной цены на мазут. Однако производитель энергии знает, что цена на мазут на мировом рынке существенно колеблется, даже в рамках одного года, и понимает, что ни один поставщик не захочет нести риск таких колебаний в цене, вызванных внешними факторами. Производитель мог бы найти агента, который за фиксированное вознаграждение возьмет на себя задачу найти и поставить мазут на электростанцию, после чего производитель оплачивает агенту реальную стоимость покупки мазута. Проблема, возникающая в связи с этим типом контрактов, заключается в том, что у агента нет стимула для того, чтобы заниматься поиском самого дешевого источника поставок мазута. Любое повышение фактической закупочной стоимости может быть представлено как неизбежный результат повышения цен на мировом рынке, и у производителя энергии не будет никаких веских оснований, чтобы оспорить подобное утверждение. Он будет не в состоянии определить, явилось ли повышение стоимости результатом внешних факторов или следствием недостаточно эффективных действий со стороны агента. В такой ситуации агент может отказаться от попыток искать наиболее дешевые источники топлива или же вообще может использовать нечестные способы ведения дел, которые приносят дополнительную прибыль (например, брать взятки от поставщиков, которые предлагают более дорогую продукцию, но которым все равно 102 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. отдается предпочтение). В итоге производитель энергии неизбежно должен будет нести возросшие расходы.19 Для решения этой проблемы в большинстве контрактов на закупку топлива содержатся положения об индексации цен, по которым цена, которую платит производитель, определяется независимым показателем, формируемым на основе фактических цен на мировом рынке, т.е. “объявляемых цен” на мазут (или его ближайший эквивалент). При падении или повышении этой объявленной цены агент может соответственно устанавливать меньшую или большую цену за предоставляемое им топливо. Таким образом агент защищен от внешнего риска колебаний рыночной цены, за которым в равной степени следят и агент, и производитель. Однако если агенту удается собственными усилиями добиться снижения цены, которую он платит за топливо, он получает дополнительную прибыль. Точно также, если отсутствие эффективных действий со стороны агента приводит к тому, что он вынужден приобретать топливо по более высокой цене, агент несет убытки. Производитель энергии не может определить, сколько усилий предпринимает агент, но это и неважно: цена, которую платит за топливо производитель не зависит от эффективности действий агента. В течение срока действия контракта только агент выигрывает от собственных дополнительных усилий по поиску более дешевых поставщиков топлива, поэтому агент сам может решить, в какой степени ему стоит предпринимать эти усилия. Поскольку именно агент в полном объеме получает выгоду от любого сокращения стоимости топлива и он же в полном объеме несет убытки при любом повышении этой стоимости, у него имеется необходимый стимул для того, чтобы решить, какое количество усилий с его стороны будет оптимальным, т.е. когда дополнительные затраты, связанные с нахождением более дешевых поставщиков (рабочее время, телефонные переговоры, опубликование объявлений о тендерах и т.п.), начнут превышать величину сокращения закупочной стоимости, которой он рассчитывал добиться с помощью этих усилий. Несмотря на то, что выгоды, получаемые в течение срока действия контракта, причитаются агенту, принципал также может получить определенные преимущества в ходе ведения переговоров по контракту до его подписания. Принципал должен спрогнозировать фактический уровень усилий со стороны агента в целях снижения затрат и установить цены на достаточно низком уровне, чтобы покрыть этот прогнозируемый уровень. Прогнозирование уровня затрат после получения экономии за счет эффективной работы не всегда просто, но принципал может получить сокращение затрат, ожидаемое потенциальными агентами, путем предоставления контрактов тому агенту, который предложит самую лучшую заявку на тендере. 19 Соблазн прибегать к таким нечистоплотным операциям может быть ограничен, если по истечении срока контракта у производителя энергии есть возможность выбрать другого агента. Поэтому существующий агент будет пытаться сохранить за собой этот контракт, демонстрируя свою способность удерживать цены на топливо на низком уровне. Успех подобной тактики (и стимул для более эффективной работы) зависит от того, может ли агент продемонстрировать, что он/она действует эффективно. 103 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. 9.1.6. Контракты, риски и стимулы Из вышеизложенного следует, что одной из ключевых целей заключения контрактов является перемещение и распределение рисков между различными участниками сделки. Отрасль, основанная исключительно на наличных рынках, начинает функционировать с некоего распределения рисков между основными игроками. Контракты предоставляют возможность передавать риск другим сторонам. Некоторых из этих результатов можно достичь с помощью вертикальной или горизонтальной интеграции. Однако интеграция не всегда возможна и зачастую вызывает другие проблемы, которые во многом перевешивают ее возможные преимущества. В случае “двусторонней неопределенности” участники сделки перераспределяют риски, заложенные в любом проекте, таким образом, чтобы они ложились на те стороны, которые больше всех готовы нести их. Неизбежные или “недиверсифицируемые” риски чаще всего “делятся поровну” с тем участником сделки, который готов нести этот риск за наименьшую премию. “Диверсифицируемые” же риски могут передаваться и за пределы отрасли путем подписания контрактов со спекулянтами или брокерами, имеющими сбалансированные портфели рисков, наподобие страховым компаниям. “Распределение рисков” в рамках целого портфеля иногда представляет собой более дешевый способ решения проблемы ограничения рисков. В случае “односторонней неопределенности” “принципал” использует контракт для распределения рисков, заложенных в проекте, “агенту”, таким образом чтобы у агента имелся стимул для эффективного управления рисками и достижения лучшего для принципала результата. Как правило, контракт поощряет агента применять метод минимизации затрат при осуществлении проекта и следовательно снимает часть риска, связанного с повышением расходов. Окончательное распределение риска в любой отрасли зависит от определяющих себестоимость условий и от характера неопределенности. В целом, риски передаются тем (а) кто проявляет большую заинтересованность или способность нести их или (б) тем, кто находится в наилучшем положении, чтобы контролировать их. Во многих случаях эти правила вступают в противоречие друг с другом, и тогда необходимо искать компромисс. Поиск оптимального компромисса и составляет суть процесса ведения переговоров по контракту. Однако эти общие правила зачастую помогают предположить или объяснить, как контракты используются в той или иной отрасли. 9.2. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ КОНТРАКТОВ Продажу и покупку электричества можно осуществлять различными способами с использованием стандартных форм контрактов. Поскольку принятая специальная терминология может вызвать вопросы, в следующих разделах предлагается описание основных форм контрактов, того как они используются в каждом коммерческом секторе, и объяснение принципов их функционирования. Начнем с так называемого наличного контракта, возможно, самой простой формы сделок, и определим основные термины, используемые при любой операции продажи. 104 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. Затем рассмотрим более сложные формы контрактов, внося изменения в следующие условия: • сроки поставки; • условия поставки; • методы расчетов. 9.2.1. Наличные контракты Наличные сделки - это операции по продаже некоего актива для его немедленной поставки. Эта форма сделок зачастую вообще не сопровождается никаким официальным контрактом. Деньги переходят из рук покупателя в руки продавца, а товар перемещается в противоположном направлении. Однако условия сделки носят четкий характер и могут быть конкретно сформулированы вне зависимости от того, заключается письменный контракт или нет. Наличные сделки, как и любые другие сделки, касаются конкретного количества определенного товара. Ключевой характеристикой наличной сделки является то, что поставка является немедленной и безусловной.20 Помимо этого однако для того чтобы осуществить данную сделку, необходимо определить ряд других условий, таких как место поставки. Некоторые наличные сделки касаются продажи товаров, таких как, например, нефть или продукты питания, которые находятся за сотни километром от самого рынка.21 Финансовые условия наличных контрактов включают не только цену за единицу продукции, но и метод осуществления расчетов. Расчет по контракту может осуществляться в форме непосредственной наличной оплаты, но также может оговаривать период отсрочки оплаты в 30 или 60 дней. Все эти условия должны быть оговорены до того, как может быть заключена любая наличная сделка. Иногда условия оговариваются неформально, однако часто составляются и официальные контракты. Одна из функций наличного рынка заключается в предоставлении стандартизированных контрактов, которые могут быть легко и быстро составлены в целях минимизации операционных издержек. 20 21 Понятие "немедленной" поставки различается в отдельных отраслях. Отрезок времени между моментом заключения сделки и осуществлением поставки может составлять от нескольких секунд до нескольких дней. В электроэнергетическом секторе момент осуществления поставки по наличной сделке зависит от графика подачи электричества. За пределами определенного периода времени сделки организуются оператором системы, хотя учет и расчеты по ним можно вести таким образом, как будто это - наличные сделки между двумя другими сторонами. Место поставки продукции в электроэнергетической отрасли особенно важно для осуществления сбора ("пулинга") и передачи энергии. Эти вопросы будут рассматриваться в дальнейших главах. 105 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. 9.2.2. Срок поставки: форвардные и фьючерсные контракты Не все контракты содержат требование немедленной поставки. Многие покупатели и продавцы предпочитают оговорить и зафиксировать условия сделки заранее. Для этой цели и были разработаны форвардные и фьючерсные контракты. 9.2.2.1. Форвардные контракты Форвардный контракт также представляет собой контракт на поставку некоего актива по оговоренной цене и в определенной местности, но поставка должна состояться в конкретный момент в будущем. Первоначально не осуществляется никаких наличных платежей. Оговоренная контрактом цена выплачивается только в момент поставки, когда товар получен. Любая разница между рыночной стоимостью товара на момент поставки и его ценой, оговоренной в контракте, и составляет прибыль или убытки владельца этого контракта. Например, если цена форвардного контракта равна $100, а на наличном рынке на дату поставки стоимость этого товара выросла до $110, владелец контракта получает прибыль в $10 за счет того, что получает поставляемый товар и немедленно снова продает его. Уровень этой прибыли определяет ценность форвардного контракта. Сторона, выпустившая контракт, которая должна осуществить поставку товара, несет соответствующий убыток в размере $10. 9.2.2.2. Фьючерсные контракты Фьючерсный контракт похож на форвардный контракт в том, что в нем указывается цена и будущая дата поставки актива. Однако фьючерсные контракты представляют собой в высшей степени стандартизированную форму контракта, они постоянно предлагаются и торгуются на фьючерсном рынке. Расчеты по изменениям ценности контрактов проводятся на рынке ежедневно, и по ним, как правило, не проводится физической поставки товара. Все это делает торги по фьючерсным контрактам чрезвычайно легкими. Формирование ликвидного форвардного рынка возможно только, если отдельные трейдеры имеют реальную возможность поглощать большие поставки данного товара. Ликвидные фьючерсные рынки могут возникать среди любых трейдеров, имеющих финансовые ресурсы, достаточные для того, чтобы выполнять денежные обязательства наличными средствами. При развитии глубоко ликвидного рынка, трейдеры могут использовать форвардные и фьючерсные контракты для отмены своих предыдущих обязательств по поставкам, а также для создания новых. Каждый фьючерсный контракт выпускается на конкретной финансовой бирже. Согласно контракту, покупатели и продавцы должны, как правило, разместить на бирже стандартный гарантийный взнос, или депозит, в качестве страховки в случае невыполнения ими своих обязательств. В качестве места осуществления поставки зачастую указывается сама биржа. Только цена контракта является предметом переговоров. 106 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. Когда истекает срок погашения контракта, его владелец может выплатить указанную в нем цену стороне, выпустившей контракт, в обмен на товар. Однако, как правило, владельцы фьючерсных контрактов продают их непосредственно до наступления срока исполнения контрактов, а выпустившая их сторона покупает контракты обратно, чтобы покрыть свои обязательства. Эти сделки осуществляются по наличной ценности товара и устраняют необходимость нести операционные издержки по поставке указанного в контракте товара на биржу. Прибыль по контракту, которая начисляется его владельцу, представляет собой разницу между ценой, которая платится за контракт, и рыночной стоимостью лежащего в основе контракта товара на дату исполнения контракта (как и прибыль по форвардному контракту). 9.2.3. Условия поставки: опционы Наличные, форвардные и фьючерсные контракты все представляют собой договоры на поставку фиксированного количества товара в определенные место и время. Однако многие торговцы предпочитают сохранять за собой некую степень гибкости в отношении будущих поставок. Опционы позволяют участнику торговой операции решать, стоит или не стоит осуществлять поставку товара в более поздний срок. 9.2.3.1. Опционы “колл” Опцион “колл” предоставляет своему владельцу право купить какой-либо актив по конкретной цене исполнения опциона в некий момент времени в будущем. В отличие от форвардного или фьючерсного контракта, опционный контракт не обязывает владельца приобретать данный актив. Цена опционного контракта состоит из двух элементов: 1. Цена исполнения (или “базисная” цена) - это цена, выплачиваемая при исполнении опциона, т.е. когда покупатель заявляет об использовании своего права по имеющемуся контракту. Цена исполнения может существенно отличаться от ожидаемой цены актива на наличном рынке на момент, когда владелец контракта объявляет о своем желании воспользоваться правом покупки актива. В случае наличия этой разницы владелец опциона, как правило, должен выплатить опционную премию; 2. Опционная премия - это сумма денег, выплачиваемая владельцем (покупателем) опционного контракта, и получаемая его эмитентом (продавцом). Она отражает две разницы между базовой ценой исполнения опциона и ожидаемой будущей ценой товара на наличном рынке: “внутреннюю стоимость” опциона и “временную (срочную) стоимость” опциона. Внутренняя стоимость - это разница между ценой исполнения и текущей ценой актива на наличном рынке. Внутренняя стоимость варьируется в соответствии с ценой лежащего в основе опциона актива на наличном рынке и определяет ежедневные расчеты, о которых говорилось выше. “Временная стоимость” отражает разницу между текущей наличной ценой актива и наличной ценой, 107 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. которая, согласно прогнозам, будет превалировать на момент исполнения опционного контракта. Обычно временная (срочная) стоимость отражает процентную ставку и легко отслеживается по цене форвардных и фьючерсных контрактов со схожими сроками погашения. Период времени, в течение которого владелец опциона может использовать свое право купить лежащий в основе контракта актив, может быть определен различными способами. Европейский “колл” может быть исполнен только в один конкретный день (например, последний торговый день августа); Американский “колл” может быть исполнен в любое время в этот день или до него. Из следующего примера можно составить представление о том, как функционирует опцион “колл”. Предположим, что срок опциона “колл” с ценой исполнения $100 истекает. Если цена актива составляет (и, согласно ожиданиям, останется на этом уровне) $90, то никто не захочет платить $100 за то, чтобы получить данный актив через опцион. Таким образом опцион “колл” теряет всякую ценность. С другой стороны, если наличная цена актива составляет, например, $110, то для его приобретения целесообразно использовать опцион. Ценность такого опциона равна $10, т.е. разнице между текущей ценой наличного рынка в $110 и ценой в $100, которая должна быть выплачена для покупки данного товара по опционному контракту. Если рыночная цена актива превышает цену исполнения опциона, говорят, что опцион “колл” “в деньгах”, и владелец этого опциона использует его, получив в качестве прибыли разницу между этими двумя ценами (ценность исполнения опциона). Если же, с другой стороны, рыночная цена актива ниже цены исполнения, говорят, что опцион “колл” “не в деньгах”, и он не будет исполнен. (В случаях, когда рыночная цена актива равна цене исполнения, говорят что опцион “на деньгах”. Будет этот опцион исполнен или нет, не имеет фактического значения). 9.2.3.2. Опционы “пут” Владелец опциона “пут” имеет право продать лежащий в основе контракта актив по заранее указанной цене исполнения в какой-либо момент времени в будущем. Как и при опционах “колл”, за это право он должен заплатить опционную премию. Приведем пример использования опциона “пут”. Предположим, что опцион “пут” дает своему владельцу право продать некий актив по цене $100. Обстоятельства, при которых опцион “пут” приобретает ценность, противоположны тем, при которых ценным становится опцион “колл”: если на момент времени, непосредственно предшествующий истечению срока опционного контракта, наличная цена актива превышает $100, никто не захочет продавать актив по цене исполнения, и опцион “пут” тем самым теряет свою ценность. Если же цена актива ниже $100, то целесообразным становиться произвести этот актив (или же просто приобрести его на наличном рынке) и затем, используя опцион “пут”, продать этот актив за $100. Ценность опциона “пут” на момент истечения срока опционного контракта составляет разницу между выручкой от продажи актива за $100 и рыночной ценой этого актива. 108 n/e/r/a 9.2.3.3. РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. Комбинирование опционов Существует мнение, что “коллы” и “путы” - это своего рода кирпичи, из сочетания которых можно сконструировать любую модель доходов”22. Это означает, что путем комбинирования опционов “колл” и “пут” трейдеры могут ограничивать любые риски. Например, предположим, что инвестор продает опцион “колл” по цене $105, но его беспокоит возможность того, что цена актива на наличном рынке может резко вырасти. В этом случае инвестор несет риск того, что ему придется платить очень высокую цену для того, чтобы исполнить контракт. Он может снизить риск таких потерь, купив другой опцион “колл” по цене $110. В этом случае инвестору не придется платить больше $110 для того, чтобы исполнить первый опционный контракт “колл”.23 Сочетание опционов “колл” и “пут”, имеющих одинаковую цену исполнения, называется “двусторонним опционом” и представляет собой эквивалент контракта с фиксированной ценой. Такие виды контрактов чрезвычайно распространены в электроэнергетическом секторе Великобритании, где они используются для воспроизведения контракта на покупку энергии по фиксированной цене. Когда наличная цена превышает цену исполнения, опцион “колл” исполняется покупателем; когда текущая наличная цена опускается ниже цены исполнения, опцион “пут” исполняется продавцом. Таким образом, опционный контракт исполняется в любом случае также, как и форвардный контракт. 22 23 Р.Бриарли и С.Маерс "Принципы корпоративного финансирования" (1991), 4-ое изд., МакГроу-Хилл, НьюЙорк (Brearley, R. and Myers, S. (1991) Principles of Corporate Finance, 4th edn, McGraw-Hill, New York.) Некоторые комбинации опционных контрактов широко известны в качестве инструментов для снижения рисков и получили специальные названия. Наиболее часто используемые их них включают: • "Спред" - это сочетание опционов "колл" и "пут" в рамках одного контракта, при котором цена исполнения опциона "пут", как правило, ниже цены исполнения опциона "колл". Например, предположим, что инвестор владеет ценными бумагами, текущая цена которых составляет $100. Если затем инвестор продает опцион "колл" по цене $105 и покупает опцион "пут" ценой $95, он тем самым добивается того, что ценность его портфеля ценных бумаг никогда не поднимется выше $105 и не опустится ниже $95. • "Стрэддл" - это сочетание опционов "колл" и "пут" в рамках одного контракта, при котором цена и срок исполнения обоих опционов одинаковы. При незначительных изменениях в цене актива "стрэддл" влечет потери (в силу затрат, связанных с покупкой контрактов), но приносит выгоду при значительных изменениях в цене. Он также известен под названием "двусторонний опцион". • "Стрэнгл" - это сочетание опционов, аналогичное "стрэддлу". Разница между ними заключается в том, что трейдер покупает опционы "колл" и "пут" с разными ценами исполнения. Оба опциона (и "колл", и "пут") являются опционами "не в деньгах", и поэтому премии по ним низкие. "Стрэнгл" становится выгодным, если фьючерсная цена лежащего а его основе актива поднимается существенно выше цены исполнения и "колла", и "пута". В этом случае "стрэнгл" защищает трейдера от крайних изменений в цене. • Синтетическое сочетание опционов под названием "фенс" (ограда), или "коллар" (ошейник), заключается в покупке опциона и выплате соответствующей премии и одновременной продаже, приносящей доход в виде премии. Приведенный выше пример (продажа опциона ценой $105 и покупка опциона за $110) является именно такой комбинацией. Данная стратегия не связана со значительными затратами (и популярна, например, в нефтяной отрасли). 109 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. 9.2.4. Методы расчета: финансовые контракты Для того чтобы произвести расчет по обычному контракту, продавец должен поставить товар покупателю в место и во время, указанные в контракте, а покупатель в обмен на это должен передать продавцу требуемую сумму денег. Однако организация фактической поставки товара по условиям стандартного контракта не всегда удобна ни продавцу, ни покупателю. Поэтому многие контрактные рынки приняли более удобные методы расчета - с использованием наличных средств. 9.2.4.1. Контракты “своп” Широко используемая для этих целей форма контракта называется “контракт “своп”, при котором две стороны договариваются обменяться будущими доходами от двух активов (например, процентами, полученными по двум кредитам), а не самими активами (т.е. без необходимости переписывать сами кредиты на имя друг на друга). Эта форма контрактов даже использовалась в Англии и Уэльсе при заключении отдельных Соглашений на покупку электричества (СПЭ). Независимый производитель электричества (НПЭ) должен продавать всю выпускаемую им продукцию в Общую Электрическую Сеть (примерный эквивалент ФОРЭМ) в обмен на различные платежи по ценам этой общей сети. Чтобы избежать риска, связанного с ценами сети, НПЭ подписывает контракт “своп” с покупателем, который обменивает уже согласованные платежи по контракту (т.е. доход по контракту) на выручку НПЭ, получаемую от сети. Расчет по такому контракту является финансовой сделкой, отдельной от фактической поставки электроэнергии. 9.2.4.2. Контракты на разницу “Контракты на разницу” (или КнР) представляют собой разновидность контракта “своп”, но имеющую более удобную форму, т.к. расчеты по ним производятся путем передачи чистой наличной стоимости продаваемого товара (после вычета цены исполнения), а не самого товара. КнР, как привило, составляется как опцион “колл” с конкретной ценой исполнения (хотя возможны и другие формы). Покупатель обычно объявляет об исполнении КнР, когда наличная цена выше цены исполнения. Когда контракт объявлен к исполнению, покупатель должен заплатить за продаваемую по контракту продукцию цену исполнения. Однако вместо передачи самого товара продавец несет обязательства по передаче его денежной стоимости как она определятся текущей ценой этой продукции на наличном рынке. Таким образом, расчеты по подобным контрактам представляют собой чисто финансовую операцию: • покупатель должен продавцу сумму, равную цене контракта; • продавец должен покупателю сумму, равную наличной цене товара; • продавец переводит покупателю сумму, равную разнице между ценой контракта и наличной ценой. 110 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. Такие контракты могут составляться только в том случае, если цена актива на наличном рынке четко и недвусмысленно определена в каждый момент времени. Поэтому КнР начинают широко использоваться только спустя некоторый период после того, как ликвидный наличный рынок бесперебойно функционирует достаточное время, чтобы позволить организаторам рынка публиковать в каждый взятый момент времени официально принятую рыночную цену. 9.2.5. Принцип функционирования Контрактов на разницу Учитывая растущий интерес к этой новой форме контрактов в электроэнергетической отрасли, небесполезным может быть рассмотрение простого примера того, как функционирует Контракт на разницу. Предположим, что кто-то является владельцем опциона “колл” (в форме КнР) на 50 единиц некоего товара по цене $100 за единицу. Предположим также, что наличная цена данного товара вырастает до $110 за единицу. Владелец объявляет об исполнении опциона на покупку 50 единиц продукции по цене исполнения: • покупатель должен продавцу $5000 (т.е. стоимость 50 единиц продукции по цене исполнения в $100); • продавец должен покупателю $5500 (т.е. стоимость 50 единиц по наличной цене $110); • чтобы произвести расчет по контракту, продавец передает покупателю $500 (т.е. разницу между $5500 и $5000). Этот вид контрактов называется “контракт на разницу”, потому что расчеты по ним предполагают передачу от одной стороны другой разницы между двумя ценами. Обычно опцион “колл” объявляется к исполнению, когда наличная цена выше, чем цена, оговоренная в контракте, и продавец должен перечислить покупателю разницу между этими ценами. Однако КнР строится как опцион “пут” и объявляется к исполнению в противоположной ситуации, когда цена наличного рынка ниже цены исполнения, и разницу должен покрывать покупатель. “Двусторонний” КнР, в котором объединены опционы “колл” и “пут”, исполняется при любых условиях и поэтому является эквивалентом форвардного контракта. КнР имеют особое значение на электроэнергетическом рынке Англии и Уэльса, где Общая Электрическая Сеть не осуществляет физическую поставку продукции по контрактам, а скорее, организует наличный аукцион для этих целей и устанавливает цену электричества на наличном рынке. Эта цена затем используется как счетные деньги (т.е. определяет масштаб цен) для КнР. Несмотря на то, что КнР являются финансовым инструментом, они имеют такой же экономический эффект, как и контракт на физическую поставку. Они просто предоставляют возможность для 111 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. проведения двусторонних расчетов договоренности в рамках общей сети.24 по контрактам, за пределами любой 9.2.6. Краткие выводы Каждый раз, когда осуществляется продажа какого-либо актива в обмен на деньги, речь идет о контракте. Это может быть официальный письменный документ или же “подразумеваемая” договоренность. В каждом контракте должны указываться: • покупатель и продавец; • форма и количество продаваемого товара; • цена за единицу товара, подлежащая выплате в момент поставки; • место поставки. Контракт также может содержать дополнительные условия, определяющие его тип. Существует относительно немного основных типов контрактов, которые, главным образом, различаются по: • • • времени поставки - осуществляется ли она: - немедленно или - в указанную дату в будущем; условиями поставки: - при любом указанном наборе определенных (форвардные или фьючерсные контракты); - по просьбе покупателя (опцион “колл”) и/или - по просьбе продавца (опцион “пут”); обстоятельств методом расчета: - в виде физической поставки (большинство форвардных, фьючерсных и опционных контрактов) или - наличными средствами (“свопы” и КнР). Эти базовые понятия могут быть адаптированы к требованиям электроэнергетической отрасли после ее реструктуризации. 24 Более подробно этот вопрос рассматривается в Главе 12. 112 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. 9.3. КОНТРАКТЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ Масштабы, в которых контракты могут использоваться в электроэнергетической отрасли, лучше всего представить с точки зрения всей цепочки производства и поставки энергии, от первичного производителя по всем звеньям до конечного потребителя. Схематически эта цепочка представлена на Рис. 9.1, основанном на предположении, что электроэнергетическая отрасль была полностью разъединена на входящие в ее состав коммерческие функции. В крупных объемах электроэнергия производится генератором (производящей компанией), который продает ее оптовику (или агрегатору). Оптовики покупают и продают крупные объемы электричества самостоятельно, как по контрактам, так и на наличных рынках. Оптовики продают электричество по контрактам розничным торговцам, сторонам, ответственным за продажу электричества потребителям. Розничные торговцы могут продать электроэнергию потребителям по тарифу или по специально составленному розничному контракту. Любая из этих сделок может быть организована брокером, который не вступает во владение электричеством, а просто взимает комиссионное вознаграждение за то, что сводит продавца и покупателя вместе. Представленная здесь цепочка производства и обеспечения носит общий характер, хотя на практике во многих отраслях промышленности несколько различных функций объединяются в рамках больших компаний. Роль оптового торговца, например, может выполняться производителем энергии, компанией по передаче или распределению энергии или независимым агрегатором. В той степени, в какой эти функции выполняются различными компаниями, возникает необходимость в контрактах для того, чтобы объединять отрасль в единое целое, как описывается ниже. 113 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. Рис. 9.1. Цепочка производства и поставки электроэнергии. Generator PPA ("non-firm", i.e. exclusive to specified plant) Spot Sale Spot Market Wholesaler Spot Purchase Wholesale Contract ("firm") Retailer Consumer Tariff or Retail Contract Consumer 1. Соглашения на покупку электричества (СПЭ). Общая цепочка начинается с продажи электричества от единственного производителя оптовой компании, в этом случае выступающей как покупатель. Оптовый покупатель подписывает СПЭ, представляющее двустороннее соглашение между производителем и оптовиком на покупку продукции, выпускаемой генератором (измеряемой в кВтч). Оптовик может приобрести электричество, произведенное многими генераторами, по разным СПЭ. В Модели 2 СПЭ являются единственной формой контракта между производителем и центральным закупочным агентством. В Моделях 3 и 4 СПЭ необязательны, поскольку производители электроэнергии сами могут выполнять функцию оптовых торговцев. 2. Наличные сделки. Оптовые торговцы могут реализовывать электричество на наличном рынке. Находясь на его противоположном конце, оптовик также может покупать электричество на наличном рынке. Эти сделки позволяют оптовикам уравновешивать общее количество совершаемых ими покупок и продаж в краткосрочной перспективе (поскольку электричество не поддается хранению). Наличные рынки появляются и развиваются в Моделях 3 и 4 как оптовые. 3. Оптовые контракты. Один оптовик продает электричество другому оптовому или розничному торговцу посредством оптового контракта. Возможность прибегать к наличному рынку позволяет оптовому торговцу предлагать твердые контракты. Типичный оптовый контракт включает тарифы за крупные поставки электроэнергии, положение, оговаривающее выполнение “всех потребностей покупателя” (т.е. подразумевающее осуществление закупок только у одного поставщика), твердую продажу определенного количества электроэнергии по фиксированной цене и (в некоторых странах) финансовый опционный контракт. 114 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. В целом можно отметить, что конкуренция на этом уровне поощряет постоянное обновление условий, предлагаемых розничным торговцам. 4. Розничные контракты или тарифы. И, наконец, электричество продается конечным потребителям, иногда на основе ясного и четкого контракта, но зачастую на основе “тарифа” (публикуемого графика цен). Некоторые специалисты отдельно различают контракты и тарифы, однако тариф можно рассматривать и как опцион “колл” на неограниченное количество электричества. Тариф предлагает покупателю фиксированную цену на определенный отрезок времени, при этом продавец зачастую берет на себя обязательство обеспечивать покупателей, приобретающих электричество по тарифу, поставками, отвечающими определенному стандарту. В оставшейся части настоящей главы тарифы представлены как тип контракта. Важность этих различных видов контрактов во многом зависит от структуры отрасли. В Модели 1 электроэнергия реализуется только на розничном уровне посредством потребительских тарифов или розничных контрактов. В Модели 2 независимые производители энергии (НПЭ) могут продавать электричество закупочному агентству, для чего им потребуется СПЭ. Центральное закупочное агентство продолжает продавать электричество через систему контрактов и тарифов. В Модели 3 введение конкуренции на оптовом уровне приводит к созданию оптового рынка, таким образом оптовые торговцы могут сбалансировать свои закупки и продажи. Модель 4 предоставляет возможность вместо регулируемых потребительских тарифов непосредственно предлагать потребителям конкурентные розничные тарифы (и контракты) на продажу. Потребительские тарифы являются компонентом системы ценообразования на электричество в стандартных (Модель 1) электроэнергетических системах, поэтому теория разработки тарифов уже подвергалась подробному анализу. Принимая во внимание то, что наша цель заключается в рассмотрении вопросов реструктуризации, мы не будем заниматься повторением этой дискуссии. Вместо этого мы остановимся на двух основных видах контрактов, необходимых при реструктуризации электроэнергетической системы: СПЭ и оптовые контракты. СПЭ необходимы для эффективного осуществления Модели 2. Они также могут сохранять свою важность в качестве способа ограничения рисков в Моделях 3 и 4 даже после того, как у потребителей появится возможность выбора поставщика. Более подробно соглашения на покупку электроэнергии рассматриваются в Главе 10. Ключевым последствием предоставления потребителю выбора, даже если этот выбор ограничен и предоставляется только оптовым потребителям, как в Модели 3, заключатся в создании наличного рынка (см. Часть 1). Наличный рынок позволяет участникам сделок предлагать твердые оптовые контракты на основе их собственных предприятий по производству энергии, а также поставок электричества, приобретаемых на рынке. Введение конкурентных, твердых контрактов представляет собой радикальное нововведение контрактных отношений в электроэнергетической отрасли, поскольку способность выполнить контракт больше не зависит от 115 n/e/r/a РЕШЕНИЕ КОНТРАКТНЫХ ПРОБЛЕМ. показателей деятельности какого-либо отдельного предприятия по производству энергии. Поэтому оптовые контракты более подробно рассматриваются в Главе 11. 116 n/e/r/a СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ 10. СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ Соглашение на покупку электроэнергии (СПЭ) - это контракт на продажу независимым производителем энергии (НПЭ) электричества, факта наличия генерирующих мощностей и других услуг по производству электроэнергии. В рамках системы, содержащейся в Модели 2 (конкуренция в области производства электроэнергии), покупателем является центральное закупочное агентство, которое может также являться оператором сети передач, выполняя диспетчерские функции и осуществляя контроль за всей сетью, или же в роли покупателя выступает интегрированная компания по производству электроэнергии. Однако СПЭ могут также использоваться и в более конкурентных системах, таких как Модель 3 (конкуренция на оптовом рынке) и Модель 4 (конкуренция на потребительском рынке, для продажи электричества одним НПЭ оптовому торговцу или агрегатору электроэнергии. Оптовый торговец комбинирует закупки по нескольким СПЭ с закупками и продажами на наличном рынке с тем, чтобы набрать объем электроэнергии, необходимый для выполнения своих обязательств по оптовым или розничным контрактам. Поэтому СПЭ могут использоваться в любой системе, где есть возможность создать НПЭ (т.е. отдельную компанию по производству электроэнергии). В данном разделе описываются основные элементы СПЭ, в частности вопросы оплаты за электричество, за имеющиеся мощности и за другие услуги, предоставляемые в рамках СПЭ. 10.1. ЦЕНЫ ЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ Цена за электроэнергию, выраженная в $/кВтч, это цена, выплачиваемая за единицу дополнительной продукции. Ранние попытки составления контрактов для НПЭ во многом исходили из того, что все затраты предприятия должны покрываться за счет цен на энергию. Поэтому контракты фиксировали цену на уровне средней величины затрат НПЭ при некоем заранее определенном объеме выпуска продукции или на уровне не понесенных покупателем затрат. При условии, что НПЭ достигал (или превышал) этот установленный объем выпуска продукции, затраты предприятия покрывались (и оно получало прибыль). Однако подобный способ структурирования контрактов нельзя признать оптимальным, т.к. его широкое и общее применение окажется чрезвычайно неэффективным. Цена на электроэнергию является основным определяющим элементом в структуре передачи и распределения электричества. В идеале, производители энергии должны функционировать в порядке их “заслуг”, т.е. только те компании, которые имеют наименьшие операционные затраты (т.е. величину переменных издержек на единицу продукции), должны производить электроэнергию для удовлетворения имеющегося спроса. Если у НПЭ имеется контракт, в котором установлена цена на электричество выше величины переменных затрат предприятия, то стимул для эффективной поставки и передачи электричества пропадает. Владелец этого НПЭ захочет, чтобы предприятие работало в любое время, вне зависимости от показателей себестоимости у других производителей в системе, даже если оно вытесняет другие компании, где производство энергии дешевле. С другой стороны, диспетчер с неохотой будет 117 n/e/r/a СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ отпускать продукцию этого НПЭ в сеть за исключением только тех случаев, когда величина предельных издержек других производителей становится чрезвычайно высокой. Диспетчер может “придержать” НПЭ вне системы, даже если он представляет более дешевый источник энергии, чем другие производители, подающие в тот момент энергию в систему. Для эффективного отпуска и передачи электроэнергии диспетчеру необходимо знать (и оплачивать) величину фактических переменных издержек НПЭ при производстве энергии. Поэтому цена энергии в СПЭ должна быть максимально приближена к стоимости топлива, сжигаемого для получения 1 кВтч, плюс некое допущение на операционные и эксплуатационные расходы, зависящие от уровня производства электроэнергии. В таком случае диспетчер станет отпускать энергию НПЭ только в том случае, если последний имеет более низкие показатели себестоимости. Для владельца НПЭ механизм и график отпуска электроэнергии не важен, т.к. он не оказывает воздействия на общую сумму прибыли предприятия. Однако поскольку у НПЭ нет особенных стимулов для того, чтобы находиться в эксплуатации, доходы НПЭ должны быть частично увязаны с наличием мощностей, к чему мы вернемся ниже. Цена на электроэнергию может иметь простую форму, т.е. являться одной ценой за 1 кВтч. Однако СПЭ могут оговаривать различные цены на электроэнергию на различных стадиях производственного процесса, например одну цену для периода начала деятельности предприятия и различные цены для различных этапов выпуска продукции. Иногда в случаях, когда производитель электроэнергии нарушает указания диспетчера и не выпускает определенный объем продукции, на него накладываются штрафы с тем, чтобы поощрять производителей точно выполнять указания диспетчера. Цена на электроэнергию может фиксироваться или устанавливаться по формуле, которая включает отдельные параметры, отражающие стоимость топлива и предполагаемый уровень преобразования в электроэнергию (так называемый “термический КПД”). Обычно имеется возможность оценить вероятный уровень КПД сжигания. Однако стоимость топлива может существенно разниться. Фиксирование стоимости единицы топлива в СПЭ подвергает владельца риску в случае роста фактической стоимости топлива. Каждый раз, когда фактическая стоимость топлива будет превышать цифру, указанную в СПЭ, НПЭ будет нести убытки по каждому произведенному кВтч, и владельцы компании могут предпочесть вообще вывести ее из эксплуатации. Одним из способов ограничения этого риска является включение в СПЭ фактической закупочной стоимости топлива, приобретаемого производителем, и его фактического показателя термического КПД. Однако, как правило, внесенные в СПЭ цены на электроэнергию не полностью отражают фактические затраты, понесенные производителем в процессе производства, иначе у НПЭ пропадет весь стимул к поиску более дешевых источников топлива или к повышению эффективности. Вместо этого цены на электричество в СПЭ обычно увязываются с внешними индексами, отражающими цену на топлива, показатель термического КПД и другие переменные издержки, на которые не влияют решения, принимаемые самими НПЭ. 118 n/e/r/a СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ Следовательно, владельцы НПЭ имеют стимулы для более эффективного ведения производственных операций и для нахождения более дешевых источников топлива, потому что таким образом они сокращают свои издержки и сохраняют доходы неизменными. Подобное индексирование цен на электроэнергию предоставляет мощный стимул для повышения эффективности, но одновременно накладывает риск на НПЭ, поскольку принятые внешние индексы могут не отразить какой-либо особенный фактор, приведший к повышению затрат НПЭ, понесенных им в связи с закупками топлива (например, повышение расходов на местные перевозки). Поэтому в некоторых индексах цен на топливо “заложена” некая величина фактических расходов НПЭ в связи с закупками топлива в тех случаях, когда эти расходы можно отследить. Чем больше этот индекс отражает фактически понесенные НПЭ затраты на топливо, тем более низкому риску подвергаются владельцы предприятия, но одновременно и тем ниже стимулы для владельцев НПЭ к сокращению издержек. Поэтому владелец компании, производящей электроэнергию, и покупатель выпускаемой энергии должны оговаривать такой индекс, который позволял бы достигать оптимального баланса между снижением рисков и повышением стимулов к эффективной деятельности. 10.2. ПЛАТЕЖИ ЗА НАЛИЧИЕ МОЩНОСТЕЙ Заложенные в СПЭ платежи за наличие мощностей выполняют две функции. 1. Они представляют собой дополнительный источник доходов для производителя энергии для покрытия капитальных и других постоянных затрат, которые не покрываются за счет цены за 1 кВтч электроэнергии. 2. Они стимулируют производителей электроэнергии иметь в наличии и предоставлять генерирующие мощности в те моменты, когда у энергосистемы возникает в них потребность. Вторая функция имеет особое значение для среднезагруженных и пиковых производителей электроэнергии, потребность в мощностях которых возникает в конкретные периоды в течение года, когда ценность производства электроэнергии особенно возрастает (например, вследствие высокого на нее спроса). Однако даже производители, имеющие базовую загрузку, должны получать некие сигналы, дающие им представление о ценности выпускаемой ими продукции для всей энергосистемы, с тем чтобы они планировали проведение технических перерывов на те периоды, когда система испытывает переизбыток энергии и ценность продукции низка. Первый шаг в обсуждении платежей за имеющиеся мощности заключается в согласовании искомого уровня наличия мощностей, Т, в виде величины МВт и количества часов в год. (Искомый показатель может носить более сложный характер, например, если наличие мощностей (МВт) варьируется от сезона к сезону или в периоды технических остановок электростанций.) Искомый уровень наличия мощностей может быть определен на весь год (Тy) или отдельно для каждого часа (h) в году (Тh). 119 n/e/r/a СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ Затем в СПЭ должна оговариваться сумма фиксированного ежегодного платежа, подлежащая выплате в случае, если производитель электроэнергии достигает искомого уровня наличия мощностей. Обычно предполагается, что фиксированный ежегодный платеж (F) покрывает непеременные издержки производителя энергии, включая норму прибыли.25 И, наконец, контракт должен оговаривать систему бонусов и штрафов (Ah) за наличие мощностей в объеме, недостигающем или превышающем искомый уровень. Эта система бонусов и штрафов предоставляет производителю электроэнергии постоянный стимул к тому, чтобы иметь в наличии и поддерживать в эксплуатационном состоянии необходимые генерирующие мощности. Однако покупатель не должен платить сумму, превышающую реальную ценность данных мощностей для энергосистемы. Эти простые утверждения сразу же вызывают два важных вопроса: какова ценность наличия мощностей? и как определить наличие мощностей электростанции, которая не находится в эксплуатации? 10.3. ЦЕННОСТЬ НАЛИЧИЯ МОЩНОСТЕЙ Наличие мощностей измеряется в МВтч, т.е. МВт имеющихся мощностей на один час. Ценность наличия мощностей любого производителя электроэнергии для всей энергосистемы представляет собой разницу между: • ценностью выпускаемой производителем энергии для системы; и • ценой, которая выплачивается за продукцию производителя по условиям СПЭ. В каждый отдельный час ценность выпускаемого производителем электричества равна затратам, понесенным всей системой в случае, если производитель снизит свой объем продукции. Если продукция, выпускаемая этим производителем заменяется продукцией, выпускаемой более дорогостоящим производителем, эта ценность получает название “предельные затраты системы”. Эти затраты варьируются от часа к часу. Однако если сокращение выпускаемой производителем продукции может быть достижимо только за счет сокращения загрузки (отсечения отдельных потребителей), 25 В случае, если речь идет об уже существующих мощностях, могут возникнуть разногласия относительно уровня амортизации и ожидаемой прибыли. Продавец готов принять сумму, как минимум, составляющую величину, необходимую для поддержания производителя электроэнергии в эксплуатации, т.е. без выплат в счет невозвратной стоимости прошлых капиталовложений. Покупатель готов заплатить сумму, не превышающую стоимость строительства и эксплуатации нового производителя электроэнергии, включая все инвестиционные затраты. Между этими двумя величинами имеется значительная площадь для ведения переговоров и нахождения взаимоприемлемого варианта. Однако в некоторых странах политика правительства в области энергетики требует того, чтобы производители электроэнергии поддерживались в эксплуатации (например в целях сохранения рабочих мест или по причинам, связанным с охраной окружающей среды), хотя это влечет за собой затраты, находящиеся за пределами выше обозначенных границ. Покупатели, если их право выбора других источников энергии ограничено, станут подписывать контракты только с высокими ценами. Когда правительство принимает подобную тактику, дополнительные затраты, которые несет производитель электроэнергии, должны покрываться за счет фиксированного ежегодного платежа для того, чтобы не нарушать имеющиеся производственные стимулы. 120 n/e/r/a СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ то ценность выпускаемой этим производителем продукции не может быть хорошо представлена показателем себестоимости других производителей. В таких случаях ценность электроэнергии в системе вырастает до величины “ценности потерянной загрузки” тех потребителей, которые “отрезаны” от системы. Понятия “предельных затрат системы” и “ценности потерянной загрузки” как основа цен наличного рынка более подробно обсуждаются в Главе 12. Поскольку не все энергосистемы имеют наличный рынок (например, системы в Модели 2), мы будем обозначать ценность электроэнергии как экономическую ценность (Vh), вне зависимости от того, определена ли она на рынке или нет. Типичный временной ряд экономической ценности представлен на Рис. 10.1, где ее значение поднимается, а затем снижается на протяжении определенного периода времени. Цена, выплачиваемая за выпускаемую производителем продукцию, является ценой за энергию, зафиксированной в СПЭ, которая отражает величину переменных издержек производителя (Е), в $/МВтч. Эта цена, как правило, остается неизменной от часа к часу, но может индексироваться от месяца к месяцу или от года к году. В период времени между Т1 и Т2 величина переменных издержек производителя электроэнергии ниже экономической ценности электроэнергии, и, в идеале, электростанция должна производить энергию. Ценность наличия мощностей электростанции для производства энергии в эти периоды представляет собой разницу между экономической ценностью и переменными издержками электростанции: Ценность наличия мощностей (на 1 МВтч) = Bh = Vh - E (при условии минимума в 0). Экономическая ценность в $/МВт V h Bh E wiley\fig10 T1 T2 Время в часах Рис. 10.1. Экономическая ценность электроэнергии Таким образом ценность наличия мощностей варьируется от электростанции к электростанции в зависимости от цен на электроэнергию. Вертикальная стрелка на Рис. 10.1 отмеряет ценность Bh для одной электростанции за один конкретный час. Обратите внимание на то, что ценность наличия мощностей (Bh) изменяется от часа к часу, вместе с экономической ценностью электроэнергии (Vh). Иногда ценность 121 n/e/r/a СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ наличия мощностей будет чрезвычайно высока, особенно в тех случаях, когда Vh достигает предельного уровня. Однако на Рис. 10.1 за пределами периода Т1 - Т2 ценность наличия мощностей равна нулю, поскольку величина переменных издержек производителя электроэнергии выше экономической ценности электричества. Общая экономическая ценность продукции электростанции в течение всего указанного периода обозначена на графике закрашенной областью. Бонусы (штрафы) за наличие мощность выплачиваются, когда производитель в тот или иной час превышает (не достигает) искомый уровень наличия мощностей. По этой форме контракта, общая величина годового дохода НПЭ для покрытия постоянных затрат (т.е. до дохода от производства любого объема продукции) равна следующей сумме фиксированных платежей, бонусов и штрафов за наличие мощностей: Платеж за наличие мощностей ($ в год) = F + [∑hBh(Ah - Th)] где F - это сумма в долларах, ∑h - это сумма за все часы в году, Ah и Th - показатели наличия мощностей, выраженные в МВтч, и Bh - бонус за наличие мощностей, выраженный в $/ МВтч. Заложенные в контракт цены за имеющуюся мощность должны (Bh) представлять хорошие стимулы для эффективного функционирования предприятия, а это означает, что они должны, насколько это возможно, выводится из фактической экономической ценности электроэнергии на данный момент времени. В Моделях 3 и 4, где имеется наличный рынок, экономическая ценность наилучшим образом представлена ценой электроэнергии на наличном рынке. В Модели 2, где отсутствует фактическая рыночная цена, экономическая ценность может быть получена из оценки рыночной цены, рассчитанной и объявленной оператором системы. Или же штрафы за наличие мощностей могут достичь прогнозной величины в Vh, что должно отражать краткосрочные колебания показателя Vh: если не ежечасные, то, по крайней мере, изменения между летним и осенним периодом, между рабочими и выходными днями и между дневными и ночными часами. Большинство инвесторов, вкладывающих средства в производство электроэнергии, предпочитают ограничивать свой финансовый риск и устанавливают в СПЭ величину всех возможных штрафов, связанных с наличием мощностей, с тем, чтобы избежать выплаты крупных штрафов за отсутствие мощностей в периоды, когда Vh особенно высока. Иногда и искомый уровень наличия мощностей (Т), и величина фиксированного ежегодного платежа (F) устанавливаются равными нулю. В таких случаях единственные доходы производителя электроэнергии складываются из цены на энергию и бонусов за наличие мощностей. Однако договоренность об искомых уровнях мощностей и величине фиксированных платежей помогает стабилизировать доходы производителя электроэнергии в разные годы. Без подобных договоренностей инвесторы могут счесть проекты с использованием СПЭ излишне рискованными. Таким образом, как и в ситуации с индексированием затрат на топливо в рамках цены на электроэнергию, основная задача, стоящая перед составителями контрактов при определении ценности имеющейся мощности, заключается в нахождении оптимального баланса между рисками и стимулами. 122 n/e/r/a СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ 10.4. ПРОВЕРКА НАЛИЧИЯ МОЩНОСТЕЙ Наилучший способ проверки наличия мощностей заключается в том, чтобы платить производителю электроэнергии за работу в те периоды, когда ценность его продукции, Vh, выше цены на электроэнергию, Е, а не наоборот. Однако во многих СПЭ заложены бонусы за наличие мощностей на основе прогнозного уровня Vh, а не ее фактической величины (в частности, в Модели 2, где ценность Vh не может быть отслежена по наличному рынку). Такие контракты иногда предлагают бонус за наличие мощностей в периоды, когда производитель электроэнергии не находится в эксплуатации (потому что Vh фактически ниже Е). Для подобных контрактов бонусы и штрафы за наличие мощностей обычно рассчитываются путем сравнения искомого уровня наличия мощностей (Th) с уровнем наличия мощностей, заявленным производителем (Ah). Если фактический уровень наличия мощностей у производителя оказывается ниже заявленного, контракт должен накладывать высокий штраф, поскольку производитель получал незаработанные им бонусы за наличие мощностей. Основная проблема здесь заключается в определении фактического уровня наличия мощностей, независимо от заявлений производителя электроэнергии. Фактический уровень наличия мощностей, как правило, проверяется либо: • путем отслеживания производственных показателей электростанции, когда генерируемая ею энергия выпускается и передается в объемах заявленных мощностей в ходе ее нормального функционирования; • либо с помощью специальной “проверки наличия мощностей”. В СПЭ обычно определяются различные стандарты, которым должен отвечать производитель электроэнергии, и оговариваются штрафы, накладываемые на производителя в случае, если он им не соответствует. Например, от производителя может потребоваться генерировать электричество на уровне заявленных мощностей в течение трех часов с тем, чтобы доказать, что его заявление относительно имеющейся мощности является истинным. Штрафы за неспособность выдержать подобную проверку могут определяться в виде финансовых условий, например, производитель может быть обязан вернуть недавно полученные им платежи за наличие мощностей. Или же в СПЭ может говориться, что в будущем производитель будет получать бонусы только за те мощности, наличие которых он продемонстрировал путем реального выпуска электроэнергии. Эти правила выражены в форме комплексных алгебраических выражений для “мониторинга наличия мощностей”. 10.5. УСЛОВИЯ НАЛИЧИЯ МОЩНОСТЕЙ: КРАТКИЕ ВЫВОДЫ Решение вопросов, связанных с наличием мощностей, является одной из наиболее сложных областей при составлении любого контракта. СПЭ может оговаривать искомый уровень наличия мощностей сроком на год или на определенные периоды. Как правило, за достижение этого искомого уровня производитель электроэнергии получает некий фиксированный ежегодный платеж. Затем в СПЭ должно быть 123 n/e/r/a СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ определено, как любые отклонения и колебания относительно искомого уровня будут (а) оцениваться и (б) отслеживаться. В принципе, ценность наличия мощностей в любой час (h) определяется как Vh - E, разница между экономической ценностью электроэнергии и ценой энергии данного конкретного производителя (при условии, что минимальная ценность равна нулю). Этот показатель ценности имеющейся мощности является разным для разных электростанций и находится в обратной пропорции к цене на электроэнергию. Отслеживание наличия мощностей осуществляется путем сравнения “заявленной” производителем величины с искомым уровнем, которое время от времени проводит диспетчер. В случае если обнаруживается, что производитель заявил неправильное значение имеющейся у него мощности, на него накладываются большие штрафы. 10.6. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСЛУГИ Помимо цены за электроэнергию и платежей за наличие мощностей СПЭ также должно оговаривать следующие вопросы, которые иногда обозначаются как “вспомогательные услуги”: • осуществление контроля за частотой в сети; • обеспечение краткосрочного “горячего резерва”; • обеспечение контроля за напряжением (реактивная энергия); • платежи за производство электроэнергии в экстремальных условиях (увеличение выпуска электричества выше принятой нормы или “черные пуски” после перерыва в работе генератора). Конкретное содержание данных положений будет в значительной степени зависеть от условий, сложившихся в каждой отдельной энергосистеме. В число важных вопросов при рассмотрении этих положений входят: стоимость предоставления той или иной вспомогательной услуги; ценность данной услуги для системы (в то время и в том месте, где она предоставляется данным производителем); легкость, с которой можно осуществлять мониторинг выпуска электроэнергии. Положения СПЭ также будут зависеть от условий, заложенных в любых других технических соглашениях, которые накладывают обязательства на производителей электроэнергии или на другие стороны. Например, все производители могут быть обязаны осуществлять контроль за частотой тока в качестве условия для подключения к сети; при этом дополнительных платежей не требуется, если только оператор системы не хочет поощрить некоторых производителей действовать с большей ответственностью, чем другие. Подробные контракты на вспомогательные услуги разработаны в очень немногих энергосистемах. В большинстве систем, даже конкурентных, между операторами системы и крупными производителями сохраняется высокая степень интеграции. Например, даже в Великобритании, где электроэнергетическая отрасль является в 124 n/e/r/a СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ высшей степени коммерциализированной и конкурентной, первоначально платежи за вспомогательные услуги приняли форму одноразовых крупных выплат за желание выполнять определенные обязанности и сейчас постепенно отрабатываются таким образом, чтобы отражать фактические производственные показатели. Однако по мере развития конкуренции портфель принадлежащих любому оператору системы производителей электроэнергии, вероятно, уменьшится, и новые участники энергосистемы с меньшей охотой будут предоставлять вспомогательные услуги, если только они не будут получать за это конкретно оговоренное вознаграждение. Поэтому можно предположить, что в будущем СПЭ будут содержать более конкретные положения, стимулирующие предоставление вспомогательных услуг, чем нынешние контракты. 10.7. ПРОЧИЕ УСЛОВИЯ И, наконец, любое СПЭ должно включать положения на случай различных непредвиденных обстоятельств. Контрольный список важных технических вопросов может включать: • любые ограничения электроэнергии; • порядок составления графика технического обслуживания; • действия в случае вынужденных остановок предприятия. гибкости функционирования производителя Помимо этого СПЭ должны предоставлять возможность корректировки условий в свете непредвиденных обстоятельств, вызванных действиями других сторон. В дополнение к общим положениям о форс-мажорных обстоятельствах СПЭ как правило ссылаются на: • изменения в законодательно-правовом режиме и любых других документах (таких как, например, свод правил для участников общей сети), которые могут оказать материальное воздействие на величину затрат, которые несет НПЭ; • срок действия контракта и условия его расторжения; • процедура для внесения корректировок в имеющиеся договоренности в случае изменений каких-либо из условий. Учитывая те темпы, которыми осуществляется реструктуризация электроэнергетической отрасли, инвесторам не следует ожидать, что СПЭ будут оставаться в силе и без изменений на протяжении ближайших 15-20 лет. Поэтому в контракте должна быть заложена возможность внесения изменений в его условия или, по крайней мере, оговариваться процедура для этого. 125 n/e/r/a 10.8. СОГЛАШЕНИЯ ВЫВОДЫ СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ НА ПОКУПКУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ: КРАТКИЕ Основными экономическими элементами СПЭ являются положения, касающиеся цены на электроэнергию и платы за имеющиеся мощности. Цена на электроэнергию (Е) должна покрывать переменные издержки, связанные с выпуском продукции, когда этого требует диспетчер. С помощью этого диспетчер получает информацию, необходимую ему для обеспечения эффективного распределения электроэнергии по системе. Следовательно, цена на электроэнергию должна максимально близко отражать фактические переменные издержки производства электричества, но одновременно должна быть увязана с внешними индексами, отражающими цены на топливо, с тем чтобы поощрять производителя минимизировать затраты на топливо (а также другие расходы). Платежи за имеющиеся мощности необходимы для покрытия постоянных издержек, связанных с обеспечением наличия генерирующих мощностей вне зависимости от того, требуется от электростанции в данный момент производство электроэнергии или нет. Каждый МВтч имеющейся мощности оценивается в разницу между экономической ценностью выпускаемой производителем продукции (Vh) и дополнительными переменными издержками, связанными с выпуском продукции (Е). В идеале, стимул для обеспечения наличия мощностей (Vh - E) должен отражать фактическую экономическую ценность электроэнергии во всей системе в каждый отдельный час, но инвесторы могут предпочесть ограничить риск, которому они подвергаются, путем установления в контракте возможной суммы платежей за наличие мощностей, определяемой на основании предварительных ожиданий величины экономической ценности. В случае, если суммы платежей за электроэнергию и наличие мощностей, а также выручки от реализации вспомогательных услуг недостаточно для покрытия затрат производителя, строительство такового представляется нецелесообразным. Сумма платежей за электроэнергию, наличие мощностей и вспомогательные услуги представляет общую ценность производителя для энергосистемы. Если эти платежи не покрывают затрат электростанции, функционирование этой электростанции экономически нецелесообразно. При этом однако осуществляемая правительственная политика в области энергетики может привести к необходимости дополнительных затрат, например, в связи с охраной окружающей среды; поддержкой производителей электроэнергии, которые используют отечественное топливо, или переносом электростанции в какой-либо конкретный регион. Эти дополнительные затраты следует прибавлять к взимаемой фиксированной плате, таким образом чтобы они не влияли на принятие решений о наличии мощностей и выпуске электроэнергии. Итак, в ходе переговоров по заключению контракта необходимо добиться составления такого СПЭ, при котором бы создавались стимулы для эффективного функционирования электростанции и распределения ее продукции. Без таких ясных индикаторов, как например, рыночная цена, имеющихся в рамках конкурентных систем, это является чрезвычайно трудной задачей, и многие СПЭ были составлены 126 n/e/r/a СОГЛАШЕНИЯ НА ПОКУПКУ ЭНЕРГИИ таким образом, что их использование приводило к чрезвычайно неэффективному функционированию всех его сторон. Однако эту задачу нельзя назвать невыполнимой, и во многих странах можно найти примеры хороших (если не безупречных) СПЭ. Те преимущества, которые несет правильно составленное СПЭ неоднократно демонстрировали целесообразность затраченных на них усилий. 127 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ 11. ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ 11.1. КОНТРАКТЫ НА КРУПНЫЕ ЗАКУПКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В данной главе рассматриваются функции оптового контракта и проблемы его составления. В частности, в ней объясняется, как контракты на крупные закупки электроэнергии могут быть использованы для управления рисками, стоящими перед отдельными производителями, а также рассматриваются те стимулы, которые предлагают контракты на крупные закупки электроэнергии по сравнению с СПЭ. Контракты на крупные закупки электроэнергии отличаются от СПЭ по нескольким параметрам. В СПЭ указывается производитель, который должен осуществлять поставку электроэнергии; в том случае, если у этого производителя отсутствуют в наличии мощности или он попросту не функционирует, покупатель не может использовать СПЭ. Контракты на крупные закупки же, наоборот, указывают узел в сети, где будет осуществлена поставка электроэнергии, и позволяют продавцу право выбора из нескольких возможных источников. Это, в свою очередь, позволяет продавцу предложить покупателю “твердое” обеспечение энергией. В рамках контракта на крупные закупки продавцу предоставляется гораздо больше гибкости, чем в рамках СПЭ: как правило, он может выбрать наиболее дешевый источник поставок. В Главе 12 показано, как одним из таких источников может выступать наличный рынок, управляемый Оператором рынка. Таким образом продавцы контрактов на крупные закупки электроэнергии сами решают, производить ли им электричество на своей электростанции или купить электроэнергию на рынке - в зависимости от того, какой из вариантов наименее дорогостоящ. В краткосрочной перспективе это стимулирует эффективное распределение энергии и мощностей, поскольку продавец будет использовать производителя электроэнергии только в том случае, если его издержки находятся ниже рыночной цены. В более долгосрочной перспективе это способствует принятию эффективных решений о техническом обслуживании или закрытии электростанций. Продавец будет поддерживать производственный процесс на электростанции для обеспечения выполнения контракта на крупную закупку только в том случае, если будущие затраты этого производителя ниже, чем стоимость покупки электроэнергии на рынке. Поэтому контракты на крупные закупки идеально подходят для Моделей 3 и 4, предполагающих наличие оптового рынка. В Моделях 3 и 4 агрегатор все еще может приобретать продукцию одного производителя на основании СПЭ, однако обслуживание множества независимых потребителей в различных точках сети при СПЭ, привязанном к конкретным характеристикам одного производителя практически невозможно. Когда вся продукция одной электростанции целиком не приобретается одним покупателем, возникает необходимость в ведении бесплодных переговоров о том, какой покупатель отвечает за затраты, связанные с запуском электростанции в эксплуатацию, какой - за затраты на техническое обслуживание предприятия; за 128 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ расходы во время отсутствия загрузки и т.п.26 Вместо этого агрегаторы предлагают контракты на крупные закупки с такими условиями, которые лучше отвечают требованиям потребителей. Ответственность за выбор источника поставок электроэнергии лежит затем на агрегаторе. Многие испытывают озабоченность по поводу предложения контрактов на крупные закупки электроэнергии, которые могут быть использованы покупателем вне зависимости от того, функционирует конкретный производитель энергии или нет. В этой главе объясняется то, как торговцы на оптовом рынке могут использовать контракты на закупку большого количества электроэнергии при управлении своими рисками. Это объяснение во многом базируется на рассмотрении различных типов контрактов, описанных в Главе 9. Затем, в Главе 12, рассказывается подробно о том, как контракты на крупные закупки энергии используются на оптовом наличном рынке. 11.2. ЦЕНЫ ОПТОВОГО РЫНКА Для начала рассмотрим механизм цен оптового рынка и их взаимоотношений с эксплуатацией, доходами и затратами типичных производителей электроэнергии. На Рис. 11.1 изображено изменение оптовых цен во времени как отражение экономической ценности продукции, выпускаемой данной электростанцией. (Понятие экономической ценности рассматривается в Главе 10). В течение нескольких периодов времени рыночная цена то поднимается вверх, то снижается. Электростанция, переменные издержки которой составляют Е (выраженные в $/МВтч), предполагает выпускать энергию в течение периодов, закрашенных светло-серым: это периоды, когда Е находится на уровне ниже рыночной цены. Рисунок 11.1: Цены оптового рынка Рыночная цена в $/МВт E час E = Переменные издержки электростанции = количество часов, которые электростанция работает = Чистая ценность продукции электростанции 26 Окончательное формирование общего рынка электроэнергии (ФОРЭМ) Великобритании отложилось почти на год, пока участники рынка, учась на собственных ошибках, пытались осознать этот факт. 129 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ Когда электростанция работает, ее владелец рассчитывает на получение полной ценности выпускаемой ею продукции, т.е. на получение рыночной цены. Добиться этого можно очень просто, реализовав продукцию электростанции на рынке в ходе нескольких наличных сделок, в каковом случае электростанция не только возместит свои переменные эксплуатационные издержки, но и получит доход, обозначенный закрашенными серым областями, когда рыночная цена была выше переменных издержек предприятия. Эти дополнительные доходы будут использованы для покрытия постоянных расходов связанных со строительством и техническим обслуживанием предприятия. Однако при этом производитель подвергается четырем типам риска: рыночной цены; величины продаж; цены на топливо и наличия мощностей. 1. Ценовой риск - это риск, связанный с рынком. В каждый отдельный час эксплуатации предприятия рыночная цена может оказаться выше или ниже ожидаемого уровня, являясь результатом изменений спроса и предложения на рынке. Поэтому производитель энергии не может быть уверен в том, какой цены ему удастся достичь. Это влияет на величину доходов, получаемых производителем сверх переменных издержек, и поэтому может подорвать способность владельца электростанции возместить постоянные затраты, связанные со строительством и техническим обслуживанием предприятия. 2. Количественный риск - это риск, который возникает в силу изменений в рыночных условиях, которые могут повлиять на выпуск производителем своей продукции. В какие-то периоды изменения в рыночной цене могут вынудить предприятие работать на несколько часов больше или меньше ожидаемого. Это влияет не только на доходы, получаемые производителем, но также и на величину его переменных затрат на топливо, эксплуатацию и техническое обслуживание мощностей. 3. Риск цен на топливо лежит за рамками электроэнергетического рынка, но влияет на способность электростанции осуществлять поставки продукции на рынок. Повышение и снижение цен на топливо влияет на Е и поэтому изменяет как количество часов, которые электростанция работает, так и сумму чистого дохода, подученного за каждый час работы предприятия. 4. Риск наличия мощностей также зависит от факторов, находящихся за рамками электроэнергетического рынка, но представляет собой проблему, которая очень хорошо знакома большинству производителей электроэнергии. Даже если производитель знает общую картину цен на электричество и топливо (и, соответственно, количество часов, в течение которых электростанция должна работать), нет гарантии, что у этого производителя всегда будут в наличии мощности для генерирования электроэнергии. Проблемы с наличием мощностей могут привести к тому, что электростанция будет бездействовать те периоды времени, когда она рассчитывала получить некоторые доходы. Таким образом непредсказуемость наличия генерирующих мощностей вносит элемент риска в определение размеров суммарных доходов. 130 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ В Главе 9 содержится общее описание проблемы управления рисками, а в следующем разделе рассказывается о том, как производители и потребители электроэнергии осуществляют управление рисками. В электроэнергетической отрасли вышеупомянутые риски целесообразно подразделять на “рыночные риски” (цена и качество) и “риски производителя” (цена на топливо и наличие мощностей). Рыночные риски вызываются внешними факторами и поддаются отслеживанию. Они затрагивают вопрос способности торговцев разделять (или распределять) риски. Производители часто подписывают контракты, призванные разделить их риск с потребителями (или даже передать его спекулянтам). С другой стороны, риски производителя частично контролируются руководством электростанций, но потребители не могут отслеживать этот процесс. В связи с чем возникает вопрос разделения рисков, а также создания стимулов для руководства электростанций принимать наиболее эффективные решения и меры (“проблемы агентства”). В следующем разделе рассказывается о том, как данные проблемы решаются в оптимально составленных контрактах. 11.3. РАЗДЕЛЕНИЕ РЫНОЧНОГО РИСКА Для того чтобы понять, как в контрактах решается проблема рисков, сначала необходимо разработать более удобную формулировку изменений рыночной цены. На Рис. 11.1. было показано изменение рыночной цены во времени. В целях облегчения анализа порядок расположения торговых периодов (часов) может быть пересмотрен таким образом, чтобы они располагались в порядке величины рыночной цены. На Рис. 11.2 показаны все часы в году в порядке размера цены, начиная с часов, когда цена была наиболее высокая, слева. Рыночная цена для каждого часа отражена на вертикальной оси. Значения рыночной цены формируют кривую, спускающуюся слева направо по мере движения от часов, когда цена высока, к часам, когда цена низкая. Эта концепция похожа на “кривую продолжительности загрузки”, знакомую большинству сотрудников плановых служб электроэнергетических компаний, и в данной книге будет обозначаться как “кривая продолжительности рыночной цены”. Переменные издержки электростанции опять обозначаются буквой Е. Если станция работает в каждый из часов, когда рыночная цена выше Е, то у нее будут получены заказы на выпуск и передачу электричества на Н1 часов в год. На практике однако способность электростанции вырабатывать энергию во все эти часы будет ограничена проблемами с наличием мощностей, но на начальном этапе мы не будет принимать это в расчет, а вернемся к данному вопросу ниже.27 27 Способность производителей электроэнергии использовать все часы, когда цена высока, также ограничена их гибкостью. Большинству электростанций требуется несколько часов для того, чтобы достичь уровня максимального выпуска продукции, а затем спустится с этого уровня. Поэтому для них будет затруднительно использовать возможности, предоставляемые высокими ценами в течение одного часа, если до него и после него были часы, когда рыночная цена была чрезвычайно низкой. Эти соображения необязательно учитывать при теоретическом рассмотрении данного вопроса, однако они могут представлять существенную трудность для реальных производителей электроэнергии. 131 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ На Рис. 11.2 сплошная толстая линия отражает ожидаемый характер движения цен в наступающем году. Перед производителем электроэнергии стоит задача получить ценность, представленную темно закрашенной областью, которая отражает общую ценность продукции электростанции за год (по рыночной цене) за вычетом себестоимости (по переменным издержкам). Однако получение этой ценности подвержено рискам и должно управляться через соответствующее использование контрактов. Рисунок11.2: Кривая продолжительности оптовой цены Рыночная цена в $/МВт E H1 E 8760 час = Переменные издержки электростанции = количество часов, которые электростанция работает (H1) = Чистая ценность продукции электростанции 11.4. ЦЕНОВОЙ РИСК И СРОЧНЫЕ КОНТРАКТЫ На Рис. 11.3 изображен еще один вариант “кривых продолжительности рыночных цен”. Пунктирная и точечная линии отражают два возможных уровня рыночных цен в течение пиковых часов. Пунктирная линия показывает последствия падения цены; темная закрашенная область, отражающая получаемую электростанцией чистую ценность, соответственно уменьшается. Точечная линия отражает повышение цен, которое приведет к увеличению чистой ценности, получаемой предприятием. Стоимость электричества для потребителей варьируется аналогичным образом. Предположим, что ни производитель, ни потребитель электроэнергии не хотят нести риск возможного будущего изменения цены. Производитель стремится к тому, чтобы зафиксировать величину чистой ценности электростанции с тем, чтобы ее доходы могли покрыть сумму постоянных издержек. Аналогичным образом потребитель стремится к тому, чтобы зафиксировать цену, которую он платит за электричество, а не подвергаться риску резкого повышения цен. Производитель и потребитель электроэнергии могут разделить эти риски, подписав срочный (форвардный) контракт, в котором фиксируется ожидаемая рыночная цена, показанная толстой сплошной линией кривой рыночных цен. Таким образом и производитель, и 132 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ потребитель защищены от изменений рыночной цены в течение часов, когда контракт остается в силе.28 Рисунок 11.3: Влияние риска рыночной цены Рыночная цена в $/МВт E H1 E 8760 час = Переменные издержки электростанции = количество часов, которые электростанция1работает (H1) = Чистая ценность продукции электростанции (после падения пиковых цен) 11.5. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ РИСК И СРОЧНЫЕ КОНТРАКТЫ Форвардные контракты не предоставляют никакой защиты от количественного риска, как видно из “кривых рыночной цены” на Рис. 11.4. В данном случае рыночная цена на электроэнергию в среднезагруженные периоды может колебаться в будущем между верхним (точечная линия) и нижним уровнем (пунктирная линия), в каковом случае генерирующие мощности производителя будут находиться в эксплуатации большее или меньшее количество часов. В случае общего повышения рыночных цен производитель может рассчитывать на получение дополнительной чистой прибыли, запуская в действие мощности в дополнительные периоды, когда рыночная цена поднимается выше величины переменных издержек электростанции. Общая продолжительность работы электростанции увеличивается до Н2. В случае общего снижения рыночных цен электростанция будет работать только Н0 часов. В случае если производитель подписал форвардный контракт на свою продукцию, изменения в количестве произведенной энергии повлияют на величину прибыли предприятия. Однако эти вариации всегда носят односторонний характер: опыт показывает, что 28 Убедительный анализ причин, по которым трейдеры хеджируют рыночные риски, содержится в работе К.А.Фрута "Рамочный механизм управления рисками" (ноябрь/декабрь 1994) (Froot, K.A. et al. (1994), A Framework for Risk Management, Harvard Business Review, November/December 1994 (Reprint 94604)) 133 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ количественный риск всегда приводит к повышению прибыли продавца и понижению прибыли покупателя! 1. Если рыночная цена снижается и электростанция не работает так, как ожидалось (в часы от Н0 до Н1), для выполнения контракта по более низкой стоимости, чем стоимость функционирования электростанции, можно закупить электричество на рынке. 2. Если цена на электричество растет и электростанция работает непредвиденное время (в часы от Н1 до Н2), производитель получает прибыль, т.к. рыночная цена на электроэнергию превышает величину его переменных издержек. Рисунок 11.4: Влияние количественного риска Рыночная цена в $/МВт Изменение в среднезагруженных ценах E Ho H1 H2 8760 час Изменение в количестве часов, которые электростанция работает E = Переменные издержки электростанции В любом случае производитель оказывается в выгодном положении, и можно даже предположить, что он заинтересован в том, чтобы терпеть этот остаточный риск. Однако очевидно, что в конкурентной экономике за все приходится платить. В условиях конкурентного рынка производители электроэнергии, принимая решение о строительстве нового энергоблока, ожидают получения дополнительной прибыли от колебаний объема выпускаемой продукции таким образом, чтобы дополнительный чистый доход стимулировал дополнительное строительство. Это приведет к снижению ожидаемой рыночной цены до той точки, когда производители должны полагаться на прогнозируемые прибыли от наличных сделок вследствие количественного риска только для того, чтобы быть уверенными в том, что им удастся возместить полную величину своих издержек, даже если они подписали форвардные контракты. Фактические доходы от сделок, заключенных на наличном рынке, будут носить чрезвычайно рискованный характер и будут стимулировать производителя 134 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ искать альтернативные формы контрактов, предоставляющие лучшую защиту от колебаний объема выпускаемой продукции. 11.6. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ РИСК И ОПЦИОННЫЕ КОНТРАКТЫ Вследствие того, что форвардный контракт трудно приспособить под непредсказуемый характер выпуска продукции, более распространенной формой оптового контракта в электроэнергетической отрасли является опционный контракт. Хотя последний термин может звучать незнакомо для многих людей, занятых в этой отрасли, фактически он обозначает оптовый эквивалент обычного контракта на покупку электричества с ценой “за мощность” на 1 кВт и ценой “за энергию” на 1 кВтч. С помощью Рис. 11.4 можно представить принцип использования оптового контракта на электроэнергию. Как объясняется в Главе 9, опционный контракт на какой-либо актив содержит две цены: “опционную премию”, взимаемую при подписании контракта, и “цену исполнения”, выплачиваемую когда владелец контракта заявляет о своем желании использовать его и когда осуществляется поставка актива, лежащего в основе контракта. Конкретные условия контракта могут быть изменены таким образом, чтобы отражать потребности отрасли. “Опционная премия” представляет собой эквивалент оплаты, взимаемой с 1 кВт а “цена исполнения” - эквивалент платы за 1 кВтч электричества. Во-первых, предположим, что контракт представляет собой односторонний опцион “колл” (см. выше). Объем продукции в контракте выражен в виде Q кВт в каждый час, где Q - мощность производителя (и, соответственно, объем его продукции в каждый час его эксплуатации). Во-вторых, предположим, что “цена исполнения” равна Е, т.е. величине переменных издержек на единицу продукции (стоимость 1 кВтч) предприятия. Предположим, что фактическая сумма переменных издержек электростанции не варьируется и что наличие мощностей достигает 100%. Общая величина переменных издержек предприятия составит QEH* , где Н* - это фактическое количество часов, в течение которых рыночная цена превышает Е и электростанция работает. В эти же самые часы покупатель объявляет об использовании своего права по опционному контракту приобрести продукцию, также руководствуясь тем, что рыночная цена превышает Е. Производитель получит итоговый доход по контракту, равный QEH*. 135 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ Таблица 11.1 Затраты и доходы производителя энергии при различных вариантах рыночной цены Варианты уровня рыночной цены Время в эксплуатации (часы) Переменные издержки на единицу продукции ($/МВтч) Наличие мощностей (МВт) Себестоимость ($) Доходы по контрактам ($) Прибыль ($) Низкий Ожидаемый Высокий H0 E H1 E H2 E Q F + QEH0 R + QEH0 R-F Q F + QEH1 R + QEH1 R-F Q F + QEH2 R + QEH2 R-F В-третьих, предположим, что производитель и потребитель электроэнергии договариваются о сумме “опционной премии” в самом начале действия контракта. Производитель потребует (а потребитель будет готов заплатить) сумму фиксированного дохода (R), полностью отражающую ожидаемую ценность права получения электроэнергии по цене Е и изображенную на Рис. 11.2 в виде темно закрашенной области. Производить направит этот доход на покрытие своих постоянных затрат (F). Каким образом данная структура контракта влияет на риски, лежащие на производителе? Преимущества, предлагаемые опционными контрактами, можно представить через изменения объема выпускаемой продукции, вызванные изменениями в рыночных условиях. На Рис. 11.4 изображены альтернативные кривые рыночных цен, находящиеся как выше, так и ниже ожидаемого уровня. Если цены находятся на ожидаемом уровне, электростанция должна работать на протяжении Н1 часов. В случае общего повышения цен продолжительность работы электростанции возрастает до Н2 часов; в случае же понижения цен - снижается до Н0. В Табл. 11.1 приводятся доходы и затраты производителя для каждого из перечисленных случаев. Доходы, которые получает производитель от исполнения опционного контракта, всегда соответствуют величине его переменных издержек. Получаемая производителем чистая прибыль зависит от разрыва между величиной постоянных издержек электростанции и любыми другими доходами. Этот разрыв может быть положительным или отрицательным: нет никакой гарантии, что предприятие от года к году будет возмещать свои издержки. Однако опционный контракт сроком на год позволяет производителю зафиксировать величину чистой прибыли в условиях наличия как ценового, так и количественного рисков. Как правило, это повышает привлекательность того или иного проекта для инвесторов. 11.7. РИСКИ И СТИМУЛЫ ДЛЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ ЭНЕРГИИ Может сложиться впечатление что риски производителя и рыночные риски направлены на одну и ту же цель: устранение колебаний величины прибыли. Однако прибыль является мотивирующим фактором для владельцев электростанций. В 136 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ случае если будут устранены все ее возможные колебания, владельцы потеряют стимулы для осуществления наиболее эффективного руководства предприятием. В результате стоимость электроэнергии для потребителей неизбежно возрастет. Поэтому многие контракты направлены на минимизацию колебаний прибыли, вызванных внешними факторами, одновременно обеспечивая такие условия, при которых величина прибыли электростанции зависит от того, насколько эффективно осуществляется ее управление. 11.7.1. Риск, связанный с ценой на топливо Вопросы риска, связанного с ценами на топливо, затрагивались в Главе 10 в связи с СПЭ. Обычно руководство электростанции отвечает за покупку топлива и организацию его доставки на предприятие. Если оно выполняет эту задачу эффективно, то цена, которую электростанция платит за топливо, будет минимальна. Однако учитывая, что мировые цены на топливо столь сильно колеблются в течение коротких периодов времени, становится сложно определить, насколько эффективно руководство электростанции справилось с задачей закупки топлива. Как уже говорилось выше, степень, в которой опционный контракт позволяет его сторонам разделять риски, зависит от той точности, с которой цена исполнения контракта соответствует величине переменных издержек предприятия на единицу продукции, Е. Однако было бы ошибочно увязывать цену исполнения с фактической ценой, которую производитель платит за топливо. В этом случае у руководства электростанции не было бы никакого стимула стремиться к снижению цен на топливо. Как и в ситуации с СПЭ, решение заключается в увязывании цены на электроэнергию в данном случае цены исполнения - с каким-либо независимым и поддающимся отслеживанию индикатором цен на топливо.29 Индексация цен поощряет руководителей электростанций получать прибыль за счет “победы над индексом”. На Рис. 11.5 показана ситуация, когда им это удается. Величина переменных издержек на величину продукции электростанции снизилась от Е до С благодаря осуществлению эффективной политики в области закупок топлива. Как было бы в случае с СПЭ, снижение себестоимости приводит к повышению прибыли электростанции в часы Н1, когда она должна находиться в эксплуатации. Величина этого снижения в себестоимости обозначается на рисунке светло закрашенной областью. Более того, наличный рынок и право производителя продавать выпускаемую им электроэнергию на этом рынке открывают перед производителями возможности, которые отсутствуют при использовании СПЭ. Если производитель называет более низкую цену за единицу продукции, чтобы отразить более низкую стоимость топлива, 29 По некоторым видам топлива, особенно по углю, найти такой индекс может быть затруднительно, поскольку в этих отраслях нет развитого краткосрочного рынка. В ходе ведения переговоров по контрактам в электроэнергетической отрасли в Англии и Уэльсе в 1990 г. возникла необходимость использования индекса розничных цен (ИРЦ), но производители были защищены от любого риска за счет применения ИРЦ как в контрактах на покупку угля, так и в контрактах на продажу генерируемого ими электричества. 137 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ то загруженность электростанции повысится, и она будет отпускать электроэнергию большее количество часов. (Производитель электроэнергии, действующий на основании СПЭ, как правило, не может подобным образом пересматривать цену на электричество без внесения изменений в контракт.) При более низкой цене, Е2 = С, электростанция получает заказы на передачу электроэнергии на Н2 часов. За счет увеличения продолжительности работы электростанции (с Н1 до Н2) производитель получает дополнительную прибыль, равную: • рыночной цене дополнительной продукции, выпущенной за эти часы; за вычетом • дополнительных переменных издержек, связанных с работой электростанции в эти часы. Величина этой прибыли представлена в виде темно закрашенной области на Рис. 11.5. В совокупности обе эти закрашенные зоны представляют ту прибыль, которую руководство предприятия может получить, если будет стремиться найти более дешевые источники топлива. Однако предприятие будет продолжать получать эту прибыль только в том случае, если рыночные цены не будут меняться. С течением времени, разумеется, по мере того как каждый производитель будет искать более дешевые источники топлива (или научится более эффективно его использовать), все приводимые производителями цены будут снижаться. Рыночные цены тоже будут в целом падать, тем самым “съедая” дополнительную прибыль производителя и передавая получаемую выгоду потребителям. Одновременно однако в любой отдельный момент времени каждый производитель, занимающий относительно незначительную долю рынка, будет принимать рыночные цены как должное и будет постоянно заинтересован в снижении цен на топливо с тем, чтобы “выиграть у рынка”. 138 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ Риск 11.5 связанный с наличием мощностей Рыночная цена в $/МВт E C H1 H2 E = Цены исполнения опционного контракта C = Переменные издержки электростанции после снижения цен на топливо 8760 час = Дополнительная прибыль от ожидаемой продукции = Дополнительная прибыль от дополнительной продукции Предыдущие соображения исходили из того, что производители всегда имеют в наличие генерирующие мощности для выпуска электроэнергии в те периоды, когда величина их переменных издержек ниже рыночной цены. На практике однако случайные поломки и запланированные технические перерывы могут привести к тому, что у производителя может не оказаться мощностей в тот момент, когда они необходимы. Когда такое происходит в системе, предусмотренной Моделью 3 или 4, потребитель все равно может заявить о своем праве использовать опцион и приобрести электроэнергию. В этом случае производитель, который не в состоянии выполнить контракт собственными мощностями, должен приобрести недостающую энергию на наличном рынке или же оплатить возникший дисбаланс по рыночной цене.30 В той мере, в какой цены наличного рынка или дисбалансы отражают экономическую ценность электричества в данный момент времени, у производителя будет иметься эффективный стимул для того, чтобы иметь в наличии генерирующие мощности. Например, у производителя не будет стимула иметь в наличии мощности, когда стоимость эксплуатации предприятия превышает экономическую ценность получаемой электроэнергии. Таким образом рыночные цены заменяют собой бонусы и штрафы за наличие мощностей, предусматриваемые в СПЭ в условиях отсутствия оптового рынка. Иногда производители электроэнергии с неохотой принимают на себя риск, связанный с отсутствием мощностей. Однако очевидно, что стимул к обеспечению наличия генерирующих мощностей должен иметься у той компании, которая имеет средства 30 Вопрос дисбалансов подробно рассматривается в Главе 12. 139 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ для того, чтобы отреагировать на этот стимул, т.е. у производителя. Как правило, производители используют три метода управления этим риском: 1. Производители могут использовать дополнительные опционные контракты в целях ограничения своих рисков, например путем подписания опционного контракта с другим производителем на покупку электричества в тот момент, когда цена на него достигнет чрезвычайно высокого уровня. Эта стратегия описывается в Главе 9 под названием “ограда”, или “ошейник”, она ограничивает подверженность предприятия ценовому риску (но не устраняет его полностью). 2. Контракты “по мере наличия” содержат положения, которые позволяют производителю ограничить объем электроэнергии, продаваемый в любой час времени, уровнем наличия конкретных генерирующих мощностей. Связанная с этим видом контрактов трудность заключается в разработке эффективного механизма бонусов и штрафов за наличие мощностей, как в случае с СПЭ. 3. Производящие электроэнергию компании могут сформировать портфель электростанций таким образом, чтобы ответственность за выполнение одного контракта (и связанный с ним риск) распределялся среди нескольких электростанций. Иногда считается, что для того чтобы сформировать портфель из нескольких электростанций, компания-производитель энергии должна быть большой, что снова поднимает вопрос мифической власти рынка. Однако и маленькие компании могут сформировать портфель электростанций путем участия в большом количестве совместных предприятий или просто владения акциями различных предприятий, занимающихся производством электроэнергии. На рынках электричества в будущем такая диверсификация собственности может позволить частным инвесторам распределять свои риски среди нескольких компаний, что существенно снизит необходимость для производителя вести внутреннее управление своими рисками. 11.8. КОНТРАКТЫ И ПОТРЕБИТЕЛИ В предыдущих разделах рассказывалось о том, какие виды контрактов необходимы производителям для того, чтобы покрывать свои риски и обеспечить соответствующие стимулы для эффективного функционирования. В данном разделе рассматриваются эти же виды контрактов, на сей раз с точки зрения покупателя. 11.8.1. “Горизонтальные и вертикальные доли” Традиционный подход к разработке потребительских тарифов заключается в выработке цен на основе “времени использования”, как это показано на Рис. 11.6, изображающем падение и снижение спроса (МВт) на протяжении определенного периода времени. Этот период разделен на несколько под-периодов (“вне пика”, “стандартный” и “пик”), и потребителю предлагается тариф для того или иного отрезка времени в течение дня, равный ожидаемой средней цене на электричество в каждый их этих под-периодов. Фактически производители могут предлагать потребителям 140 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ опционные контракты на этой основе путем разделения объема ожидаемой продукции на “вертикальные доли”, показанные на рисунке. Рисунок 11.6: Усредненные цены в виде вертикальных секторов по кривой нагрузки МВт пик стандартный стандартный вне пика вне пика час Рисунок 11.7: Усредненные цены в виде горизонтальных секторов по кривой нагрузки МВт Q T1 T2 час Однако количество электроэнергии, которое берет потребитель в каждый из подпериодов, зависит от цены за 1 кВтч в данном под-периоде, которая отражает средние рыночные цены. Объем энергии, производимой каждой электростанцией, зависит от величины переменных издержек этой электростанции. Нет никакой причины, по которой эти две величины должны совпадать, и в любом из под-периодов производитель может создать дисбаланс, т.е. произвести или излишнее, или недостаточное количество электричества относительно имеющего спроса со стороны потребителей. Проблему излишков и дефицитов энергии можно решить за счет сделок на наличном рынке, что подвергает производителя некоторому риску. Изложенный в предыдущем разделе альтернативный подход заключается в том, что спрос разделяется на “горизонтальные доли”, как это показано на Рис. 11.7, изображающем рост и снижение (МВт) спроса в течение того же периода времени. В момент времени Т1 спрос достигает того уровня, на котором рыночная цена поднимается выше цены исполнения контракта и заставляет покупателя заявить о его исполнении. Учитывая наличие конкретной цены исполнения, контракт покрывает Q единиц продукции в течение периода времени от Т1 до Т2. На практике этот объем может быть разделен между несколькими потребителями, но все они заявляют об исполнении контракта в одно и то же время, когда рыночная цена поднимается выше цены исполнения. У потребителей могут иметься другие контракты с другими ценами 141 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ исполнения, которые покрывают другие участки кривой загрузки: чем выше цена исполнения, тем выше должна подняться рыночная цена до того, как контракт будет заявлен к исполнению, и тем короче отрезок времени между Т1 и Т2. Выше уже говорилось о том, как опционные контракты или КнР могут быть использованы для хеджирования ценового риска. Однако это не обязательно означает, что контракты полностью скрывают те сигналы, которые подает наличный рынок. Когда в контракте указывается фиксированный объем продукции, побудительный мотив для потребителя приобрести большее или меньшее ее количество продолжает определяться ценой на эту продукцию на наличном рынке.31 Например, предположим, что у потребителя имеется контракт на приобретение 100 единиц продукции. До тех пор потребитель покупает в общей сложности 100 единиц продукции, цена на нее определяется контрактом. Однако в случае, если потребитель приобретает 101 единицу продукции, эта дополнительная единица должна быть куплена на наличном рынке по текущей рыночной цене. Если же потребитель хочет приобрести 99 единиц продукции, лишняя единица может быть продана на наличном рынке по текущей рыночной цене. В каждом из этих случаев основная часть закупок потребителя покрывается контрактом. Потребители сталкиваются с ценами наличного рынка лишь в той степени, в какой объем осуществляемых ими закупок отличается от объема, заложенного в контракте. 11.8.2. Опционные контракты и наличный рынок Ситуация несколько усложняется, когда дело касается опционных контрактов, используемых для ограничения как ценового, так и количественного рисков. Однако потребители заявляют об исполнении опциона, исходя из цен на наличном рынке, а не из объема их потребления. Так что величина потребления по-прежнему зависит от цен наличного рынка. В качестве иллюстрации того, как потребители, имеющие опционные контракты, реагируют на текущую рыночную цену, предположим, что у потребителя есть 4 опционных контракта со следующими параметрами: Номер контракта = Объем контракта = Цена исполнения = 1 Q1 Р1 2 Q2 Р2 3 Q3 Р3 4 Q4 Р4 (Общий объем = Q) Теперь предположим, что рыночная цена выросла до Р* и находится между Р3 и Р4. В этом случае потребитель заявляет об исполнении контрактов 1, 2 и 3 (цена исполнения которых ниже Р*) и таким образом приобретает по контрактам Q* единиц 31 Ранее уже говорилось о подобной зависимости применительно к производителям электроэнергии. 142 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ продукции (Q* = Q1 + Q2 + Q3 + Q4). Предположим, что общий объем купленной потребителем энергии равен В*: • если В* превышает Q*, то образующийся излишек потребитель должен приобрести на наличном рынке по текущей рыночной цене, которая варьируется час от часа; • если потребитель сокращает объем закупок так, что В* оказывается ниже Q*, он вынужден будет продать образовавшийся излишек электроэнергии обратно на наличном рынке.32 Стоимость покупки электроэнергии сверх оговоренного в контракте объема Q* равна цене наличного рынка. Сокращение объема приобретаемой энергии ниже Q* дает сумму, равную цене наличного рынка. Соответственно стимул для любого незначительного изменения в объеме потребления измеряется ценой на электроэнергию на наличном рынке. Таким образом портфель, состоящий из набора различных опционных контрактов, предоставляет потребителю текущую (на данные часы) цену предельных решений относительно объема потребления, которая дает представление об экономической ценности электроэнергии настолько точно, насколько это позволяет рыночный механизм. Разумеется, оптовые рынки и оптовые контракты дают такое представление о текущих ценах лишь оптовым потребителям. Потребуется время для того, чтобы розничные потребители могли оценить преимущества подобного ценообразования (определения цены на данный отрезок дня), главным образом, потому что установка почасовых счетчиков и измерительных приборов, которые могли бы реагировать на изменения в цене, слишком дорогостоящи. Розничные потребители будут продолжать использовать стабильный тариф при постоянной цене на электроэнергию. Однако крупные розничные потребители уже сейчас могут позволить себе установку почасовых счетчиков. При наличии оптового рынка многие крупные потребители предпочитают использовать опционные контракты в сочетании с закупками на наличном рынке, а не пользоваться тарифом для конкретного отрезка времени в течение дня для определения цены. 11.9. ВЫВОДЫ В данной главе подробно рассматривались структура и области применения оптовых контрактов, т.е. контрактов на покупку электроэнергии, которые могут быть выполнены путем осуществления поставки электричества, приобретенного на наличном рынке, а также электроэнергии, произведенной какой-либо конкретной электростанцией. Целью любого контракта является предоставление защиты от риска и совершенствование или обеспечение стимулов для эффективной деятельности. Мы 32 На практике эта задача зачастую решается через систему наличных расчетов, применимую для Контрактов на разницу (см. Главу 9). 143 n/e/r/a ОПТОВЫЕ КОНТРАКТЫ попытались показать, насколько опционные контракты схожи с СПЭ, указывая оплату за кВт (опционную премию) и цену за 1 кВтч (цену исполнения), и как они позволяют ограничить ценовой и количественный риски. Риск, связанный с ценой на топливо, может ограничиваться за счет индексирования цены 1 кВтч, как это делается в СПЭ. Подобные контракты предоставляют существенные стимулы для повышения эффективности. Использование индекса цен на топливо поощряет производителя минимизировать затраты на приобретение топлива в случае в оптовыми контрактами, точно также как в случае с СПЭ. Наличный рынок представляет собой место сбыта дополнительной электроэнергии (и источник дополнительной прибыли), отсутствующий в случае использования СПЭ (по крайней мере, без дополнительных переговоров и изменения условий соглашения). Более того, если контракт является “твердым”, (т.е. если его объем не увязан с наличием мощностей у отдельной электростанции), цена на электричество на наличном рынке определяет стимулы для обеспечения наличия мощностей. Если цена наличного рынка поднимается выше величины переменных издержек электростанции и цены исполнения контракта, производители будут вырабатывать электроэнергию на собственных электростанциях для того, чтобы выполнить свои обязательства по контракту. Если мощностей нет в наличии, компания-производитель должна закупить электричество на рынке для того, чтобы выполнить свои обязательства по контракту. Стоимость таких закупок, на месте которых в противном случае должна была бы быть собственная продукция электростанции, составляет цену наличного рынка. Таким образом стимул (“бонус” или “штраф”) для наличия генерирующих мощностей обеспечивается ценой на электричество на наличном рынке (т.е. его “экономической” ценностью), даже если в контракте не содержится детальных положений об обеспечении наличия мощностей отдельными производителями. Таким образом удается избежать необходимости составления подробных положений об искомом объеме мощностей в наличии и о штрафных санкциях в случае их отсутствия. Поэтому составление и использование оптовых контрактов представляет собой гораздо более простую задачу, чем составление и использование СПЭ. Таким образом оптовые форвардные и опционные контракты имеют множество преимуществ по сравнению с СПЭ. В условиях наличного рынка электроэнергии они зачастую становятся основным видом контрактов, используемых как производителями, так и крупными потребителями. В следующей главе рассматриваются вопросы, связанные с организацией наличного рынка и торговли в целом в электроэнергетической отрасли. 144 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ 12. РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ 12.1. ВВЕДЕНИЕ В системах электроснабжения, описанных в Моделях 1 и 2, электроэнергией уже торгуют, т.е. ее покупают и продают. Коммунальные компании торгуют с потребителями и (в Модели 2) с производителями, работающими в своей собственной сети. При этом они также торгуют электроэнергией с энергосистемами, являющимися владельцами соседних сетей. Введение потребительского выбора в Моделях 3 и 4 открывает новые перспективы. При оптовой и розничной конкуренции потребителям33 разрешается покупать электроэнергию у производителей (или коммунальных компаний), удаленных от них. Для того чтобы доставить электроэнергию от производителя до порога потребителя в любой момент, когда кто-то включает свет, необходимо обеспечить возможность торговли электроэнергией по всем энергосистемам. Оптовая конкуренция (Модель 3) требует продажи электроэнергии производителями распределительным компаниям по всем высоковольтным сетям электропередачи. Розничная конкуренция (Модель 4) нуждается в продаже электроэнергии конечным потребителям по низковольтным распределительным сетям. Именно это соображение и послужило толчком к написанию данной книги: электроэнергию можно производить и транспортировать, как любой другой продукт, а также продавать на конкурентном рынке. Для создания торговли электроэнергией (в дополнение к торговле на пунктах входа и выхода) потребуется ряд новых учреждений и контрактов. В этой главе сделана попытка определить какие учреждения необходимы на свободном рынке электроэнергии и каковы принципы их работы.34 Следующий пример поможет объяснить дополнительные проблемы, возникшие при потребительском выборе. • Предположим, что у Производителя А есть контракт на продажу электроэнергии Потребителю Х (контракт АХ), а у Производителя Б - контракт на продажу Потребителю Y (контракт БY). Если бы контракты были заключены на продажу чего-то другого, а не электроэнергии, то выполнить их было бы относительно просто. Допустим, что речь идет о коврах. Когда потребитель Х хочет приобрести ковер, он просит А доставить ему ковер. Продавец ковра А поставляет товар и выписывает счёт-фактуру Потребителю Х, который оплачивает стоимость ковра. Вопроса о том, кто продал что и кому, не 33 Мы используем термин "потребитель" для обозначения физических или юридических лиц, покупающих электричество на наличном рынке. Например, в модели 3 этот термин включает предприятия розничной торговли. Конечный пользователь любой энергии является потребителем. 34 На протяжении всей главы мы игнорируем затраты на передачу энергии, включая потери энергии во время передачи. Эти проблемы рассматриваются в последующих главах. 145 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ возникает, и эту сделку можно оформить с последующим произведением расчета исключительно на двусторонней основе. • Что касается электроэнергии, дело обстоит иначе. Когда Потребитель Х включает обогреватель, он получает и расходует электроэнергию, даже если Производитель Б в данное время не производит ее. Однако, у Потребителя Y есть контракт с Производителем Б, и, поэтому, он послушно платит за получаемую им электроэнергию. На практике электроэнергия может поступать от Производителя А, который произвел ее в достаточном количестве, чтобы осуществить поставку как Потребителю Х (по контракту АХ), так и Потребителю Y. При условии, что Потребитель Y будет платить Производителю Б (по контракту БY), Производителю Б необходимо найти средства для оплаты Производителю А за фактически поставляемую им энергию. Заранее, эти два производителя могли бы согласиться на дополнительный краткосрочный или наличный контракт (АБ) для продажи энергии одного производителя другому. Однако, значительное число дисбалансов между объемами электроэнергии, указанными в контрактах, и фактическими потоками определяется только после снятия показаний счетчика. В этих случаях решение следует искать на “рынке дисбалансов", который регистрирует торговлю и устанавливает цену на любые остающиеся дисбалансы между контрактами и фактическими потоками в каждый отдельный период времени (час или 30 минут). В данном разделе мы и рассмотрим этот механизм, необходимый для функционирования любого наличного рынка электроэнергии. Прежде всего, рассмотрим способ определения величины дисбалансов, а затем исследуем приемы установления их стоимости. 12.2. РАСЧЕТЫ ПО ТОРГОВЫМ СДЕЛКАМ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ Когда-то была предложена идея, что каждый производитель должен вырабатывать такое количество энергии, которое необходимо только для удовлетворения потребительского спроса, с тем чтобы избежать расхождений между спросом и предложением. Она должна была позволить избежать необходимости создания той или иной специальной системы для устранения дисбалансов (или наличного рынка). Однако, мгновенная природа использования электроэнергии делает работу электростанций на этой основе либо невозможной, либо весьма неэффективной. Предположим, что какая-то система снабжения электроэнергией попыталась бы поддерживать уровень выработки электроэнергии в соответствии с контрактами, установив на линии современные счетчики для измерения расхода электроэнергии потребителями, и незамедлительно информируя производителя об изменениях. В этом случае возникает ряд очевидных проблем. 1. Что произойдет, если Производитель А готов поставлять энергию Потребителю Х, но одновременно есть Производитель Б, себестоимость выработки энергии на котором ниже, но который простаивает? В данном случае поставлять электроэнергию должен Производитель Б. Именно эта концепция лежит в основе распределения нагрузки с учетом величины эксплуатационных издержек производителя (“мерит-ордер”) и (по праву) является краеугольным камнем усилий по снижению затрат в интегрированных коммунальных компаниях и в 146 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ пулах Модели 1. Задача свободных рынков в других отраслях заключается в том, чтобы позволить потребителям найти и использовать дешевые источники снабжения. Было бы неразумно отказаться от принципа распределения нагрузки на основании величины себестоимости выработки энергии для усиления конкуренции. 2. Что произойдет, если потребительский спрос будет возрастать или падать значительно быстрее способности производителя изменять выработку продукции? Следует ли ограничивать темпы изменения потребительского спроса, и если да, то каким образом? Нужно ли ограничивать производителя, разрешая ему продавать продукцию только тем потребителям, чьи потребности изменяются медленно? И если да, то как все это можно регулировать? 3. Что произойдет, если на предприятии-производителе произойдет авария или поломка? Поставщик в этом случае должен в считанные секунды найти замену. В действительности же, для нахождения подходящего производителя потребуется время, а потребителя, между тем, будут снабжать из резервной мощности других производителей. Следовательно, по любой из перечисленных выше причин, всегда и при любых обстоятельствах будет существовать большее или меньшее несоответствие между величиной электроэнергии по контракту и объемом производства отдельных производителей или потреблением электроэнергии отдельными потребителями. Важно, чтобы был создан механизм для устранения всех этих несоответствий или “дисбалансов”. Эти дисбалансы необходимо устранять так, как если бы они были наличными сделками, т.е. продажа электроэнергии осуществляется в (чрезвычайно маленький) срок для немедленной поставки. Каждый торговец, который испытывает недостаток электроэнергии, должен обеспечить величину энергии, оговоренную в контракте, за счет ее приобретения у какого-либо другого оператора. Каждый торговец, обладающий излишками электроэнергии, должен быть способен продать эти излишки кому-то еще. Физически невозможно вовремя организовать эти операции одну за другой, поэтому торговцы не должны нести ответственности за организацию своих собственных закупок и продаж вне определенного срока (например, за час вперед). Вместо этого сделки в последнюю минуту (или, скорее всего, в секунду) обычно заключаются диспетчером, и все расчеты производятся после доставки “Оператором на рынке” (ОР), который выполняет свою работу в соответствии с обоюдным соглашением среди игроков. В этом отношении рынок электроэнергии отличается от большинства других рынков наличного товара и контрактов (хотя сопоставимые ограничения применяются на рынках газа, использующих сети трубопроводов). Чтобы создать рынок электроэнергии, необходимо иметь совместное соглашение о методах расчета, по которому продавцы обязаны платить согласно условиям своих контрактов (если продавец поставляет недостаточно), а все покупатели платят за непредусмотренное по контракту приобретение товара (если объем их потребления превышает оговоренную в контрактах величину). 147 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ Любую диспропорцию между торговыми сделками, которые заключаются заранее, и фактическими потоками в этот день необходимо рассматривать как торговую операцию, организованную в крайне короткий срок. Расчет по этим торговым сделкам производится после одним продавцом (ОР), идентифицируемым как покупатель и продавец на крайний случай. Необходимо выявить одного ОР для каждой сети или каждого участка объединенной энергосистемы. ОР взимает плату за эти торговые сделки, заставляя всех торговцев, имеющих доступ к этой энергосети, открыть “расчетный счет”. Хотя эта концепция может показаться малознакомой, на самом деле она характерна для всех энергосистем в той или иной форме. Ниже описываются принципы управления расчетными счетами. 12.3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ ТОРГОВЫХ СДЕЛОК В ЭНЕРГОСЕТИ На Рис. 12.1 схематически показано как заключаются контракты на поставку электроэнергии и другие торговые сделки для отдельно взятой сети. Рисунок представляет собой простой контракт на передачу по сети 100 МВтч из А в Б, при условии, что продавец фактически производит 110 МВтч в А, а покупатель в действительности потребляет 120 МВтч в пункте Б.35 Следовательно, у продавца имеется несоответствие между фактическими и контрактными потоками, которое составляет излишки продукции (или продажу) в 10 МВтч. У покупателя также имеется дисбаланс, выраженный в дефиците товара, в 20 МВтч, за которые надо платить. Чистый дисбаланс в 10 МВтч возмещается за счет поставок от других продавцов. Этот простой пример можно использовать для того, чтобы показать роль рынков и других институтов, требуемых для ускорения процесса создания конкуренции в электроэнергетике. Этот процесс, с помощью которого заключаются и регулируются торговые сделки, указывает на то, что нужно сделать для каждой энергосистемы. Он включает в себя четыре этапа: доступ к энергосистеме, разработку контрактов на электроэнергию, составление графиков и распределение фактических потоков, а также устранение дисбалансов между контрактами и фактическими потоками. Участие ОР необходимо только на нескольких этапах, как показано ниже. 12.3.1. Доступ к энергосистеме Во-первых, либо продавцу либо покупателю (или обоим сразу) для осуществления сделок необходимо заплатить за право пользования энергосетью. У продавца должно быть право поставлять 110 МВтч в энергосистему, а покупатель должен быть вправе забирать 120 МВтч из этой сети. Между собой они также должны обладать правами, которые разрешают продавцу передавать 110 МВтч по энергосистеме покупателю. Пользователи энергосистемы покупают эти права у ее владельцев или у оператора системы передачи (ОСП), назначенного для совместного управления несколькими 35 Этот пример в равной степени применим к любым чистым вливаниям энергии в сеть или ее заборам из сети, например, потокам по соединительным линиям, управлению нагрузкой, снижениям объемов выработки и т.д. Следующий пример изложен с точки зрения выработки и потребления энергии в целях ясности. Физические потери в сети также игнорируются с этой целью. 148 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ энергосистемами. Определение этих прав ценообразования рассматриваются в главе 14. и связанные с ними принципы Рис. 12.1 Устранение дисбалансов Продавец 110 МВтч 100 МВтч Покупатель 20 10 МВтч 120 МВтч МВтч ОР 10 МВтч 12.3.2. Составление контрактов На следующем этапе продавец и покупатель должны обсудить и согласовать контракт на продажу 100 МВтч. Это может быть сделано по двустороннему соглашению, или они могут вступить в контакт друг с другом через централизованную систему рынка. Сами рынки могут выполнять любую из нижеследующих функций. • Предоставление информации. Многие рынки выступают в качестве «доски объявлений», на которую поступают предложения от продавцов и заказы от покупателей. Разработку контрактов осуществляют сами договаривающиеся стороны. • Идентификация возможностей для торговли. Если продавец предлагает низкую цену, а покупатель - высокую, то существует возможность заключения сделки между ними. Некоторые действующие на рынке организации выполняют роль брокера, определяя потенциальные возможности и помогая договаривающимся сторонам заключить соглашение. • Установление цен участниками финансового рынка. Некоторые рыночные организации расширяют свою деятельность, выполняя функции торговых организаций. Вместо того чтобы вести торговые операции исключительно в своих собственных целях, маркет-мейкеры предлагают цены, по которым они будут покупать и продавать любые количества в соответствии с установленными условиями в отношении размера и места поставок, срока и т.п. Они поднимают и снижают цены для того, чтобы поддерживать баланс предложения и спроса, таким образом, опубликованные ими цены считаются хорошим индикатором «рыночной цены», т.е. рыночная цена для торговой 149 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ сделки на стандартных условиях, котируемых маркет-мейкером. Другие торговцы могут пользоваться этой ценой в качестве индикатора подходящей цены для своих собственных контрактов.36 • Установление цены путем торгов. На некоторых рынках цена определяется на торгах. Многие торговцы (и регулирующие органы) предпочитают публичные торги, с тем чтобы цена была известна всем присутствующим. В отличие от участников финансового рынка, аукционисты не принимают участия в какихлибо торговых сделках.37 Обычно, если торговцы электроэнергией располагают достаточным периодом времени для согласования условий до наступления срока поставки, они всегда предпочитают заключать контракты на двусторонней основе. Централизованные рынки электроэнергии, регулируемые ОР, более всего подходят для краткосрочных контрактов, т.е. для поставок электроэнергии в ближайшем будущем - через неделю, сутки или даже через час. Причина этой дихотомии заключается в расхождении между операционными издержками и удобством стандартных условий. Обсуждение конкретных условий для удовлетворения каждой участвующей стороны стоит весьма дорого и зачастую имеет смысл, если контракт предусматривает большие объемы и рассчитан на многие месяцы и даже годы. Для менее крупных сделок на короткий период для торговцев имеет смысл применять обычные условия рынка, которые значительно уменьшают издержки на ведение длительных переговоров, даже в том случае, если условия не в полной мере отвечают требованиям каждого торговца. 12.3.3. Составление графиков и распределение нагрузки Следующая причина участия ОР в краткосрочных сделках заключается в роли диспетчера. Оператор сети часто требует от торговцев предоставлять ему информацию об их контрактах в качестве основы для планирования действительной структуры потоков электроэнергии. Это известно как "планирование контрактов". Однако, в любой энергетической системе условия изменяются очень быстро, иногда каждую секунду. Торговцы, как считается, не могут пересматривать свои контракты также быстро, как меняются условия, поэтому на оператора системы или диспетчера ложится задача корректировки мощности за очень короткое время. Для выполнения этой задачи диспетчеру необходимо умело руководить работой электростанций для увеличения или уменьшения их мощности по мере изменения нагрузки. Некоторые распоряжения требуют немедленного исполнения (инструкции об отпуске электроэнергии), тогда как другие распоряжения дают электростанции время для медленного пуска или линейного нарастания (инструкции по составлению Эти инструкции должны рассматриваться как купля и продажа графиков).38 электроэнергии: производитель продает больше, когда его просят увеличить 36 В 1995 году предложения по "прямому доступу к розничной торговле" в Калифорнии фактически привели к присвоению ответственным коммунальным компаниям роли маркет-мейкера. 37 Данный подход применяется в Англии и Уэльсе, а также в Норвегии. 38 Составление графиков" иногда называется "обязательством”. 150 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ загруженную мощность, и покупает электроэнергию обратно, когда поступает команда уменьшить мощность. На Рис. 12.1, например, дополнительный ввод в 10 Мвтч покупается в сокращенный срок у "других производителей". Централизованный характер роли диспетчера требует от централизованного рынка регистрации, назначения цены и расчета по сделкам, связанным с составлением графиков и диспетчеризацией. Эта работа ложится на оператора рынка, который отвечает за урегулирование дисбалансов. Зачастую оператор рынка руководствуется ценой краткосрочных сделок при составлении графиков и диспетчеризации для определения цены дисбалансов. В некоторых случаях (особенно, в объединенной энергосистеме в Англии и Уэльсе) диспетчер придает такое большое значение вопросу безопасности системы, что контракты торговцев не играют никакой роли в принятии решения относительно того, кто производит электроэнергию. Решение о распределении всех физических потоков в сети принимается центральным диспетчером, а расчеты по ним осуществляются оператором рынка. Контракты между торговцами должны заключаться за пределами пула. В следующем разделе показаны различные способы составления графиков и заключения контрактов, а также то, каким образом они дают эквивалентные результаты. В остающейся части этого раздела мы принимаем, что контракты (по крайней мере, некоторые из них) сначала планируются и затем доводятся до сведения оператора рынка. 12.3.4. Зачет дисбалансов Поскольку ни один из торговцев не может гарантировать точного выполнения любого контракта с другими торговцами или с диспетчером, обязательно возникают расхождения между торговыми сделками, совершенными заранее, и фактическими потоками в энергосистеме. Торговцы должны быть согласны платить за любую электроэнергию, которую они берут из системы в форме дисбалансов - в равной степени они хотят, чтобы им оплачивали любую электроэнергию, которую они случайно направили в электросистему. Поэтому перед началом торговли продавец и покупатель обращаются к оператору рынка, ответственному за урегулирование дисбалансов в данной энергосистеме. Они подписывают соглашение о расчете с оператором рынка и открывают расчетный счет, и уже после этого могут торговать. Порядок произведения расчетов оператором рынка по объемам электроэнергии на Рис. 12.1. приводится в таблице 12.1 с пояснениями: 151 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ Таблица 12.1. Расчетные счета по контракту с фиксированным объемом Оператор рынка Контракты Производство Потребление Дисбалансы Продавец Покупатель -100 +100 +100 Прочие +10 -120 +10 -20 +10 -10 +20 -10 + = Производство или Покупка - = Потребление или Продажа • Продавец и покупатель сообщают оператору рынка объем (в данном случае 100 МВтч) для продажи по их контакту в текущий период; оператор рынка проверяет, что цифры, сообщаемые обеими сторонами, совпадают, и вносит объем для продажи по контракту как дебет для продавца и кредит для покупателя; • Затем оператор рынка регистрирует мощность каждого производителя как кредит, в данном случае 110 МВтч для продавца и 10 МВтч для других источников; • Оператор рынка регистрирует потребление как дебет в 120 МВтч для покупателя; • Затем оператор рынка выявляет дисбалансы как чистые покупки и чистые продажи, которые балансируют счета каждой из сторон; • Оператор рынка назначает цену для каждого дисбаланса и производит расчет по каждому из них в качестве покупки или продажи по соответствующей цене. В расчётном счете, показанном в Таблице 12.1 для торговых сделок на Рис. 12.1, оператор рынка покупает 10 МВтч у продавца и продает 20 МВтч покупателю. Баланс в 10 МВтч обеспечивается оператором рынка в форме закупок из других источников. Согласованная основа расчета по торговым сделкам по марже позволяет любому контракту выстоять, независимо от фактических потоков продукции. В любой отдельно взятой энергосети оператор рынка занимает монопольное положение, поскольку никто другой не в состоянии урегулировать дисбалансы. Если оператор рынка является частью интегрированной коммунальной компании, которая конкурирует с продавцом за поставку электроэнергии покупателю, возможно, что цены, назначаемые оператором рынка на покупку или продажу дисбалансов, придется регулировать. В альтернативном случае оператор рынка может выступать в качестве "клуба" или "пула", в котором торговцы согласовывают выбор административного и конкурентного процесса для установления цены дисбалансов. Этот процесс 152 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ рассматривается ниже в разделе определения цены. Если участники пула используют конкурентный процесс для определения цены дисбалансов, то размер влияния ОР на рынке довольно ограничен. Единственной областью, требующей регулирования, является плата за членство в объединении, так как каждому оператору рынка принадлежит монополия в тех операциях, которые он выполняет в энергосистеме. 12.3.5. Контракты на покрытие всех потребностей На Рис. 12.2 показана альтернативная форма контракта, обычно называемого контрактом на покрытие всех потребностей, в котором договорной объем определяется фактическим потреблением покупателя, составляющим 120 МВтч. Это означает, что договаривающиеся стороны не могут заранее сообщить ОР, какой объем будет продаваться по контракту, эту информацию они могут предоставить ему только после снятия показаний со счетчика покупателя. Такие контракты замедляют процесс расчета, однако расчеты по ним могут совершаться таким же образом, как и по другим типам контрактов. В таблице 12.2 показано, как развивается этот процесс теперь, когда объем по контракту составляет 120 МВтч. Продавец отвечает за полную разницу между объемом своей собственной выработки, составляющим 100 МВтч, и объемом потребления покупателя, составляющим 120 МВтч. Покупатель не имеет дисбаланса, так как контракт покрывает все его потребности. Рис. 12.2 Контракт, покрывающий все потребности в одной сети Рисунок 12.2: Контракт, покрывающий все потребности в одной сети Продавец 110 МВтч 100 МВтч 120 МВтч Покупатель 10 Мвтч ОР 10 МВтч 153 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ Таблица 12.2 Расчетные счета по контракту, покрывающему все потребности Оператор рынка Контракты Производство Потребление Дисбалансы Продавец Покупатель -120 +110 +120 Прочие +10 -120 +10 0 +10 -10 0 -10 + = Производство или Покупка - = Потребление или Продажа ОР по-прежнему компенсирует диспропорцию продавца за счет покупки 10МВтч из других источников. В каждом случае ОР является простым проводником дисбалансов; его продажи равны его закупкам. Если ОР использует одну и ту же цену для ликвидации всех дисбалансов в тот или иной период времени, ОР потеряет прибыль или понесет убыток после урегулирования всех расчетных счетов. Единственным последствием изменения размера контракта является перемещение обязательств по дисбалансам между покупателем и продавцом. 12.3.6. Функции, выполняемые оператором рынка Самый наглядный пример работы ОР по описанному выше методу представляет Statnett Marked (SM), государственный рынок электроэнергии и мощностей в Норвегии. SM получает информацию о сотнях контрактов каждый день, как до, так и после доставки электроэнергии. Эта информация содержит объемы энергии по контракту, но не цены. SM вводит договорные объемы в расчетные счета всех производителей, оптовых и розничных торговцев и потребителей, которые ведут торговлю в наиболее важных сетях энергосистемы в Норвегии.39 Процесс расчета осуществляется в точном соответствии с процедурой, изложенной выше: • SM кредитует счета своих членов за покупки по контракту и дебетует их за продажи по контракту; • SM также ведет деятельность на ряде краткосрочных рынков, где она кредитует счета членов объединения за покупки и дебетует за продажи на этих рынках; 39 Некоторые компании по распределению электроэнергии остаются за пределами пула и фактически ведут собственные расчетные счета для совершения расчетов с торговцами, которые используют их энергосети. 154 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ • Разница между итогами чистых кредитов и фактическим чистым потреблением регистрируется как чистая продажа (или покупка) "regulerkraft" ("власть регулирования"); • SM выставляет счета-фактуры по продажам и покупкам "regulerkraft" и по другим сделкам, совершенным на рынках объединения, но не по самим контрактам; • Платеж денежных сумм, причитающихся по контракту, участвующими в контракте продавцом и покупателем. организуется Данный пример показывает объединение, которое расширило свои функции за пределы простого урегулирования чистых дисбалансов и вышло на операции на краткосрочных рынках. Однако объединенная энергосистема Норвегии могла бы изменить свои функции по двум конкретным направлениям. Во-первых, она могла бы снизить число краткосрочных рынков, на которых она функционирует. (В настоящее время она оперирует на долгосрочном недельном и суточном рынках, а также на рынке "regulerkraft".) Во-вторых, она могла бы оставить попытки регистрации объемов по контрактам, особенно в тех случаях, когда число заказчиков, торгующих через объединение, продолжает расти в результате либерализации. Отказ от этих функций привел бы к тому, что SM оставалось бы только заниматься дисбалансами, а расчеты по самим контрактам осуществлялись бы за пределами объединения. Именно и по этой схеме работает Объединенная энергосистема Англии и Уэльса, как показано ниже. 12.3.7. Роль ОР в планировании контрактов Примеры, приведенные на рисунках 12.1 и 12.2 основаны на предположении, что торговцы информируют ОР о своих контрактах. Это является обычным отправным пунктом для многих переговоров по конкурентным формам организации торговых сделок, который начинает действовать тогда, когда заказчикам разрешено подписывать контракты с удаленными от них производителями энергии. Тем не менее, вполне возможно урегулирование контрактов на двусторонней основе, между продавцом и покупателем, полностью исключая участие ОР. Используя данные, приведенные на Рис. 12.2, таблица расчетов для ОР может быть показана в Таблице 12.3. 155 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ Таблица 12.3 Расчетные счета без контрактов Оператор рынка Контракты Производство Потребление Дисбалансы Продавец Покупатель 0 +110 0 Прочие +10 -120 +110 -120 +10 -110 +120 -10 + = Производство или Покупка - = Потребление или Продажа В Таблице 12.3 объемы для поставки по контракту установлены на уровне нуля. Дисбалансы просто равны фактическим объемам энергии, которую вводит и забирает из сети каждый торговец с расчетным счетом. В соответствии с правилами для данного типа ОП, выходная мощность продавца оплачивается полностью в качестве дисбаланса, а покупатель при этом должен платить за общий объем потребления в качестве диспропорции. Но покупатель и продавец могут восстановить положение, достигнутое в Таблице 12.2, договорившись между собой урегулировать финансовый контракт на 120 МВтч. Урегулирование этому счету показано в Таблице 12.4 с использованием аналогичного формата. В этом двустороннем счете опущены какие-либо ссылки на выработку или потребление энергии, но он содержит отсутствующий контракт на продажу 120 МВтч от продавца покупателю. Это подразумевает соответствующий "дисбаланс", который в обычных случаях был бы урегулирован доставкой электричества. Тем не менее, покупатель уже принял поставку электроэнергии из сети по цене, назначенной ОР. Следовательно, для расчета по контракту продавец соглашается предоставить покупателю наличную стоимость 120 МВтч, приобретенных от ОР (вместо доставленной электроэнергии). Этот метод урегулирования контрактов на электроэнергию обсуждался в главе 9 в разделе "Контракты на разницу". Таблица 12.4 Двусторонний счет для расчета по контракту Контракты Дисбалансы Продавец -120 +120 Покупатель +120 -120 + = Производство или Покупка - = Потребление или Продажа 156 n/e/r/a 12.3.7.1. РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ Контракты на разницу, платежи и отпуск электроэнергии Когда оператор рынка перестает планировать физические контракты, структура отпуска электроэнергии и платежей при этом не меняются. Нетто-платежи схожи в обоих случаях и это означает, что торговцам нет смысла менять свое поведение. Если в это трудно поверить, то здесь может помочь следующий пример. Предположим, что цена контракта составляет $10 за МВтч, в то время как цена дисбалансов составляет $15 за МВтч. В Таблице 12.2 выручка продавца составляет $1200 (120 МВтч при цене $10 за МВтч) по контракту, минус 150 дол., уплаченных ОР за диспропорцию в размере 10 МВтч по цене $15 за МВтч. Следовательно, чистая выручка продавца составляют $1050. В Таблице 12.3 продавец и покупатель подписывают Контракт на разницу, расчет по которому осуществляется на двусторонней основе, как рассматривалось в Главе 9. Ввиду того, что ОР игнорирует такие контракты, продавец получает $1650 от ОР за общую (положительную) диспропорцию в 110 МВтч по цене $15 за МВтч. Продавец также получает $1200 от покупателя за продажу по контракту 120 МВтч по цене $10 за МВтч, что в целом составляет $2850. Однако, по контракту на разницу продавец должен вернуть покупателю наличную стоимость договорного объема по цене наличного рынка, т.е. стоимость 120 МВтч по цене $15 за МВтч, или $1800. Таким образом чистая выручка составляет $2850 минус $1800, или $1050, то же, что и в предыдущем примере! Подобный расчет покажет, что то же самое относится к покупателю. Если запланированные контракты сообщаются ОР, объем дисбалансов равен отклонениям от запланированных потоков. Если ОР игнорирует контракты, вся физическая выработка и все потребление рассматриваются ОР как дисбаланс, хотя большая часть продаж, осуществляемых через рынки ОР компенсируется двусторонним расчетом по контрактам. Выбор метода расчета не влияет ни на предельную стоимость каждого производителя, ни на (по правилам эффективной тарификации) цену наличного рынка. Данный пример также дает возможность оценить последствия подобных контрактов для эффективности производства. Независимо от того, планируется ли контракт физически или является ли он контрактом на разницу, уменьшение объема выработки продавца снижает дисбаланс продавца, но оставляет неизменным объем поставки по контракту. Следовательно, снижение объема выработки на 1 МВтч снижает выручку продавца на 15 дол., что является ценой наличного рынка. На этом этапе продавец может выполнить обязательства по контракту несколькими способами, либо за счет использования собственного производства, либо за счет покупки дисбалансов у ОР по цене наличного рынка, либо за счет покупки у других (по цене, подобной цене, предложенной ОР). Разумный продавец выберет самый дешевый источник. В результате этого он решит вырабатывать энергию только в том случае, если себестоимость вырабатываемой им электроэнергии будет меньше наличной цены ОР, составляющей $15 МВтч, независимо от контрактной цены. 157 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ И это замечательный результат. Если цена дисбалансов, назначенная ОР, отражает конъюнктуру рынка (которая будет рассматриваться в этой главе), то решения об отпуске электроэнергии и проведении технического обслуживания и ремонта будут приниматься путем сравнения затрат с ценой наличного рынка (текущей или предполагаемой), означая при этом, что электростанция будет использоваться в том случае, если это будет рентабельно. В противоположность этому СПЭ включает стимулы для эксплуатации и технического обслуживания во время подписания контракта; если эти стимулы не основаны на рыночных ценах, они могут нарушить решения в отношении эксплуатации. Поэтому сочетание контрактов на поставку больших объемов энергии и образование рыночных цен на дисбалансы предлагает перспективу значительно большего повышения рентабельности, чем СПЭ. 12.3.7.2. Практическое использование объемов энергии контрактов на поставку больших Объединенная энергосистема Англии и Уэльса была создана практически на пустом месте в 1990 году. В это время было принято решение, что централизованный сбор и объединение информации о контрактах на электроэнергию является дорогостоящим и неэффективным процессом. Общенациональная электроэнергетическая компания также захотела сохранить контроль за планированием и распределением нагрузки для поддержания защиты и безопасности системы во время крайне тяжелого переходного периода. Поэтому диспетчеры не обращают внимания на контракты производителей с их потребителями. Вместо этого они планируют и распределяют всю выработку наименее дорогостоящим способом в соответствии с потребностями системы. Объединенная энергосистема обеспечивает рынок для всего объема продукции компаний-производителей и всего объема фактического потребления. Как выработка, так и потребление электроэнергии рассматриваются в качестве формы дисбаланса, которая ликвидируется по цене объединения. Контракты на электроэнергию по-прежнему применяются в Англии и Уэльсе; фактически, они распространяются в любое время на 80% всех продаж электроэнергии или более. Они оговариваются и заключатся исключительно договаривающимися сторонами, но на двусторонней основе со ссылкой на цену, назначаемую объединенной энергосистемой. Следовательно, объединенная энергосистема в состоянии избежать участия в тысячах контрактов между производителями и их потребителями. Полное объяснение принципов работы Объединенной энергосистемы Англии и Уэльса содержится в Приложении Б. 12.3.8. Дисбалансы и требования к измерению потребления электроэнергии Как показано на Рис. 12.2, дисбалансы, предусмотренные в расчетных счетах ОР, зависят от измеренных потоков и любых данных о продажах по контрактам, предоставленных торговцами. Расчет дисбалансов в расчетных счетах производится путем вычитания сумм продаж по контракту из объемов фактически доставленной электроэнергии продавца в сеть, а также из объема фактического потребления 158 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ покупателя. Точность измерения объемов фактически доставленной электроэнергии и потребления зависит от качества производимых замеров. Если дисбалансы ликвидируются по постоянной цене в течение всего года, ОР необходимо производить замер общих совокупных потребностей только один раз в год (или каждые несколько месяцев с целью облегчения снятия показаний счетчиков). Дисбаланс любого потребителя просто равен общему замеренному объему потребления за вычетом общего объема закупленной по контрактам электроэнергии. Все подобные дисбалансы начисляются по той же цене в течение определенного года, при этом время возникновения дисбалансов не имеет значения. В действительности, многие энергосистемы используют условия начисления затрат и цен, которые изменяются каждый час. В этом случае ОР будет заинтересован в измерении объема потребления (и контрактных закупок) каждый час.40 Если снятие показаний счетчиков производится менее часто, в этом случае будет невозможно определить, появился ли дисбаланс в течение периода высокой или низкой цены. ОР может назначать среднюю цену по всем периодам между снятиями показаний, но при этом существует риск, что потребитель может фактически потребить выше среднего в периоды высокой цены и меньше среднего в периоды низкой цены, в случае чего ОР останется в проигрыше (или, вероятнее всего, возместит ущерб за счет других пользователей сети). В принципе каждый ОР будет заинтересован в измерении доставленных объемов электроэнергии и потребления, по крайней мере, так часто, как часто будет изменяться цена дисбалансов. Поэтому почасовая торговля требует почасового замера. Торговцы, отказывающиеся производить замеры на почасовой основе, не ведут торговлю на этом рынке, так как они не оплачивают истинную почасовую стоимость их закупок, вместо этого они вынуждают ОР играть роль розничного торговца, назначающего средние расценки. Эта роль может быть неприемлема для ОР или для других торговцев. Если ОР не хочет изменять свою роль в ликвидации дисбалансов по подходящей цене, ОР необходимо разрешить конкретно определять нормы замеров в качестве обязательного условия ведения торговли в сети.41 40 Объединенная энергосистема Англии и Уэльса использует получасовой период ликвидации. 41 Объединенные энергосистемы как в Норвегии, так и в Англии и Уэльсе решили использовать "характеристик потребительской нагрузки", как способ распределения объединенных потребностей на часовой и получасовой периоды расчетов. Этот подход позволяет многим потребителям избегать необходимости установки дорогостоящих счетчиков измерения потребления энергии в каждый отдельный час. Однако, в обоих случаях объединенная энергосистема установила протокол о совместной ответственности за ошибки в распределении общего объема выработки для отдельных потребителей или покрытия физических потерь. Следовательно, потребители, не имеющие почасовых счетчиков, участвуют в совместной схеме распределения затрат, вместо того, чтобы вести торговлю исключительно от своего имени. Кроме того, внедрение характеристик нагрузки оказалось чрезвычайно трудным. В 1994 году аудитор энергосистемы по Англии и Уэльсу был вынужден квалифицировать счета объединения по той причине, что он не был уверен в том, что каждому потребителю была назначена по счету правильная сумма. 159 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ 12.3.9. Краткие выводы: расчеты по сделкам на приобретение электроэнергии В данном разделе объясняется, каким образом могут возникнуть как маленькие, так и большие несоответствия между объемами электроэнергии, оговариваемыми в контрактах, и фактическими потоками в любой отдельной сети. Мы обозначаем эти несоответствия как "дисбалансы". Поэтому каждая сеть (или торговцы, пользующиеся сетью) должны назначать Оператора рынка, который будет нести ответственность за эти дисбалансы и назначать по ним цену. ОР должен управлять системой расчетов, которая, по крайней мере, будет выполнять следующие функции: • измерение разницы или "дисбалансов" между фактическим чистым выходом (или потреблением) и чистыми контрактными продажами (если они сообщены ОР); • принятие решений на предмет того, кто является чистым покупателем или чистым продавцом дисбалансов; • установление цены на чистые закупки и продажи дисбалансов; а также • организация расчетов по дисбалансам таким способом, который не приведет к разногласиям или высокой стоимости сделок. Для того, чтобы выполнить эти функции, обычно оператору будет необходимо: • конкретно определить норму замера счетчиками, устанавливаемыми каждым производителем и потребителем (или их назначенными агентами). Пример использования данной схемы организации существует в Норвегии, где рынок электроэнергии получает информацию об объеме продаж по контракту и организует ряд краткосрочных рынков (например, за неделю до срока поставки). Но основная его функция сводится к расчету и ликвидации срочных дисбалансов, зарегистрированных как "regulerkraft" ("власть регулирования"). Зачет дисбалансов является единственной ролью, для которой ОР является абсолютным и необходимым условием. ОР может также заниматься урегулированием других форм сделок, таких как предоставление услуг торговцам, если, например, более эффективно совершать краткосрочные торговые сделки централизованно. Тем не менее, ОР совсем не обязательно получать какую-либо информацию об оптовых контрактах, поскольку расчет по ним может осуществляться другими сторонами (включая самих продавца и покупателя). Если торговцы не будут сообщать о своих контрактах на электроэнергию оператору рынка, то вся физическая выработка и все потребление будут выступать в качестве дисбалансов. Объединенная энергосистема Англии и Уэльса управляет рынком за день вперед для производителей, но измеряет как выпуск, так и потребление энергии в качестве дисбаланса. Она не играет какойлибо роли в проведении расчетов по контрактам. Для того, чтобы выполнить свои основные функции, ОР должен быть в состоянии замерять объемы электроэнергии, доставленные в сеть или из нее так часто, как часто 160 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ изменяется цена дисбалансов. Это означает, что ОР, возможно, должен определить условия для нормы замеров счетчиками, которые будет устанавливать любой торговец, желающий купить или продать электроэнергию в сети. Однако, замер дисбалансов - это лишь первый шаг в управлении системой расчетов. К этим дисбалансам также должна прилагаться цена до того, как ОР может выставить счет-фактуру. Цена принимает крайне важное значение, так как она дает стимул для эффективного управления и торговли. Поэтому мы переходим к рассмотрению непростого вопроса о том, каким образом необходимо устанавливать цены по наличным сделкам и дисбалансам. 12.4. УСТАНОВЛЕНИЕ ЦЕН Если наличный рынок можно организовать как набор двусторонних сделок, то вопрос обсуждения цены должен решаться торгующими сторонами. Тем не менее, должно существовать определенное правило тарификации на дисбалансы. Как мы увидим далее, эти правила тарификации играют крайне важную роль на всем рынке электроэнергии. Почему эти правила необходимы вообще? Потому что они облегчают для торговцев задачу согласования цены по условиям, согласно которым сделка должна оговариваться быстро. На наличных рынках электроэнергии как покупатель, так и продавец имеют от этой сделки какие-то выгоды, но при этом возможен длительный период пререканий, в течение которого стороны спорят о распределении выгод от торговой сделки. Еще труднее достигнуть соглашения, если продавец и покупатель договариваются о цене на уже доставленный дисбаланс. Продавец уже не имеет рыночной власти, позволяющей ему отстаивать свои интересы, а покупатель может отказаться платить вообще. В конечном итоге, это может привести к краху торговой системы или к неэффективным методам распределения нагрузки, неспособным использовать экономические возможности для торговли. Задержки в достижении соглашения как по наличным сделкам, так и дисбалансам, можно избежать, если все потенциальные покупатели и продавцы заранее оговаривают формулу, которая предусматривает справедливое распределение выгод. Правило установления цен также должно отвечать определенным критериям эффективности, но обычно принимается наиболее эффективная цена в качестве основы для распределения выгод от торговой сделки (напрашивается вывод, что вопрос распределения может быть второстепенным). Однако, критерии эффективности являются довольно сложными. При определении правила тарификации распределение выгод иногда может показаться более важным, чем эффективная идентификация возможностей торговли. 12.4.1. Эффективные критерии Главным критерием при выборе правила тарификации является то, что оно должно обеспечить те же результаты, как и эффективное централизованное распределение 161 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ нагрузки, основанное на предельных затратах. Это можно толковать в одном из двух направлений: • в двусторонней торговой системе необходимо разрешить все экономически эффективные сделки на электроэнергию и • в системе централизованного распределения нагрузки необходимо, чтобы все производители были заинтересованы в принятии инструкций отпуску электроэнергии, выданных центральным диспетчером. Этот критерий можно выразить в виде ряда вспомогательных условий. По крайней мере, цена должна устанавливаться на достаточно высоком уровне, который позволил бы производителю подготовиться к поставке электроэнергии, т.е. цена должна быть выше предельных затрат поставщика. В идеальном варианте, цена должна быть ниже предельных затрат любых более дорогих производителей, которые не требуются. В этом случае производитель, получивший распоряжение на производство энергии, будет готов это сделать; производители, не получившие подобных инструкций, не захотели бы их выполнять. Подобные условия могут распространяться и на покупателей. Цена должна быть ниже предельной стоимости, установленной для электроэнергии покупателем, и потенциальные покупатели не должны испытывать препятствий при приобретении энергии по этой цене, которую они готовы заплатить. В Модели 1, где покупателями и продавцами являются другие коммунальные компании, оценкой покупателя является стоимость вытесненного производителя. Члены объединенной энергосистемы должны сообщать о своих затратах в качестве обязательного условия присоединения, таким образом эта величина хорошо известна и условия обычно удовлетворяются. В других типах объединения обеспечение сигналов цены со стороны потребителей в некоторой степени недостаточно развито. Правило тарификации, отвечающее всем этим целям, установит цены, по которым торговцы всегда будут заинтересованы в принятии централизованно распределенной нагрузки. Это важно не только для зачета дисбалансов. Даже если торговец и подписывает контракт, он сохраняет за собой возможность опираться в большей или меньшей степени на поставку дисбалансов. Например, продавец решит вырабатывать ли ему или не вырабатывать тот объем электроэнергии по контракту, в зависимости от того, является ли цена на дисбалансы выше или ниже стоимости эксплуатации его собственной установки. Покупатель решит, потреблять ли ему электричество из сети или использовать вместо этого производителя (если таковой имеется в наличии) по тому же критерию. Рынок дисбалансов всегда предлагает альтернативный вариант использованию собственного производства. Следовательно, цена на дисбалансы является основным определителем готовности (или чего-либо другого) производителей следовать распоряжениям диспетчера. Кроме того, рынок дисбалансов конкурирует с долгосрочными сделками в качестве средств осуществления торговли электроэнергией. Производителям не нужно продавать их мощность по цене ниже того, что они предполагают получить за 162 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ дисбалансы. Подобным образом, потребителям не нужно соглашаться покупать электричество по цене выше того, что они ожидают получить за дисбалансы. В результате, цена на дисбалансы играет главную роль в установлении цены по другим контрактам и поддерживает доход отрасли в целом. Поэтому в Моделях 3 и 4, где свободные рынки обеспечивают только средства для возмещения затрат на выработку, правило тарификации на дисбалансы поддерживает эффективность инвестиционных решений. Таким образом, перед тем как перейти к вопросу о возмещении затрат, в следующих разделах мы рассматриваем различные правила ценообразования. 12.4.2. Правила образования рыночных цен или тарификации по вмененным издержкам В последние годы разработка правил тарификации была посвящена устранению возможностей для "игры в прятки" или, другими словами, устранению любых стимулов для торговцев давать неверную информацию о своих затратах. Особенно это важно на свободном рынке, где производители обычно не допускают того, чтобы их затраты тщательно проверялись другими. В общем и целом, решение проблемы в том, чтобы обеспечить установление цены по любой отдельной сделке на уровне, диктуемом общей конъюнктурой рынка без учета затрат участвующих в сделке покупателя и продавца. Это мешает торговцам получать более высокие цены за счет подтасовывания информации о своих затратах. По смыслу этого правила можно ожидать, что торговцы будут заинтересованы в предоставлении верной информации о своих затратах. Но это не означает, что цена может устанавливаться произвольно. Стимул для предоставления точной информации будет в действительности больше, если рыночная цена установлена в соответствии со "вмененными издержками" предлагаемого к сделке товара. Вмененная стоимость представляет собой ценность товара при его альтернативном использовании. В большинстве случаев альтернативная возможность определяется путем снижения объемов поставки с текущего уровня и сохранением средств, используемых на его производство, для альтернативных возможностей (т.е. для производства другого товара или этого же товара, но в другое время). В такие периоды времени вмененные издержки представляют собой дополнительную стоимость поставки предельной единицы товара. Тем не менее, иногда предложение и спрос можно сбалансировать только путем нормирования спроса, в этом случае вмененные издержки представляют собой стоимость товара в его предельном использовании.42 Эти общие концепции могут быть применены к электроэнергии, как объясняется ниже. 42 Данные концепции и аргументы являются частью традиционной экономической теории, и мы не ставим целью рассматривать их подробно в данном разделе. Заинтересованные в этом вопросе читатели найдут их исчерпывающее объяснение во многих учебниках по экономике. 163 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ Рисунок 12.3: Вмененные издержки - предельная себестоимость системы производства электроэнергии Рыночная цена в $/МВт N M SMC M 0 L N K Спрос в МВт SMC = Предельный издержки системы 12.4.2.1. Предельная стоимость дополнительной мощности В электроэнергетической промышленности предельная стоимость дополнительной мощности ("предельная себестоимость системы", или SMC43) определяется как запрашиваемая цена производителя с самыми высокими затратами, вырабатывающего энергию в данный момент. Величину этой стоимости можно вывести на основе данных конфигурации системы. На Рис. 12.3 показана калькуляция в графическом выражении. Горизонтальная ось измеряет спрос на систему в МВтч. Восходящая кривая ММ показывает предельную стоимость всех электростанций в системе, расположенных в порядке возрастания. В целях осуществления отпуска электроэнергии с наименьшими затратами, сначала распределяется нагрузка электростанции с наименьшей себестоимостью выработки энергии, а более дорогостоящая электростанция используется только при повышении спроса. Общая мощность системы показана как точка К. В обычных условиях спрос на электричество может быть представлен пунктирной линией NN.44 Рынок находится в состоянии равновесия при спросе L. Предельная себестоимость системы определяется как предельная стоимость нагрузки последней электростанции, распределенной для удовлетворения спроса, т.е. предельная стоимость наиболее дорогостоящего производителя, работающего в данный момент. Предельная себестоимость системы является экономически выгодной стоимостью 43 В Англии и Уэльсе, несмотря на предположение о том, что производители предлагают цену, связанную с затратами, не существует каких-либо правил, обязывающих их к этому. По этой причине в Англии и Уэльсе эта же переменная величина называется "Предельной ценой системы" (SMP). 44 Градиент на линии показывает, каким образом потребители прерывают или снижают свой спрос по мере повышения цены. 164 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ электроэнергии в то время, когда спрос может быть удовлетворен за счет имеющейся мощности. Определение предельной себестоимости системы начинается с анализа предельных затрат на выработку электроэнергии. Для теплогенераторов (т.е. паровых турбин и турбин сгорания), информация об издержках, используемая для распределения нагрузки, обычно включает в себя три основных компонента: • "издержки подготовки" для подготовки производителя к запуску; • "затраты при нулевой нагрузке" в час для остальных энергоблоков, подсоединенных к системе (даже если они бездействуют при "нулевой нагрузке") и • "удельная стоимость" электроэнергии за МВтч для фактической выработки при различных уровнях выпуска продукции.45 Возникает вопрос, какие затраты следует относить к производству любого отдельного МВтч выпускаемой продукции. Некоторые определения предельной себестоимости системы включают только удельную стоимость производства, тогда как другие также включают долю издержек подготовки и издержек при нулевой нагрузке.46 Кроме того, затраты на эксплуатацию любого производителя зависят от неценовых характеристик, таких как скорость отслеживания графика нагрузки (максимальная скорость изменения объема выработки) и минимальная стабильная выработка (при самых низких параметрах для камер сгорания). Правильный подход зависит от распределения сделки по времени, так как большее количество затрат является "предельным" (то есть является устранимым) уже без предварительного предупреждения. Вполне возможно, что предельная себестоимость системы может быть немедленно представлена удельной стоимостью выработки дополнительного МВтч производителем, который уже начал генерировать электричество и находится в оперативном режиме. Однако, за день вперед производители откажутся подчиняться плановым инструкциям, если они не будут уверены в том, что цена производства энергии позволит им компенсировать дополнительные издержки подготовки и затраты при нулевой нагрузке. Возможно, 45 Эта структура предлагаемых цен существует даже на свободном наличном рынке в Англии и Уэльсе. Она была принята потому, что производители не были уверены, в течение какого времени будут продолжать работать каждый день их установки, а также какую цену они получат в этот период времени. Эта разъединенная структура цен позволяет диспетчеру проверять эксплуатационные издержки в разных условиях, а Объединенная энергосистема устанавливает общую предлагаемую цену за МВтч в соответствии с фактической структурой выработки для каждой электростанции. Норвежская гидросистема создает как для производителей, так и диспетчеров меньше проблем. Эксплуатационные расходы зависят исключительно от стоимости воды за плотиной и обычно не от графика работы станции. Поэтому производители рассчитывают единую цену на МВтч, которая непосредственно связана с диспетчером и с объединенной энергосистемой. 46 Объединенная энергосистема Англии и Уэльса использует только удельную стоимость при определении величины предельной себестоимости системы в периоды внепиковой нагрузки, но относит все издержки подготовки и затраты при нулевой нагрузке к предельной стоимости выработки в течение периодов пиковой загрузки. 165 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ правило тарификации должно также учитывать неценовые характеристики, например, путем выявления негибкой электростанции, которая не в состоянии удовлетворить дополнительный спрос, и исключения ее из расчетов предельной себестоимости системы. Рис. 12.4. Вмененные издержки - предельная стоимость для потребителей р Рыночная цена $/MВтч MVC M SMC р M 0 К Q Спрос в МВт MVC = Предельная стоимость для потребителей SMC = Предельный издержки системы 12.4.2.2. Предельная стоимость для потребителей На Рис. 12.4 показан принцип, который лежит в основе составления величины предельной стоимости для потребителей. В часы пик спрос на электроэнергию представлен в виде линии РР. В случае если бы цена устанавливалась в зависимости от предельной стоимости самого дорогого производителя электроэнергии, спрос в Q превысил бы предложение в К. Спрос и предложение могут быть уравновешены только в том случае, если цена возрастет до уровня, обозначенного MVC (предельная ценность потребителей). В связи с этим достаточное количество потребителей прервут (или просто снизят) свой спрос, что приведет к его согласованию с имеющейся пропускной способностью. MVC представляет собой экономически выгодную стоимость электроэнергии, в случае, когда происходит рациональное нормирование спроса. На практике существует меньше согласованности по ценности электроэнергии для потребителей, чем по измерению предельных издержек. Отсюда возникает три основных метода. 166 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ 1. В США оптовые торговцы обычно покупают электроэнергию на наличном рынке по цене, которая базируется на величине предельной себестоимости системы только тогда, когда они уже купили “билет на мощность”. Торговцы могут продавать такие билеты на пропускную способность только в том случае, если они смогут продемонстрировать энергообъединению, что они действительно располагают такой электроэнергией (т.е. если они имеют фактические электростанции, контракты или билеты). Билеты на мощность продаются на отдельном рынке - рынке мощности. Ценность “мощности” (т.е. возможности купить электроэнергию по предельной себестоимости системы) зависит от штрафной неустойки, начисляемой энергообъединением на счет торговцев, которые покупают больше электроэнергии, чем предусмотрено их правом на мощность.47 Поэтому такая штрафная неустойка поддерживает цены на электроэнергию. 2. Норвежская объединенная энергосистема требует от своих клиентов делать заявки непосредственно на электроэнергию, которую они хотят купить (или относит их на дебет за счет покупок “regulerkraft”). 3. Система в Англии и Уэльсе позволяет некоторым клиентам предлагать управление нагрузкой, т.е. назначать цену, при которой они готовы прекратить подачу электроэнергии, однако, для большинства клиентов объединенная энергосистема просто использует регулируемое значение, так называемую “Стоимость потерянной нагрузки” (VOLL). В Великобритании в настоящее время Стоимость потерянной нагрузки установлена в размере 2 ф.ст. за кВтч плюс ежегодная поправка на инфляцию розничных цен с апреля 1990 года. Этот дополнительный элемент в установлении цен на электроэнергию представляется чрезвычайно важным фактором в том плане, что производители электроэнергии имеют возможность возместить все свои затраты за счет рынка, о чем речь идет ниже. 12.4.2.3. Положительные и ценообразования отрицательные стороны правил рыночного Если рыночная цена выводится из информации об издержках электростанции с предельно высокой себестоимостью (т.е. наиболее дорогой), производящей электроэнергию в любое время, для производителей электроэнергии остается мало возможностей для манипулирования рыночной ценой. Отдельные производители электроэнергии не в состоянии повысить рыночную цену за счет повышения своих собственных цен предложения, если они знают, что фактически электростанция не работает с предельной нагрузкой (т.е. установлена на уровне предельной себестоимости системы), или если существует достаточная конкуренция.48 При 47 Такая система также была принята в Аргентине, где цена на электроэнергию в часы пик установлена на зафиксированном уровне. В Чили оптовики покупают ежегодные билеты на генерирующую мощность по цене, которая покрывает все издержки по производству электроэнергии в год. Эти две системы известны из-за предусматриваемого ими процента конкуренции в продаже электроэнергии вместе с организованной системой проверки принадлежащей им по праву мощности. 48 Если отдельная компания по производству электроэнергии снабжает большую часть рынка электроэнергии, она может повысить свою прибыль за счет повышения предлагаемых цен одной какой-нибудь 167 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ отсутствии этих двух условий производители электроэнергии предложить цену, которая равна их затратам, по двум причинам: имеют стимул • если они предлагают слишком высокую цену, их энергия может оказаться нераспределенной, когда цена на наличном рынке поднимется выше их реальных затрат; • если они предлагают слишком низкую цену, их энергия может распределяться, когда цена на наличном рынке ниже их реальных затрат. Стимулирующие свойства таких правил представляются чрезвычайно важными с точки зрения эффективности распределения нагрузки. Они дают производителям электроэнергии стимул для того, чтобы с точностью декларировать свои затраты. Более того, когда энергия начнет распределяться с электростанции, производитель должен будет подчиняться инструкции, зная, что цена должна превысить его предельные издержки. Поэтому правило рыночного ценообразования способствует эффективному отбору электростанции диспетчером. Кроме этого, если цена носит “экзогенный” характер, т.е. не зависит от издержек производителя, производитель имеет стимул для повышения эффективности и сокращения затрат. В краткосрочном плане любое сокращение затрат используется производителем в качестве повышения прибыли. В долгосрочном плане накопление таких сокращений затрат приведет к сокращению всех предлагаемых производителем цен, а отсюда и предельной себестоимости системы. В результате этого, экономия за счет эффективности постепенно дойдет до заказчиков в виде более низких цен. Поэтому правило рыночного ценообразования способствует эффективной работе производителей. Поэтому правила рыночного ценообразования не просто способствуют образованию цены, при которой продавцы хотят торговать, но также способствуют эффективному использованию мощностей и эффективной работе электростанции. К сожалению, несмотря на то, что правила рыночного ценообразования имеют такие благоприятные стимулирующие характеристики, на практике они трудно применимы. 1. Трудно определить предельные затраты электростанции, особенно, если некоторые издержки (например, издержки, связанные с запуском электростанции) прямо не связаны ни с какой конкретной единицей продукции, или если издержки по работе электростанции зависят от информации, не связанной непосредственно с себестоимостью (например, скорости отслеживания графиков нагрузки). ОР обычно должен работать в тесной связи электростанции. Продукция этой конкретной электростанции может снизиться и быть заменена продукцией другой электроэнергетической компании. Однако, чистое повышение в рыночной цене, получаемое за счет оставшейся продукции компании (от этой электростанции и от других электростанций) более, чем в состоянии компенсировать любые сокращения в общем объеме продаж. 168 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ с диспетчером, чтобы получать и перерабатывать информацию по затратам производителя. всю необходимую 2. Некоторые распределительные системы позволяют производителям самим принимать решения относительно выпуска продукции независимо от общей эффективности системы. Расчет предельной себестоимости системы должен тогда игнорировать любые затраты, понесенные производителем добровольно, например, в случае вынужденного отпуска электроэнергии с электростанции по запросу производителя. 3. Сеть электроснабжения имеет разные альтернативные издержки в разных точках системы, поскольку рынок электроэнергии разделен на сегменты за счет сдерживающих факторов при передаче электроэнергии в энергосистеме. (См. Главу 14 по стоимости передачи электроэнергии). 4. Альтернативные издержки также могут ежеминутно варьироваться в зависимости от повышения и понижения спроса. Правила ценообразования обычно работают на основе медленного действия, когда периоды продажи длятся в течение получаса, часа или еще дольше. Требуется некое согласование между ценами в периоды торговли и ценами распределения в масштабе реального времени. 5. Между производителями электроэнергии может быть недостаточно конкуренции (главным образом, в отдаленных районах), тогда требующиеся стимулирующие факторы, присущие наличному рынку, не применяются. 6. Подсчитать предельные издержки гидроэлектростанции особенно трудно, поскольку они зависят от ожидаемой стоимости воды. Отдельные производители могут и не знать о системных условиях, которые влияют на эту стоимость. С другой стороны, диспетчер может полностью не принимать структуру затрат отдельного производителя. Подсчеты обычно должны объединять информацию из обоих этих источников. Из-за этих трудностей рынки электроэнергии не в состоянии применять правила рыночного ценообразования, если торговцы не согласны, чтобы цена зависела от многочисленных и сложных подсчетов. На практике правила рыночного ценообразования всегда включают некоторые приближения. Торговцы должны уметь корректировать свои предложения и заявки цены в соответствии с незначительными искажениями. Будут ли такие коррективы влиять на эффективность распределения нагрузки зависит от того, насколько хорошо производители понимают принцип рыночного ценообразования и процесс принятия решения по распределению нагрузки диспетчерами. Система в Англии и Уэльсе предусматривает проведение необходимых вычислений, чтобы получить полностью конкурентоспособную энергосистему, допуская приближения в некоторых районах. Целый ряд вышеупомянутых проблем до сих пор остается нерешенным, однако основные производители электроэнергии уже приспособились к такой системе и знают, как составлять свои предложения цены с тем, чтобы они отвечали выполнению их коммерческих целей. Иногда производителей обвиняют в назначении цены, которая не соответствует их 169 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ эксплуатационным затратам. Очень часто “искажение” в предлагаемых ценах предполагает аналогичное искажение в правиле ценообразования. Было бы неправильно сделать вывод, что получаемая в результате структура распределения нагрузки является неэффективной. 12.4.3. Правила ценообразования предложениям по принципу платежа по текущим Даже после введения наличного рынка в Англии и Уэльсе многие торговцы продолжают спрашивать, почему продавцам просто не заплатить цену, которую они запрашивают - так как это происходит в любом супермаркете.49 Очень немногие рынки электроэнергии (если вообще такие имеются) на практике применяют это правило изза специфических факторов, присущих электроэнергетике. Необходимо понять эти факторы, так как они определяют то, какие торговые процедуры представляются реальными. Чтобы проиллюстрировать эту проблему, возьмем гипотетическую систему продажи электроэнергии, в которой производители получают цены, которые они назначают. Такая система называется “платеж по текущим предложениям”. Мы рассмотрим, как такое правило ценообразования работает на практике: сначала на рынке, где продавцы могут корректировать свои цены столько раз, сколько им нужно, а затем на рынке, где существуют ограничения в гибкости цены. 12.4.3.1. Рынки по принципу “платежа по текущим предложениям” с гибким предложением цены Большинство производителей назначают не цену, которая равна их затратам, а цену, “которую можно получить на рынке”. В условиях, когда заказчики имеют возможность выбирать своего поставщика в результате конкурентного отбора, они не должны платить цену выше, чем себестоимость производства самого дорогого производителя, для удовлетворения своего спроса. Любые попытки назначать цену выше этого уровня сразу же будут пресечены другими потенциальными конкурентами. Поэтому, в условиях конкуренции на рынке электроэнергии все предложения и заявки цены имеют тенденцию образовываться вокруг экономической стоимости электроэнергии - обычно предельной себестоимости системы, а иногда предельной ценности потребителей. Предположим, например, что имеющаяся мощность превышает спрос, а экономическая стоимость зависит от предельной себестоимости системы. Тогда только электростанции с затратами выше, чем предельная себестоимость системы, начнут назначать более высокие цены, и в каждом конкретном случае они будут равны их собственным предельным затратам. В этих условиях диспетчер будет использовать производителей, цены которых находятся на уровне или ниже предельной себестоимости системы, и не будет использовать самых дорогих производителей. 49 Департамент по электроэнергетике был вынужден изучить этот вопрос в 1994 году, четыре года спустя после начала работы Объединенной энергосистемы. 170 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ Структура распределения была бы такой же, как если бы имелись исчерпывающие данные об условиях стоимости для каждого производителя и цена была бы равна предельной стоимости (системы), что необходимо для достижения экономической эффективности. Пока такая система (оплаты по имеющимся предложениям), по всей видимости, работает. Тем не менее, рассмотрим ответные действия, необходимые при изменении условий. Если спрос возрастает, то начнется отпуск электроэнергии более дорогостоящего производителя. Выбранный производитель будет следующим по счету среди наиболее дорогих, поскольку диспетчер имеет котировки цен, отражающих стоимость всех ранее не эксплуатировавшихся производителей. Производители, которые уже эксплуатировались, теперь должны будут пересмотреть свои цены до уровня новой более высокой предельной себестоимости системы, так как они знают, какую цену готовы заплатить их заказчики. Следовательно, "группа" цен, назначенных в пределах предельной себестоимости системы, будет увеличиваться до тех пор, пока она не достигнет новой экономически выгодной стоимости. Подобным образом, в случае падения нагрузки диспетчер будет вынужден вывести из эксплуатации некоторую часть энергоблоков ввиду того, что предельная оценка электроэнергии потребителями упадет ниже уровня текущей цены. Если все производители будут продолжать предлагать предыдущую предельную себестоимость системы, диспетчер выберет произвольно одного из них для распределения более низкой нагрузки. Однако, большинство производителей будут заинтересованы в продолжении эксплуатации своих электростанций. Только предельный производитель будет по-прежнему предлагать цену, равную его собственным предельным затратам, а все другие производители будут изменять свои цены в нисходящем порядке до тех пор, пока они не достигнут экономически выгодной стоимости, которая позволит им продолжать эксплуатировать свои установки. Диспетчер будет знать, какой электростанции придется снизить свое производство из-за того, что она предлагает более высокую цену по сравнению с остальными. Поэтому в системе, где производители получают предлагаемую ими цену, им необходимо пересматривать свои цены так часто и так быстро, как часто и быстро изменяется конъюнктура рынка. В противном случае они будут терять доходы во время каждого повышения спроса, а их нагрузка может распределяться неэффективно при каждом снижении спроса. Оплата услуг производителя по предлагаемой им цене будет невыполнима и неэффективна до тех пор, пока производители не будут в состоянии пересматривать свои предложения по мере изменения конъюнктуры рынка. В случае каких-либо ограничений на темпы изменения предлагаемых цен, диспетчер будет получать информацию, не соответствующую последним данным, что может привести к заключению "неправильных" сделок, т.е. неэффективному выбору производителей. 171 n/e/r/a 12.4.3.2. РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ Рынки с "оплатой по текущим предложениям" в лектроэнергетическом секторе Что касается рынков электроэнергии, свобода пересмотра цен зависит от уровня, на котором заключается сделка. Если продавцами на рынке электроэнергии выступают отдельные электростанции, крайне маловероятно, что они смогут изменять предлагаемые ими цены всякий раз, когда изменяется конъюнктура рынка. Обычно диспетчер требует, чтобы предлагаемые производителем цены были постоянными и действовали в течение нескольких часов или даже дней. Это дает диспетчеру возможность оптимизировать распределение нагрузки в течение более длительного периода времени, учитывая любые ограничения в сроках, такие как скорость отслеживания графиков нагрузки. Если бы предлагаемые производителями цены изменялись по мере изменения состояния системы, работа диспетчера, возможно, была бы невозможна. С другой стороны, если торговля осуществляется по принципу “от компании к компании” (т.е. когда каждая коммунальная компания предоставляет один набор предложений на поставку), каждое предприятие может назначить торговца, который будет изменять котируемые цены каждую минуту. Этот торговец может пересматривать цены и приводить их в соответствие с эффективными рыночными ценами в расширенной системе, не нарушая распределение нагрузки в местной системе. Даже если торговля осуществляется по этому принципу, корректировать цены так часто, как это требуется, возможно, будет трудно, поскольку не все торговцы будут располагать подробными данными об условиях стоимости в каждой системе (в результате чего они не будут знать эффективную рыночную цену в расширенной системе). Независимо от того, является ли наличный рынок рынком для отдельных производителей или для торговцев систем, маловероятно, что цены смогут изменяться так же быстро, как состояние системы. Обычно торговцы обязаны приводить одну и ту же информацию о ценах в течение более длительных периодов времени. В результате, очень трудно обеспечить, чтобы цена точно отражала текущую конъюнктуру рынка. Обычно, для преобразования статических данных от торговцев в колеблющиеся рыночные цены, требуется своего рода правило установления цен. Эти ценовые правила должны обеспечивать стимулы к тому, чтобы торговцы предоставляли стабильные цены (предложения), соответствующие эффективному распределению нагрузки. Имеющийся опыт показывает, что метод ценообразования на основе вмененных издержек является наилучшим. 172 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ 12.4.4. Другие правила установления цен для рынков электроэнергии Существует несколько других ранее предлагавшихся и выполнявшихся формул, которые позволяют производителям и потребителям предлагать довольно стабильные цены, которые: • справедливо делят прибыли от сделки (наиболее близко к результату, который может быть достигнут на свободном рынке) и • поощряют производителей и потребителей к тому, чтобы приводить информацию, позволяющую осуществлять эффективное распределение нагрузки, т.е. информацию об их предельных затратах. Практическое применение правил ценообразования, не учитывающих вмененные издержки, не принесло особого успеха, и использующие их рынки имеют тенденцию к краху. В следующих разделах рассматриваются два правила, которые находят наибольшее применение в объединенных энергосистемах: "штрафные тарифы" и "правило деления экономии затрат". Цель наших рассуждений - показать связанные с ними проблемы. 12.4.4.1. Штрафные тарифы В качестве общей отправной точки обсуждения цен на дисбалансы можно предложить утверждение, что торговцы должны подвергаться штрафу за несоблюдение запланированных норм ввода и забора продукции из сети, заявленных диспетчеру. Дисбалансы облагаются штрафом в том случае, если торговцы платят высокую цену за дефициты и получают низкую цену за излишки продукции. Предположим, что размер штрафа в десять раз выше рыночной цены за дефицит и составляет одну треть рыночной цены за излишки. В энергетическом секторе, где рыночная цена на энергию обычно составляла бы $10 за МВтч, цена дефицита составила бы $100 за МВтч, а цена излишка - $1 за МВтч. Цель таких штрафов - обеспечить торговцев стимулом к соблюдению запланированных потоков электроэнергии и корректировке их графиков в том случае, если они заранее видят дисбаланс. Этот метод ценообразования уже некоторое время успешно применяется в газовой промышленности США, где торговцев поощряют к "балансированию" объемов вводимой и выводимой из сети электроэнергии путем введения штрафных тарифов за любые неликвидированные дисбалансы. Большей частью это обеспечивают торговцев стимулом к тому, чтобы избегать дисбалансов. Однако некоторые факторы предлагают, что эта система не является подходящей для электроэнергетического сектора. Торговцы могут избежать штрафных тарифов, если они договорятся торговать излишками и дефицитами между собой вместо того, чтобы накапливать дисбалансы. Но для того, чтобы эта система действовала постоянно, необходимо время, имеющееся в пределах относительно медленных, суточных или месячных рынков. Торговля электроэнергией обычно осуществляется на почасовой или даже получасовой основе с весьма разнообразными ценами в различные периоды времени. 173 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ Конъюнктура рынка может меняться даже в течение этих непродолжительных периодов из-за, по меньшей мере, внезапного вынужденного простоя на предприятии производителя или потребителя. Торговцам в этом случае было бы крайне трудно привести вводимую энергию (выработку и нетто-закупки из других сетей) в соответствие с выводимой продукцией (продажами потребителям) вовремя, чтобы можно было избежать часовых или получасовых дисбалансов. Кроме того, производителю было бы крайне трудно управлять системой, если бы торговцы делали постоянные незначительные корректировки вводимых в сеть объемов электроэнергии в ожидании возможных дисбалансов. Такие корректировки могут подорвать распределение нагрузки с наименьшими затратами. Вместо этого диспетчеры обычно предпочитают обеспечивать перебалансирование в последнюю минуту с помощью контроля за выпуском продукции производителем по принципу наименьших затрат. Передача нагрузки электростанции центральному диспетчеру - дело рискованное для владельца. Гораздо легче эксплуатировать предприятие по выработке энергии на каком-то постоянном уровне, чем пытаться соблюдать постоянно изменяющиеся инструкции. Поэтому временные дисбалансы более вероятны для электростанций с централизованным распределением нагрузки. Если цена этих дисбалансов будет начисляться по жесткой ставке, производители могут не захотеть предлагать диспетчеру какую-либо гибкость в выпуске своей продукции. Задача поддержания безопасности системы была бы в этом случае затруднительной, если не невозможной. Из этого следует, что рынки электроэнергии вряд ли будут процветать при наличии штрафных ставок на дисбалансы, по крайней мере, до тех пор, пока механизмы контроля и торговли не будут действовать намного быстрее и точнее по сравнению с текущей ситуацией. В ближайшем будущем цены на дисбалансы должны иметь большую ориентацию на рынок. 12.4.4.2. Правила ценообразования на основе разделения экономии затрат Эти правила обычно применяются в объединенных энергосистемах, координирующих распределение нагрузки вертикально интегрированных коммунальных компаний в Модели 1. Они также могут применяться на наличных рынках, которые в основном полагаются на двусторонние сделки, и используются энергосистемами общего пользования в США при сделках на электроэнергию, которой обмениваются электрокомпании (в соответствии с рекомендациями диспетчерского центра соответствующего энергообъединения), где продавцы энергии с низкими затратами объединяются с продавцами с высокими затратами, а также где как покупатель, так и продавец назначают цены в соответствии с их затратами. Как работает это правило, можно проследить на одном быстром примере. Предположим, что производитель предлагает продать электричество по стоимости $10 за МВтч (которая является его собственной предельной стоимостью), а покупатель предлагает купить по цене $15 за МВтч (которая фактически является стоимостью производителя в его собственной системе). Брокер может помочь выбрать сделку по цене $12,50 за МВтч (=среднее значение $10 за МВтч и $15 за 174 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ МВтч). Если брокер всегда следует правилу объединения продавца с самой низкой ценой и покупателя с самой высокой ценой, дополнительные торговые сделки возможны только в том случае, если предложения оставшихся продавцов не будут выше предложения любого оставшегося покупателя, а также при условии отсутствия возможностей заключения любой дополнительной сделки. Установленная таким образом цена отвечает двум критериям: • она делит прибыль от сделки ("деление экономии затрат") приблизительно в тех же пропорциях, как это бы сделала рыночная цена (особенно, если ведущий участник рынка всегда объединяет покупателей с самой высокой ценой предложения с продавцами с самой низкой ценой); и • она гарантирует то, что продавцы захотят поставлять, а покупатели - покупать электроэнергию, что и составляет суть эффективного централизованного распределения нагрузки. Однако, правило назначения цены на основе разделения экономии затрат может обеспечить для некоторых покупателей и продавцов цену, при которой более дорогие производители также захотят поставлять свою продукцию. Например, не исключена возможность, что производитель с затратами в $12 за МВтч будет простаивать, в то время как другие будут торговать по цене $12,50 за МВтч. Это может привести к критике брокера, организующего сделки. Более того, не гарантируются даже желательные результаты, перечисленные выше, так как примененное брокером правило для объединения покупателей с продавцами дает обеим сторонам стимул скрывать свои затраты. Если продавец увеличивает объявляемую цену до $12 за МВтч, цена при закрытии сделки увеличивается до $13,50 (=среднее значение $12 и $15). Если покупатель снижает цену до $14, цена закрытия снизится до $13. Поэтому правила ценообразования на основе разделения экономии затрат дают продавцам стимул к занижению их оценки электроэнергии. Следовательно, цены предложения и покупки в режиме разделения экономии затрат имеют тенденцию развития в сторону цен, назначенных на основе оплаты по текущим предложениям, которые, как объяснялось выше, работают эффективно, если цены предложения и покупки являются полностью гибкими. В противном случае они могут привести к нарушению и снижению эффективности структуры выработки энергии. Энергообъединения, использующие правило ценообразования на основе разделения экономии затрат, пытаются не допускать того, чтобы производители приводили неточную информацию, обычно путем проверки затрат каждого производителя, как минимум, один раз в год. Хотя подобные проверки поддерживаются регулированием затрат на обслуживание, которое практикуется во многих частях мира, это может обернуться большой дополнительной нагрузкой на процесс управления энергообъединением. Для годовых проверок затрат обычно характерно их несоответствие правилам свободной игры, так как подобные проверки редко позволяют ту степень гибкости, которая необходима на действительно свободном рынке. 175 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ Правило ценообразования на основе разделения экономии затрат работает только в том случае, если производители назначают цены, которые отражают их затраты, а потребители всегда предлагают их истинные оценки. Тем не менее, правила ценообразования на основе разделения экономии затрат обеспечивают каждого участника стимулом к тому, чтобы корректировать свои цены в сторону ожидаемой рыночной цены, и это может подорвать эффективность распределения нагрузки. Наличные рынки, на которых применяется правило разделения экономии затрат, должны принимать дополнительные правила, по которым цена, назначаемая торговцами, подвергается проверке. В принципе большинство наличных рынков предпочитает избегать необходимости проверки за счет использования правила ценообразования на основе вмененных издержек. 12.4.5. Правила ценообразования на основе возмещения затрат и доступ к рынку В предыдущем разделе мы подчеркнули, что цена дисбалансов становится определяющей нормой для других контрактных цен на любом свободном рынке. Следовательно, правило назначения цен подрывает контрактные цены, если оно нарушено техническими правилами распределения нагрузки. Многие энергообъединения были учреждены вертикально интегрированными коммунальными компаниями в Модели 1 не только в качестве протокола для оптимизации распределения нагрузки, но также в качестве совместного договора на строительство и распределение достаточной генерирующей мощности для удовлетворения спроса в их собственных сетях. В этих энергообъединениях только "предельные" затраты являются удельными издержками каждого производителя. Члены энергообъединения должны нести связанные с выработкой электроэнергии фиксированные затраты, расходы на подготовку к запуску и затраты по нулевой нагрузке в качестве условия присоединения к пулу. Если цена дисбалансов основана исключительно на удельных издержках предельного производителя, рыночные цены не покроют издержек этого производителя по нулевой нагрузке и на подготовку к запуску, в равной степени доходы от продаж по рыночным ценам не смогут покрыть все фиксированные затраты на строительство и техническое обслуживание электростанции. Потребители энергообъединения будут платить только незначительную часть суммарных эксплуатационных затрат. Подобная система будет действовать постоянно только в том случае, если членам энергообъединения будет дана возможность, а также если они будут в состоянии, возмещать дополнительные издержки от закрепленной за ними базы потребителей. Фактически это означает, что доступ к рынку может быть разрешен только монопольным предприятиям, которые желают и способны подчиниться правилам энергообъединения по строительству и составлению графика нагрузки. Даже энергообъединения, которые платят за преданность производителей, сталкиваются с подобными проблемами. Рыночная цена, устанавливаемая на основе затрат на подготовку производства, издержек по нулевой загрузке и удельных затрат на производство компенсирует производителям их подчинение распоряжениям по 176 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ планированию нагрузки, но при этом покроет только незначительную часть их фиксированных затрат на строительство и техническое обслуживание. В результате, если потребителям было бы разрешено покупать электроэнергию по этой цене, производители были бы не в состоянии возместить свои постоянные затраты. Доступ к таким энергообъединениям также должен быть ограниченным. Естественный способ, который позволит доступ к рынкам электроэнергии или энергообъединениям, - это обеспечить то, чтобы цены на дисбалансы отражали полные затраты на производство, т.е. как постоянные, так и переменные издержки. Это означает, что наличная рыночная цена должна время от времени отражать как неудельные издержки производителей, так и предельную стоимость для потребителей (теми или иными средствами) и не должна быть увязана с удельными затратами производителей. Если производители должны нести некоторые расходы по общему обязательству, и если наличная рыночная цена строго увязана с остальными предельными затратами на производство электроэнергии, конкурентные производители будут не в состоянии возмещать свои затраты. Многие из них обанкротятся даже в том случае, если их инвестиции и операционные решения являются эффективными. 12.4.6. Краткие выводы: вопросы ценообразования На любом рынке, где торговцы применяют различные условия стоимости и оценивают продукт по-разному, должен существовать определенный порядок согласования цены по каждой сделке. Даже в схемах, основанных на двустороннем ведении переговоров, существует вероятность задержки при наличии большой разницы между стоимостью продавца и оценкой покупателя. Это предлагает ответ на вопрос: почему использование правила назначения согласованных цен является нормой. 1. Штрафные тарифы могут мешать эффективному ведению торговли и отпуска энергии в связи с кратковременной природой оптимизации распределения нагрузки в секторе энергетики. 2. Традиционные подходы, такие как разделение экономии затрат обычно лучше всего работают в неконкурентной среде. Конкуренция и/или соображения прибыли обеспечат стимулы, подрывающие эффективность таких схем. 3. Лучшим альтернативным вариантом является установление цен на основе "вмененных издержек". Такие правила назначения рыночных цен дают хорошие стимулы, но могут быть довольно сложными для их полного выполнения. Основное их требование в том, что производители должны быть готовы принять централизованное распределение нагрузки, будучи уверенными в том, что эта цена всегда покроет их предельные затраты, а также что они не упустят возможности заработать прибыль. Правило установления цен зачастую является основной темой дебатов по любому движению в сторону более свободных рынков электроэнергии. Метод распределения нагрузки и диапазон стоимостных структур производителей будут играть важную роль во время принятия решения относительно выбора того или иного правила ценообразования и условий. Поэтому крайне важно решить, какую часть 177 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ центрального направления процесса ценообразования можно разрешить, т.е. какие рынки будут централизованно организованы оператором рынка. В системе централизованного распределения диспетчер получает информацию о затратах от производителей (или от операторов региональных подсистем). Эта информация должна быть преобразована в наличную рыночную цену для использования оператором на рынке в процессе зачета дисбалансов. Согласно Модели 1 (или Модели 2), все члены энергообъединения обладают в некоторой степени розничной монополией; цены на продукцию энергообъединения должны содержать только информацию о предельных затратах на выработку, поскольку другие затраты будут возмещаться закрепленными за производителем потребителями. Согласно Модели 3 и 4, существование потенциальных возможностей для конкуренции одновременно означает, что наличная рыночная цена должна покрывать суммарные затраты производителей. Если информация по отдельным статьям расходов (например, постоянные затраты) не предоставлена в целях централизованного распределения нагрузки, замена отсутствующей статьи должна обеспечиваться из другого источника. Например, в Англии и Уэльсе администрированная VOLL заменяет в ценах на продукцию энергообъединения стоимость генерирующей мощности. Итак, важно помнить, что цены, равно как и правила ценообразования, должны способствовать не только эффективному распределению нагрузки и эффективному использованию энергии, но также эффективной торговле электроэнергией. Эти задачи могут диктовать необходимость использования крайне сложной формулы установления цен особенно, если необходимо оценить некоторые издержки производителя, не указанные в информации для диспетчера. Однако, любые правила, действующие на рынках электроэнергии, должны балансировать необходимость эффективного распределения нагрузки и использоваться против необходимости ограничения затрат по сделкам. Во многих случаях будет дешевле и эффективнее позволять отдельным торговцам приспосабливаться к суровым и установленным правилам ценообразования, чем хвататься за любую информацию о рынке в центральной системе. 12.5. КАК ЗАСТАВИТЬ РАБОТАТЬ РЫНКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Создание свободных рынков является основной задачей любой электроэнергетической компании, но имеющийся по всему миру опыт показывает необходимые для этого ключевые элементы. Теперь мы можем приступить к обобщению основных требований. Необходимо, чтобы кто-то нес ответственность за регистрацию и устранение дисбалансов между контрактами и фактическими потоками. Роль оператора рынка должна выполняться какой-либо одной организацией для той или иной сети или части сети, в которой торговцам разрешено покупать и продавать электроэнергию. Оператор рынка может регистрировать или не регистрировать (предусмотренные по графику) контракты между торговцами, при этом он должен координировать и 178 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ регистрировать краткосрочные сделки, включая распоряжения, выданные диспетчером. ОР будет производить замеры фактических потоков электроэнергии и определять, какие нормы произведения замеров являются приемлемыми, а также рассчитывать, какие дисбалансы произошли в результате потоков, не предусмотренных по контракту, и устанавливать цену на каждую диспропорцию. Правила установления цен должно по возможности отражать рыночные принципы. В заключение, ОР будет выставлять счета-фактуры (и преследовать неплательщиков). Роль оператора рынка уже принята и выполняется большинством энергосетей, по крайней мере, элементарным образом. Тем не менее, расширение потребительского выбора и конкурентного производства с целью охвата большего числа торговцев увеличивает число дисбалансов. Методы расчета, которые полагаются на "честность" и "сотрудничество", могут не выдержать и сломаться. Если дисбалансы не зарегистрированы и не урегулированы в соответствии с рыночными принципами, торговцы смогут полагаться на сеть в отношении бесплатных поставок электроэнергии. Поэтому роль оператора рынка имеет первостепенное значение для выполнения контракта и эффективной эксплуатации. Основным средством, которым располагает ОР для повышения эффективности, является цена, назначенная на или заплаченная за дисбалансы между установленными в контрактах и фактическими потоками электроэнергии. ОР может выбрать способ измерения дисбалансов и установления на них цен, но существует только три основных претендента, как описано в таблице 12.5. Основными вопросами, с которыми сталкивается ОР, являются следующие: (а) обращаться ли к торговцам с просьбой о предоставлении информации по их контрактам (т.е. запланированным потокам электроэнергии) и (б) устанавливать ли цену на дисбалансы по рыночной ставке или штрафному тарифу. Если торговцы уведомляют ОР о своих контрактах, то в этом случае ОР торгует только чистыми дисбалансами. Этот метод применяется в Объединенной энергосистеме Норвегии и также распространен на рынках газа, особенно, в США. Таблица 12.5 Обычные типы операторов рынка Правило установления цен на дисбалансы Рыночная цена Штрафной тариф Уведомление о запланированных потоках? Да Нет Объединенная энергосистема в Норвегии Газовый рынок в США Объединенная энергосистема в Англии и Уэльсе н.п. н.п.: не применимо Объединенная энергосистема Англии и Уэльса обязывает торговцев к заключению своих контрактов за пределами объединения; потоки на всех участках сети рассматриваются как некоторая форма дисбаланса. Однако, как уже обсуждалось в 179 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ разделе о заключении контрактов, торговцы могут обеспечить такой же финансовый результат, как если бы ОР получал информацию о контрактах. Но единственная разница состоит в относительном удобстве централизованных и двухсторонних методов расчетов. Другим основным измерением любого вида деятельности ОР является правило установления цен на дисбалансы. Газовый рынок США работает весьма эффективно, применяя штрафной тариф на дисбалансы (за вычетом контрактных номинаций), так как условия в системе газоснабжения изменяются относительно медленно. У торговцев есть время на то, чтобы реагировать на изменения и избегать накопления дисбалансов. Однако, на рынках электроэнергии условия изменяются быстрее, чем могут реагировать торговцы. Продолжительные дисбалансы - это правда жизни, и цена на них должна устанавливаться на рыночной основе во избежание нарушения стимулов для распределения нагрузки с наименьшими затратами. Энергообъединения в Норвегии, а также в Англии и Уэльсе устанавливают цены на дисбалансы на основе экономической оценки электричества в каждом периоде.50 Экономически выгодную стоимость электричества обычно можно вывести из (предельных или удельных) затрат на производство, но она также должна учитывать стоимость для потребителей. Определение величины экономически выгодной стоимости может оказаться обременительным, но оно уже было выполнено на некоторых рынках электроэнергии, в частности, в Норвегии и в Великобритании. Многие энергообъединения в США применяют другой, но сопоставимый подход, который поддерживает различия между затратами на энергию и стоимостью генерирующей мощности для производителей. Но применительно к свободным рынкам в Чили, регулирование стоимости генерирующей мощности осуществляется с тем, чтобы гарантировать производителям возмещение их затрат. Этот опыт свидетельствует о том, что электроэнергию можно покупать и продавать на свободных рынках наличного товара, не подрывая стимулы для капиталовложений в производство. Тем не менее, некоторые отрасли полагаются на наличные рынки. По ряду причин торговцы предпочитают приводить свои портфели активов в состояние равновесия и обеспечивать непрерывность своих потоков денежной наличности путем заключения долгосрочных контрактов. Роль наличных рынков электроэнергии состоит в том, чтобы предлагать степень гибкости по марже. Наличные рынки могут также определять цену на непредусмотренные по контракту потоки электроэнергии или "дисбалансы". Когда цены наличного рынка используются именно таким образом, они могут служить основой для установления всех других договорных цен. Поэтому, даже 50 Нижний правый угол Таблицы 12.5 остался незаполненным по уважительной причине. Энергообъединение, которое настаивает на том, чтобы осуществлять физические поставки по штрафным тарифам, будет полностью нежизнеспособно. 180 n/e/r/a РЫНКИ НАЛИЧНОГО ТОВАРА И ОРГАНИЗАЦИЯ ТОРГОВЛИ если они предназначены только для торговли по марже, наличные рынки электроэнергии в итоге определяют жизнеспособность конкурентного производства. 181 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: 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 – 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: 182 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: • 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 энергосистемы. • Энергосистема не может торговать сама по себе, но выступает в роли холдингового счета для энергии, приобретенной из различных источников от имени потребителей. определяют ряд договоров между членами Общенациональная энергетическая компания (ОЭК), которой принадлежат провода электропередачи, выполняет несколько функций в энергосистеме: • она, как диспетчер системы, распределяет энергию; • предоставляет 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 энергосистемы. операционную информацию вспомогательные (прогнозы услуги от спроса) имени для членов 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. 183 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: 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 (PPP) 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 Нграфике, 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. 184 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: 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. Рис. Б.1 Сделки в энергосистеме (пуле) в каждые полчаса 1 Day-Ahead Forward Sales (U-Schedule) "Option fee" 2A Price = PPP Spot Purchase On the Day Option Called 3 2B Average Cost per kWh Generated 4 Ex-post Calculation Price = PSP Customer = Day-Ahead Transaction = On the Day Transaction = Ex-post Calculation А теперь внимательно рассмотрим каждый из этих типов рынка и их эквиваленты внутри энергосистемы. 185 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: Форвардные рынки Продажа на форвардных рынках представляет собой контракт, который заключается заранее между покупателем и продавцом и который обьязует 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.51 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 Нграфик (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.). 51 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). 186 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: 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 x VOLL) мощности в Покупной цене энергосистемы за день вперед. Таблица Б.1. Описание квазиналичных сделок энергосистемы Вид сделки Прекращение (по распоряжению оператора сети) Ошибки производителя* Причины Ограничение передачу переоценка спроса Генустановки по графику: - отсутствие мощностей - недовыработка - Срочные поставки * перевыработка Правила ценообразования на Собственная цена или генустановки НПокупная эн.системы Собственная предложения генустановки Собственная предложения генустановки цена цена цена Генустановки не по Нграфику: - отсутствие Стоимость опционной мощностей премии - недовыработка Собственная цена предложения генустановки - перевыработка Собственная цена предложения генустановки Максимальная цена производителя52 Постоянные ошибки производителей могут повлечь за собой один штраф, налагаемый совместно ОЭК и энергосистемой. Наличные рынки 52 Цена, взимая производителем за поставку электроэнергии в превышение его обычной мощности. (Прим. переводчика) 187 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: 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 (PPP) устанавливается по вероятностно-взвешенной средней величине цен в двух возможных случаях: PPP=[(1-LOLP) x SMP] +[LOLP x VOLL] 188 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: 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 выключение53. 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.54 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”. 53 "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). 54 "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). 189 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: Подразумеваемые контракты на передачу 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”55 и распределяется по всему объему в кВтч, взятому потребителями, путем расчета одной потребительской цены на полчаса, т.е. Продажной цены энергосистемы (PSP). PSP = PPP + надбавка Только недавно некоторым потребителям было разрешено делать предложения цен по их спросу на экспериментальной основе. Это было сделано в 1994 году под 55 В этой главе мы не будем касаться всех других компонентов надбавки. 190 n/e/r/a давлением заинтересованных потребителей. стороны спроса” рассматривается ниже. ПРИЛОЖЕНИЕ Б: Механизм действия “предложения со 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 Нграфику. 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. 191 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: 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 192 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: 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 193 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: твердую плату.56 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. 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 Ј/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 (PPP). 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 56 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. 194 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: 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: 195 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: • 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 196 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Б: 1. Crew, M.A. 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 2 197 n/e/r/a 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. 13.1. 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, 198 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ именуемая в этой книге оператором системы электропередачи (ОСЭП).57 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. 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. 13.2. 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. 13.2.1. 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 57 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. 199 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 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. 13.2.2. 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 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. оператора о 200 n/e/r/a 5. СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 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.58 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.59 В связи с тем, что у каждого пользователя системы всегда есть соблазн бесплатно пользоваться качеством обслуживания, обеспеченным другими, качество услуг может резко ухудшиться. 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 58 Для более полного объяснения роли ОСЭП см. Hunt, S è Shuttleworth, G. (1993) Operating a Transmission company under Open Access: The Basic Requirements The Electricity Journal, том 6, ном. 3. 59 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. 201 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ на предоставляемые им услуги по обеспечению системы не существовала, то пользователям системы пришлось бы нанять кого-то другого, чтобы обеспечить эффективное функционирование системы. 13.3. 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. 13.3.1. 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 202 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 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. 13.3.2. 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.60 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. 13.3.2.1. 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) 60 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. 203 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ • 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. 13.3.2.2. 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.61 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).62 К моменту написания этой книги не было 61 См., например, Bohn, R.E., Caramanis, M.C. è Schweppe, F.C. (1984) Optimal Pricing in Electrical Networks over Space and Time, Rand Journal of Economics, том. 13, ном. 3. 62 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). 204 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 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. 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. 13.3.2.3. Потери при электропередаче Потери энергии при передаче (следовательно, и затраты на передачу) возрастают экспоненциально на любой линии. Предельные потери увеличиваются почти пропорционально потоку электроэнергии.63 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. 63 Для читателей, интересующихся техническими вопросами, потери представляют собой квадратичную или "квадратную" функцию" тока ("I", 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: потери=I2R. Предельные потери в связи с увеличением потока на линию (т.е. дополнительный ток) представлены первой производной, 2I R. 205 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 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 $1000, разделенная на 95 МВтч). Отсюда следует, что цена на транспортировку увеличилась на 53 цента/МВтч, это повышение цены и определяет краткосрочные предельные затраты на передачу электроэнергии с Запада на Восток. Рис. 13.1 Потери при электропередаче. 100 МБтч 95 МВтч @$ 10.00/МВтч @$ 10.53/МВтч Восток Запад 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 206 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ совпадать с существующим чистым потоком энергии в сети. Если же дополнительный приток энергии на линию направить в противоположную сторону, то потери сократятся и краткосрочные предельные затраты на электропередачу будут отрицательными. Например, если пользователи системы запросят дополнительный поток энергии с Востока на Запад, который опять же будет направлен против потока энергии в сети, суммарные потери снизятся. Только 95 МВтч на Востоке будет достаточно, чтобы удовлетворить потребность в 100 МВтч на Западе; предельный эффект составит экономию в 5МВтч. В этом случае, если бы предельная стоимость выработки на Востоке была $10,53 за МВтч, то затраты на производство в общем составили бы $1000, и производителю нужно было бы брать $10 за МВтч на Западе. Другими словами, эффект транспортировки электроэнергии с Востока на Запад, против чистого потока электричества в сети, снизил бы цену на электроэнергию. Таким образом, кратковременные предельные затраты на передачу с Востока на Запад были бы меньше на 53 цента за МВтч или равны отрицательной стоимости передачи электроэнергии по направлению Запад-Восток. Понятие того, что стоимость "обратного хода" является отрицательной, иногда не допускается, поскольку немногие производители хотят поставлять энергию в регион, где она будет стоить дешевле. Однако если затраты на транспортировку измерят для удобства вычисления относительно центрального узла системы, как предлагается далее, концепция отрицательной стоимости приобретет важное значение. Стоимость электропередачи из А в Б вычисляется по двум этапам: от А до центрального узла и от центрального узла до Б. На одной из этих стадий стоимость может быть отрицательной, даже если общая стоимость является положительной или равна нулю. Например, если производитель и потребитель находятся в одном районе, стоимость электропередачи от одного другому будет равна нулю. Однако, это можно вполне представить в виде двух сделок: доставки до центрального узла при стоимости (скажем) 53 цента/МВтч и доставки от центрального узла к потребителю при стоимости -53 цента/МВтч, при этом общая стоимость будет равна нулю, как и требовалось. Тогда, если не брать в расчет отрицательные затраты, (по крайней мере, кратковременные) распределение нагрузки пройдет неэффективно. 13.3.3. Ограничения при электропередаче Не все заявки на передачу электроэнергии можно удовлетворить путем увеличения потоков или потерь. На систему электропередачи действуют три вида ограничений: по температурному режиму, напряжению и стабильности. Независимо от причины, они обычно вынуждают ОСЭП ограничивать максимальный поток энергии на некоторых линиях. Некоторых производителей, энергия которых, возможно, была распределена с целью снижения общей выработки, заменят другими в более выгодных районах. Это резко меняет предельную стоимость электропередачи на разных концах участка ограничения, и разница стоимости на разных концах этого участка превышает стоимость предельных потерь на линии. Однако, кратковременные предельные затраты на передачу энергии продолжают отличаться от предельных затрат на выработку. 207 n/e/r/a • СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Аксиома 3: При ограничениях на поток энергии на линию, кратковременные предельные затраты на передачу энергии равны разнице между предельными затратами на выработку (т.е. экономической ценностью электроэнергии) на разных концах участка ограничения. Влияние ограничений можно проиллюстрировать, если рассмотреть систему передачи, которая состоит из двух зон А и Б, со спросом, равным Х и Y. ”Кривые поставки” для каждой зоны показаны на Рис. 13.2 и 13.3. В каждой зоне предельная стоимость производства возрастает по мере распределения более дорогостоящей энергии: то есть кривые предложения растут по наклонной вверх. Если бы зоны были не связаны, то предельные затраты на производство определяли бы экономическую ценность электроэнергии в $12 МВтч в зоне А и $20 МВтч в зоне Б: точки, где кривые поставки пересекаются с уровнем спроса, есть цены на рынке в каждой зоне. Теперь повернем график для зоны Б на 180 градусов и переместим его в график для зоны А. На Рис.13.4 показан общий спрос для двух зон Х + Y, который удовлетворяется выработкой энергии в той или другой зоне. При отсутствии ограничений, электропередача ничего бы не стоила (если не брать во внимание потери), и задача вычисления минимальных затрат потребовала того, чтобы предельные затраты были равны в обеих зонах. Это достигается при пересечении двух кривых предложения, где выработка в зоне А равна Х + Т и Y – Т в зоне В. Поток на линии из А в В в МВтч, был бы Т, и предельная стоимость выработки составила бы $17 за МВтч для каждой зоны. Рис.13.2 Издержки производства в зоне А. $/МВтч Спрос 12 0 Зона A X МВт 208 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Рис.13.3 Издержки производства в зоне Б. Спрос $/МВтч 20 0 Зона Б Y МВт Рис. 13.4 Совместное производство. $/МВтч $/МВтч 20 18 17 14 12 МВт X Зона A X+L X+T X+Y Зона Б Однако при ограничениях на электропередачу достичь того же результата между двумя зонами невозможно. Например, если пропускная способность линии передачи между А и Б (L) меньше уровня электропередачи без ограничений между ними, то уровень выработки в зоне А нужно будет свести к Х + L. На Рис.13.4 показано, что это уменьшит цену на выработку в зоне А от $17 МВтч до $14 МВтч. Энергию, 209 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ выработанную в зоне А нужно будет заменить более дорогостоящей энергией на другом конце участка ограничения. Предельная стоимость выработки в зоне Б возрастет до $18 за МВтч, также увеличиться и общая стоимость выработки для двух зон вместе. В этом примере, краткосрочная предельная стоимость передачи энергии из А в Б составляет $4 за МВтч. Она рассчитана как разница между предельными затратами на выработку в двух зонах ($18 за МВтч минус $14 за МВтч). Подобным образом, краткосрочные предельные затраты на передачу из Б в А будут минус $4 за МВтч. Краткосрочные предельные затраты можно представить тремя альтернативными способами: 1. Затраты на выработку электроэнергии: спрос на передачу дополнительных МВтч через участок ограничения влечет за собой затраты дополнительно к суммарным краткосрочным затратам на выработку в размере $4. Это может произойти, например, если другая сеть, связанная с зоной А, пыталась направить энергию в третью сеть, подсоединенную к зоне Б. Единственный способ, который поможет местному диспетчеру распределить дополнительный ввод энергии в зону А – это воздержаться от местной выработки электроэнергии, экономя таким образом $14 за МВтч; однако, любой дополнительный спрос на передачу электроэнергии вне зоны Б, будет удовлетворен за счет энергии местной выработки по цене $18 за МВтч. Даже до учета потерь при передаче необходимость транспортировки электроэнергии через участок ограничения увеличивает затраты на выработку на $4 за МВтч. 2. Вмененные издержки на уровне права на передачу: право осуществлять электропередачу через участок ограничения представляет собой право на доступ, как и любое другое право на собственность. В этом случае любой производитель или потребитель, у которого есть право на использование линии, может покупать энергию из зоны А по цене $14 за МВтч и продавать ее в зону Б по цене $18 за МВтч, извлекая со сделки прибыль в $4 за МВтч. Прибыль, от которой воздержались текущие владельцы актива (в данном случае право на передачу энергии), обычно называется “вмененной стоимостью”; она определяется пользователем, который готов предложить наиболее выгодную цену за актив, по сравнению с остальными пользователями. Любой другой продавец, который захочет купить право на передачу энергии через участок ограничения, должен будет заплатить существующим пользователям, по крайней мере, эту сумму, чтобы компенсировать ту прибыль, от которой они отказались. 3. Стоимость укрепления или расширения: последний пункт, по которому цена электропередачи $4 за МВтч соотносится с предельными затратами – это стоимость укрепления линии. Если некоторые пользователи готовы платить $4 за МВтч для передачи энергии из А в Б, то строить дополнительные мощности будет выгодно, если затраты на их строительство не будут превышать $4 за МВтч. Если же ограничению будет разрешено существовать и далее, то можно сделать вывод (только для сектора со свободной конкуренцией на электропередачу), что стоимость расширения линии будет превышать $4 за МВтч 210 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Это последнее сравнение указывает на связь между кратковременной предельной стоимостью электропередачи и возможными инвестициями в расширение системы. Этот вопрос подробно рассматривается в следующем разделе. 13.3.4. Затраты на расширение системы В первом случае любую заявку на передачу энергии можно обеспечить за счет увеличения потерь. По мере увеличения потоков в сети сверх определенного уровня, нормы безопасности диктуют необходимость воздержания от производства в зоне ограниченного экспорта, что приводит к издержкам, связанным с ограничениями.64 При поступлении дополнительных заявок на передачу энергии наступает момент, когда дисконтированная текущая стоимость всех потерь и ограничений системы в ее текущей конфигурации, рассчитанная в среднем для всех часов использования системы и планируемая на будущее, будет превышать минимальную стоимость альтернативной системы с новыми дополнительными линиями. Предельная стоимость электропередачи в этот момент должна включать стоимость расширения системы.65 Экономические правила при расширении системы: • Аксиома 4: Строить дополнительные мощности следует лишь в том случае, если общая экономия стоимости производства (и управления нагрузкой) превышает суммарные затраты на строительство. • Аксиома 5: наращивать мощность следует до тех пор, пока предельная экономия производства не будет равна предельной стоимости строительства дополнительных мощностей. Если следовать данным правилам, то стоимость любого проекта будет превышать его себестоимость, а сумма будущих кратковременных затрат будет равна долговременной предельной стоимости дальнейшего расширения. Пример, приведенный на Рис. 13.4 выше, показывает, что если бы долговременная предельная стоимость электропередачи составляла $4 за МВтч, то стоимость строительства дополнительной мощности электропередачи выше величины L была бы больше сэкономленных затрат. Меньшее по размеру строительство исключило бы 64 Когда это происходит, нагрузка на линию или сеть не обязательно соответствует ее физической пропускной способности. Традиционный порядок эксплуатации может требовать частичную нагрузку многих линий с целью обеспечения минимальной резервной мощности на случай неблагоприятных событий. Мы не ставим своей целью конкретно рассматривать вопрос, оптимально ли определяются эти ограничения на практике или нет. 65 Если бы неделимость или эффекты масштаба не существовали, систему можно всегда сконфигурировать так, чтобы она могла в достаточной мере обеспечивать существующих пользователей, и в этом случае она бы потребовала срочного расширения для удовлетворения потребностей новых пользователей. Пропускная способность добавляется только через редкие интервалы времени ввиду осложнений неделимости и эффектов масштаба. 211 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ возможность заключения экономически выгодных сделок. В этом случае пропускная способность L была бы оптимальной. Когда пропускная способность составляет L единиц, то стоимость оставшихся потерь и ограничений (новая кратковременная предельная стоимость) почти равна стоимости последней единицы дополнительной мощности. Следовательно, если все происходит, как и ожидалось, то "наличные" продажи L единиц мощности электропередачи по ценам, рассчитанным по краткосрочной предельной стоимости, будут стоить столько, сколько долгосрочный контракт на L единицы мощности электропередачи, оцененный по долгосрочной предельной стоимости. Однако, по ряду причин, операторы ЛЭП, не могут полагаться на наличное ценообразование электропередачи. Во-первых, в случае эффекта масштаба наличные цены не обеспечат достаточного дохода. Во-вторых, если оператор ЛЭП обладает монополией на рынке электропередачи, то он может повысить цену (путем снижения пропускной способности). В-третьих, не всегда все получается так, как было запланировано, и поэтому рискованно полагаться на то, что наличные цены покроют долгосрочные инвестиции в передачу энергии. Трудности при оценке уровня будущего использования предполагают, что операторы ЛЭП скорее предпочтут застраховать свои доходы в контрактах перед строительством дополнительной мощности, чем полагаться на наличные цены после ее строительства. В оставшейся части этой главы объясняется, как эффект масштаба соотносится с возмещением затрат и каким образом операторы ЛЭП (или другие инвесторы) должны решать эту проблему. В Главе 14 мы рассматриваем, как используются контракты на электропередачу, для того чтобы регулировать монополию операторов ЛЭП, стимулировать инвестиции и просчитывать возможный риск. Простое сравнение кратковременных и долговременных затрат Рассмотрим ситуацию, где отсутствует эффект масштаба. На Рис. 13.5 показаны издержки и прибыль от инвестиций в L единицах (L) пропускной способности ЛЭП. Высота вертикальных стрелок представляет долгосрочную предельную стоимость единицы пропускной способности ЛЭП. В этом примере все стрелки одинаковы по длине, следовательно, стоимость каждой дополнительной единицы электропередачи будет одинакова, что исключает эффект масштаба. Общая экономия, благодаря первым переданным единицам (=ST), значительно выше стоимости каждой единицы ЛЭП. Каждая последующая единица экономит меньше предыдущей, а экономия от последней единицы равна ее затратам. Следует рассмотреть да момента: • строительство линии передач является выгодным, если общая экономия затрат на производство превышает общую стоимость линии передачи; • тарифы на услуги ЛЭП, рассчитанные по кратковременной предельной стоимости, покроют общую стоимость линии. 212 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Рис. 13.5 Отсутствие эффекта масштаба. $/МВтч S Постоянный ДПСЗ T МВт X X+L Зона A X+Y Зона Б Рис. 13.6 Эффект масштаба. $/МВтч Падение ДПСЗ МВт X Зона A X+L X+Y Зона Б 213 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 13.3.5. Сравнение стоимости с учетом эффекта масштаба При наличии эффекта масштаба наличные цены на передачу не покроют стоимости линии, даже если все пойдет точно по плану. Например, на Рис. 13.6 длинная стрелка показывает первую единицу электропередачи, обозначая ее высокую стоимость. Короткая стрелка обозначает последующие единицы электропередачи, чтобы показать падение долговременной предельной стоимости, или возросшую стоимость единицы мощности. Общая стоимость всех единиц мощности показана заштрихованным участком. В этом примере общая стоимость превышает общую экономию, следовательно, строительство линии электропередачи невыгодно. Если бы эффект масштаба был выражен менее четко, общая стоимость линии электропередачи могла быть меньше величины экономии, и в этом случае осуществление проекта имело бы смысл. Однако, даже тогда плата, установленная как равная кратковременной предельной стоимости электропередачи, не покроет общую стоимость проекта. Чтобы обеспечить выгодное вложение средств, необходимо, чтобы потенциальные пользователи расширенной линии согласились оплатить общую стоимость до осуществления проекта. Рассмотрим этот вопрос в следующем разделе. 13.4. ПРАВИЛА ИНВЕСТИРОВАНИЯ И ВОЗМЕЩЕНИЕ ЗАТРАТ Основная структура определения предельных или удельных затрат была описана в предыдущем разделе. В этом разделе мы рассмотрим эффективность ценообразования для дополнительных инвестиций с учетом эффекта масштаба. При передаче электроэнергии многое зависит от эффекта масштаба, который очень важно учитывать при расчете дополнительных проектов (на которых мы и концентрируем внимание), но который не следует путать с эффектом масштаба всей сети электропередачи (который более трудно определить). Его анализ также важен для возмещения стоимости уже вложенных инвестиций. Экономическая эффективность требует, чтобы каждый потребитель оплачивал предельную стоимость предоставления конкретной услуги. К сожалению там, где в результате эффекта масштаба или просто масштаба возникают общие расходы, доходы от ценообразования по всем заявкам на обслуживание, рассчитанного по предельной стоимости, не покроют суммарной стоимости предоставления услуги. Например, в соответствии с “N - 2” или удвоенными непредвиденными стандартами, конструкция сети должна допускать потерю (запланированную или незапланированную) любых двух линий. Заявка на мощность электропередачи, равной установленной мощности отдельно взятой линии в 100 МВт, фактически требует от оператора ЛЭП строительства трех линий мощностью в 100 МВт на тот случай, если бы стало невозможно одновременно использовать две линии. Тогда мощность электропередачи могла бы увеличиться в три раза до 300 МВт за счет добавления еще двух линий в 100 МВт каждая, что в сумме составило бы пять линий. (В соответствии с критерием N - 2, пять линий по 100 МВт каждая обеспечивают мощность в 300 МВт в любое время, даже если две линии выйдут из строя (см. Рис. 13.7)). Предельная стоимость добавления каждой мощности в 100 МВт – это еще одна линия, или 1/3 стоимости первых 100 МВт. Это не просто особенность жестких 214 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ стандартов безопасности, но и учет эффекта масштаба применительно к надежности системы в общем.66 Рис. 13.7 Эффект масштаба при соблюдении стандартов безопасности 100 МВт 100 МВт 100 МВт X X В соответствии с критерием Н-2 три линии обеспечивают мощность в 100МВт 100 МВт 100 МВт 100 МВт 100 МВт X 100 МВт X В соответствии с критерием Н-2 пять линий обеспечивают мощность в 300МВт Эффект масштаба затрагивает вопросы относительно сроков инвестирования (необходимость преждевременного строительства) и размера любого другого инвестиционного проекта. Эти вопросы рассматриваются ниже, но мы начнем с рассмотрения эффекта масштаба в модели для отдельно взятого периода, где уровень инвестиций бесконечно гибкий. 13.4.1. Расчет эффекта масштаба Общее правило эффективного инвестирования таково, что суммарные дополнительные доходы должны быть достаточно высокими, чтобы покрыть 66 Также существует эффект масштаба, при котором поступают заявки на 10-летний срок обслуживания, но срок полезной службы оборудования составляет 20 лет. Последние 10 лет обслуживания практически обеспечиваются без дополнительной стоимости. 215 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ суммарные удельные затраты. Таким образом те инвестиции, за которые потребители не захотят совместно платить, будут непривлекательными для инвесторов. Связанная с этим политика ценообразования состоит в том, чтобы установить цену для каждого отдельного потребителя, которая не будет ниже предельной стоимости обслуживания каждого потребителя и не выше их желания платить, и в том, чтобы иметь гарантию того, что общие доходы от всех пользователей будут превышать суммарные издержки. Например, технология может иметь функцию издержек, представленную в следующем виде: Общая стоимость расширения на х единиц = k + bх Предельная стоимость расширения равна b, но вкладывать деньги не рационально до тех пор, пока потребители также не захотят совместно оплатить общую стоимость k. Некоторые правила инвестирования, которые требуют от предприятий общего пользования расширения их систем электропередачи для удовлетворения всех заявок на обслуживание, не соответствуют этому критерию. Энергосистемы общего пользования часто пытаются покрыть общую стоимость инвестиций, распределяя ее среди всех потребителей, использующих новую линию. Если значение k велико, то равное распределение стоимости среди всех потребителей, может повысить среднюю цену настолько, что некоторые пользователи откажутся от использования этой линии вообще. Это еще больше осложняет проблему, с которой сталкиваются предприятия общего пользования, поскольку некоторые пользователи согласились бы оплатить, по крайней мере, стоимость единицы b и частично общие расходы k. Потеря этих предельных пользователей увеличивает долю суммарных издержек, которая покрывается остальными пользователями, и повышает вероятность того, что они откажутся от использования этой линии. Эта проблема привлекла внимание многих экономистов, занимающихся вопросами энергосистем общего пользования. При условии, что вкладывать деньги будет рационально, общее решение проблемы ценообразования состоит в том, чтобы обеспечить распределение стоимости k среди потребителей так, чтобы это не оказало отрицательного воздействия на инвестиционное решение, при этом общие расходы возлагались бы на потребителей, которые бы больше всех не возражали их оплачивать, т.е. ту часть потребителей, чей спрос меньше всего зависит от цены, которую они должны заплатить (наименее эластичный). До недавнего времени было разработано несколько практических методов, учитывающих эффект масштаба и обеспечивающих эффективное распределение общих расходов. Некоторые из них уже применялись при расчете инвестиций в электропередачу и наиболее известные рассматриваются ниже. 13.4.1.1. Совместное предприятие Наиболее наглядный пример этой практики можно обнаружить в распределении общих расходов на стадии планирования, которое долго использовалось 216 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ применительно к электропередаче. В то время как каждый пользователь вступает в переговоры, выражая свое несогласие, и предлагает оплачивать только предельные затраты, некоторые участники в конечном счете соглашаются взять на себя часть общих расходов из-за боязни, что это затормозит проект. Те, кто проявил себя как “желающие платить” (или как не умеющие вести переговоры), и покрывают общие расходы. 13.4.1.2. Ценовая дискриминация На нерегулируемых рынках, производители делают попытки установить дискриминирующие цены, что и происходит в случае, если им удается предотвратить перепродажу. Авиалинии разработали такую дискриминирующую методику установления цен, эффективность которой зависит не от монополии, а от их способности разделить рынки на части таким образом, чтобы люди, купившие билеты с низкой ценой не продавали их в те части рынка, где они стоят дороже. Однако, ценовая дискриминация также является прерогативой монополистов. Их часто обвиняют в дискриминации потребителей на всех точках кривой спроса (в установлении цены соответственно их согласию платить) и в том, что всю прибыль они забирают себе. Поэтому коммунальным компаниям обычно запрещено устанавливать дискриминирующие цены, хотя во многих случаях это бы обеспечило необходимую эффективность. 13.4.1.3. Ценообразование по принципу Рамзи Одно из первых решений проблемы ценообразования с учетом эффекта масштаба было предложено Рамзи, чье имя ассоциируется с тем, что мы сейчас называем “лучшими линейными ценами второго порядка” или “правилом обратной эластичности”. Если цель состоит в том, чтобы определить отдельную цену на единицу продукции (“линейную цену”), Рамзи предложил рассчитывать цены в обратной пропорции к эластичности спроса, и это предложение использовалось в течение 50 лет. Более современные варианты ценообразования по Рамзи требуют учета эластичности спроса на дополнительные или заменяемые продукты. Однако, ввиду того, что на практике очень трудно определить эластичность спроса по категории или даже по классу потребителей, выполнение не всегда было идеальным. Ценообразование по Рамзи также связано с дискриминацией, которая может быть запрещена. 13.4.1.4. Нелинейные цены Последние разработки по этой теме показали, что использование нелинейного ценообразования может быть более эффективным по сравнению с линейными ценами в том плане, что оно приводит к меньшему искажению спроса. Системы с нелинейным ценообразованием назначают потребителям различные цены на различные части спроса. Распространенной формой нелинейного ценообразования является паушальная сумма (доля величины k), покрывающая общие расходы, при этом цены на весь дополнительный спрос назначаются для потребителей по предельной стоимости (b). В идеальном варианте любая паушальная сумма или постоянные 217 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ затраты должны распределяться в зависимости от готовности каждого потребителя платить. Возможно, что измерить это весьма трудно, но даже равномерные постоянные затраты являются более предпочтительными с точки зрения эффективности по сравнению с наценками на (линейные) цены за единицу продукции. Также возникают проблемы и с двухсоставными ценами в том отношении, что слишком большая часть распределяется на категорию общих затрат и относится на счет всех потребителей в качестве паушальной суммы или постоянных затрат. Это оттолкнет некоторую часть наиболее чувствительных к цене потребителей, которые иначе могли бы участвовать в общих затратах. 13.4.1.5. Простые средние цены Несмотря на нашу критику данного подхода, существует множество примеров, где достаточно провести “линеаризацию” функции стоимости. Линеаризация относит долю общих расходов к каждому увеличению мощности с тем результатом, что каждый оплачивает одну и ту же среднюю стоимость за единицу продукции. Если общие затраты являются относительно маленькими, то возникающее в результате повышение цены (выше предельных затрат) не приведет к большому нарушению спроса, а снижение расходов по сделкам (вычисление сложных ценовых графиков и оценка характеристик каждого потребителя) более чем компенсирует небольшую потерю эффективности в потреблении. 13.5. ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО И ФОРВАРДНЫЕ ПРАВА В ряде случаев эффект масштаба приобретает особо важное значение. Управляющие компаний по энергоснабжению всегда уделяют особое внимание предварительному строительству ("строительству с опережением спроса") и неделимости ("паушальным" инвестициям). Как предварительное строительство, так и паушальное инвестирование являются конкретным проявлением эффекта масштаба и могут рассматриваться предлагаемым ниже способом. Если функция стоимости k + bx применима к отдельным проектам, стоимость заявки на обслуживание x1 единиц, составит k + bx1, но единицы x2 могут быть обеспечены в то же самое время при дополнительной стоимости только в bx2, при этом общая стоимость составит k + bx1 + bx2. Общую удельную стоимость строительства мощности заранее необходимо сравнивать с подобным строительством на более позднем этапе по какому-то отдельному проекту по стоимости k + bx2. Если разрыв по времени между данным моментом и временем, когда потребуется дополнительная мощность, составляет t лет, а стоимость капитала (процентная или учетная ставка) r% в год, стоимость предварительного строительства и стоимость двух отдельных проектов можно сравнить следующим образом: 218 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Суммарные затраты на строительство дополнительной мощности сейчас Чистая приведенная стоимость (NPV)67 строительства сейчас и строительства в более поздний срок = k + bx1 + bx2 = k + bx1 + (k + bx2)/(1 + r)t Будет экономически выгодно строить дополнительную мощность сейчас, а не в будущем, если первая стоимость меньше последней, т.е. если bx2 < (k + bx2)/(1 + r)t Эти условия стоимости приводят к типичной ситуации, где предприятие решает строить заранее до возникновения потребностей в снижении общих затрат в ожидании того, что кто-то захочет добавить дополнительные единицы позже.68 В этом случае будет необходимо решить эти две проблемы совместно: сколько строить заранее; и кто должен оплачивать общие затраты k. Если пользователи системы раскроют свои предпочтения в отношении спроса, то будет точно известно сколько строить: мощность придется наращивать только в том случае, если строитель сможет найти пользователей системы, которые будут согласны платить, как минимум, b за единицу (сейчас) для строительства (сейчас) линии, которой они могут воспользоваться в будущем. Однако, маловероятно, что ктото сможет свободно предложить эту информацию. Для этого могут потребоваться переговоры, результаты которых (обязательство каждого пользователя системы нести некоторую часть затрат и их право на использование новой линии в будущем) будут отражены в контракте на электропередачу. Эффективность развития энергосети требует, чтобы проект, как единое целое, осуществлялся только в том случае, если группа пользователей системы сообща согласна платить общие затраты k. Пользователи системы, которые согласны платить больше величины b, в итоге согласятся оплачивать часть k, с тем чтобы обеспечить реализацию проекта. В результате подобных переговоров платеж k будет отнесен на счет менее гибких в цене покупателей, как и предлагалось выше. Всякий раз, когда неизвестно, кто захочет иметь линию в будущем, платить за дополнительную мощность первоначально придется какой-то стороне, которая затем будет нести риск того, что будущий спрос может и не материализоваться. Для решения этой проблемы был разработан ряд практических схем. Основные претенденты на использование конкурентной или децентрализованной системы энергоснабжения описаны ниже. 67 NPV является чистой приведенной стоимостью будущих расходов, дисконтированной до текущих значений по ставке процента r. 68 Если в проектах строительства нет эффекта масштаба, например, если k = 0, òî íåò íåîáõîäèìîñòè ñòðîèòü çàðàíåå, êîãäà ëèíèþ ìîæíî ïîñòðîèòü òàêæå ýêîíîìè÷íî, êîãäà ýòî áóäåò íåîáõîäèìî. 219 n/e/r/a 13.5.1.1. СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Оператор системы электропередачи строит заранее Если спрос, как предполагается, материализуется в будущем, оператор системы электропередачи может просто построить заранее, обладая правами на будущую мощность и их продажу при появлении спроса. Он будет располагать "излишками мощности", которая может сделать предельные затраты крайне низкими. Если оператору системы электропередачи потребуется предлагать цены на основе удельных затрат, то будет невозможно возместить стоимость предварительного строительства. Следовательно, при оценке удельной стоимости, созданной будущими пользователями, оператор системы электропередачи должен иметь возможность включать затраты, понесенные в прошлом от их имени. Один метод оценки состоит в исключении линии, построенной заранее из любой базовой модели системы (или же в отнесении запасной мощности к "предполагаемым" обязательствам). В этом случае оценки удельной стоимости, выполненные с помощью этой модели, будут включать стоимость заранее построенной мощности. В Главе 14 предложены альтернативные методы установления цен, которые позволяют избежать этой проблемы. 13.5.1.2. Первый пользователь платит, но получает скидки от более поздних пользователей В некоторых законодательных системах, особенно касающихся расширения линий электропередач в системе распределения, первый пользователь системы, который делает заявку на генерирующую мощность, платит значительную часть величины k, исходя из того, что некоторая часть этих затрат будет возмещена, если и когда другие пользователи системы захотят пользоваться одной и той же установкой. При условии, что первый пользователь системы и оператор системы электропередачи согласны платить (между собой) все удельные затраты по проекту на этой основе, это решение является эффективным. 13.5.1.3. Первый пользователь получает передаваемые права на всю мощность Подобная схема позволила бы первому пользователю системы приобрести передаваемые права на дополнительную мощность для продажи последующим пользователям. Ценность этих передаваемых прав никогда не сможет подняться выше стоимости строительства аналогичной мощности в более поздний период (k + bx2), иначе любые более поздние пользователи системы могли бы осуществить строительство дополнительных установок. Однако в Главе 14 объясняется, каким образом этот тип правила установления цен может, несмотря на все это, способствовать эффективному вложению средств. Строительная организация принимает предложения цены на приобретение прав владения будущей линией электропередачи Более сложный вариант позволил бы другим потенциальным пользователям системы или даже брокерам конкурировать между собой за приобретение прав на линию, построенную заранее до возникновения спроса. В будущем, когда новому пользователю системы будет требоваться электропередача, владельцы этих прав могут предложить их к продаже. Вместо переговоров с потенциальными 220 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ пользователями, оператор системы электропередачи может продать эти будущие права на электропередачу на аукционе; если оператор системы электропередачи приглашает пользователей на участие в торгах по целому ряду различных по размеру проектов, предложения цены могут даже подсказать ему объем строительства. Но не все эти решения могут гарантировать ограничение прибыли оператора системы электропередачи до определенной нормы. Тем не менее, независимо от того, кто владеет построенной заранее линией передачи, ее нельзя будет продать больше чем за стоимость строительства новой установки с той же мощностью, которая составляет k + bx2. Эта цена может быть намного выше или ниже кумулятивной стоимости предварительного строительства, включая проценты, bx2(1 + r)t. Если оператор системы электропередачи сохраняет все первоначальные права на мощность, но при этом предполагается, что он будет извлекать прибыль по регулируемой норме, возможно, придется упорядочить два конкретных аспекта электропередачи: • Ограничение цен оператора системы электропередачи (в случае, если стоимость строительства новой линии выше кумулятивной стоимости прошлого строительства); • Ограничение права других пользователей на строительство альтернативной мощности (в случае, если для них становится дешевле построить альтернативную мощность, чем оплачивать кумулятивную стоимость линии оператора системы электропередачи). Цена, назначенная оператором СЭП за мощность, построенную заранее, зависит от режима регулирования: некоторые из них отдают предпочтение ценам, основанным на стоимости нового строительства; а некоторые только позволяют оператору СЭП возмещать кумулятивную стоимость; некоторые режимы используют другое правило в соответствии с обстоятельствами (например, в зависимости от того, какая стоимость выше), а некоторые применяют эти правила к отдельным ценам на электропередачу, в то время как другие ссылаются непосредственно на общую сумму дохода оператора СЭП. Выбор подходящей ценовой политики зависит от отношения ориентированной на потребителей политики к риску и стимулам для регулируемых предприятий. Если права на электропередачу первоначально назначены пользователям системы или брокерам, возможно, что первоначальную цену, назначенную оператором СЭП, придется регулировать (если оператор СЭП является монопольным поставщиком электропередачи), но необходимость ограничения цены перепродажи возникает крайне редко. 13.5.2. "Паушальность" Паушальность представляет собой специальный тип эффекта масштаба, где объем сооружаемой мощности по какому-то одному проекту невозможно привести в точное соответствие с потребностями. Вместо этого мощность должна создаваться разрозненно и иметь предельную стоимость (b) на уровне нуля по некоторым диапазонам. Паушальность иногда является функцией эффекта масштаба на других участках производственной цепи (например, если провода производятся только по 221 n/e/r/a СТОИМОСТЬ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ определенным размерам с целью максимального увеличения эксплуатационных возможностей) Там, где существует паушальность, первоначальные расходы первого пользователя дают возможность добавления мощности при низких затратах для использования в одно и то же время или позднее. Поэтому паушальность является специальным случаем эффекта масштаба и предварительного строительства. Эти же принципы должны, насколько это возможно, применяться так же, как и в разделах выше. Но тут может возникнуть дополнительная проблема неизбежности, в некоторых случаях, создания излишней мощности электропередачи, которая может остаться неиспользованной. Если какие-либо затраты, связанные с этой мощностью, нельзя отнести на счет отдельных пользователей системы вследствие общих регулирующих ограничений на инвестиции и ценовую политику оператора СЭП, то их будет необходимо учитывать в процессе согласования совокупного дохода оператора СЭП. 13.6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В этой главе мы показали, каким образом можно разделить затраты на электропередачу на потери, ограничения и расширение системы. Мы также показали, каким образом стимулом к расширению системы является снижение стоимости потерь и ограничений. В общем и целом, вкладывать средства стоит только в том случае, если долговременная стоимость дополнительной мощности (включая потери, понесенные в процессе ее использования) меньше ожидаемого будущего уровня кратковременных затрат (потери плюс ограничения), понесенных во время использования существующей мощности. Следовательно, охват кратковременных затрат имеет важное значение в качестве стимула к эффективному вложению средств. Многие инвестиционные проекты электропередачи проявляют склонность к эффекту масштаба, иными словами, они несут общие затраты, которые нельзя отнести непосредственно на счет пользователей системы на основе использования. Мы применили основную теорию распределения общих затрат к случаю приростного инвестирования с эффектом масштаба и разработали два основополагающих правила: • инвестиционное правило: инвестировать только в том случае, если все пользователи в целом согласны оплачивать общую стоимость проекта; • правило установления цен: необходимо заставить каждого оплачивать, по меньшей мере, предельную стоимость и повышать цены для покрытия общих затрат таким образом, который бы менее всего приводил к искажению решений относительно использования мощностей. Как этого добиться, зависит от контрактных условий использования сети электропередачи. Сейчас мы перейдем к этому вопросу, чтобы рассмотреть "проблемы агентства", возникающие в отношениях между пользователями системы, компаниями по электропередаче и регулирующими их инстанциями. 222 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 14. КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В этой главе рассматриваются основные структурные элементы контрактов, используемых в системе передачи, а также основные методы тарификации на передачу электроэнергии. В каждом методе подразумевается тесная связь между ценами на передачу и затратами на производство. Любые попытки установления цен на передачу, игнорируя относительные затраты на выработку электроэнергии, будут искажать стимулы эффективного использования и развития системы передачи энергии. 14.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ВОПРОСАХ РЕГУЛИРОВАНИЯ До сих пор законодательные органы власти во всем мире не смогли выработать общую точку зрения в отношении доступа к системе передачи электроэнергии.69 К числу наиболее важных вопросов на данный момент относятся следующие: должен ли доступ к системе передачи обеспечиваться на добровольной или обязательной основе; являются ли условия доступа вопросом законодательства или отдельных уступок или предметом переговоров между участвующими сторонами; и следует ли компании, владеющей данной энергосистемой, продолжать обладать правом на владение производства и/или вести торговлю электроэнергией. Эти вопросы подразумевают, что возможная структура энергетической промышленности может принять различные формы. Тем не менее, прослеживается четкая тенденция открытия большего доступа для третьих сторон, а именно: прямые продажи электроэнергии на всех участках энергосистемы, от независимых производителей до потребителей (или конечных потребителей или других торговцев электроэнергией). Структура энергетической промышленности будет являться главным определителем формы цен на передачу электроэнергии. Возможно возникновение двух основных структур: • "каналы передачи" через интегрированные коммунальные компании; • "открытый доступ" по независимой сети. Доступ к сети может осуществляться как на добровольной, так и на обязательной основе в том или в другом случае, и для обеих структур существуют общие формы тарификации на передачу электроэнергии. Однако, если оператор СЭП (ОСЭП) является частью какой-либо объединенной компании (которая, наряду с продажей энергии, управляет сетью передачи), в этом случае возможно применение ценообразования по принципу "сверху вниз", при котором цены на передачу 69 Известно, что законодательные органы и правительственные агентства пытаются решить этот вопрос в США (на федеральном уровне и уровне штатов), в Европе (на национальном и общественном уровне), в Канаде, Латинской Америке, Австралии и Новой Зеландии. 223 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ устанавливаются на основе потребительских тарифов. Этот метод (который также известен под названием "ценообразование с учетом эффективных компонентов" или "ценообразование на основе себестоимости") применяется в телекоммуникационной и других отраслях. Однако, его нельзя применять в том случае, если сетью владеет независимая коммунальная компания, которая не продает электроэнергию оптовым или розничным потребителям. Независимые сети зачастую создаются для устранения дискриминации, которая проводится оператором СЭП в отношении других пользователей системы. Когда сеть не зависит от операций по продаже электроэнергии, расчет цен на передачу должен осуществляться на основе анализа затрат на передачу энергии "снизу вверх". Все же, перегрузка в системе передачи, которая ведет к более высоким затратам на выработку, должна находить отражение в разработке контрактов и расценках на передачу электроэнергии, что представляет собой одну из главных проблем при разработке контрактов и тарифов на передачу. 14.2. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ УСТАНОВЛЕНИЯ ЦЕН НА ПЕРЕДАЧУ ЭНЕРГИИ Каждый метод образования цен на передачу энергии рассчитан на достижение ряда целей. Каждый подход удовлетворяет эти цели с различной степенью успеха, и выбор того или иного подхода зависит от степени важности цели. Нет ни одного подхода, который бы обязательно являлся "правильным". Наиболее распространенные цели рассматриваются ниже. 14.2.1.1. Задача 1: Экономическая эффективность Главная задача должна состоять в том, чтобы определить ряд цен на передачу энергии, который бы отвечал критерию экономической эффективности. Для этого нужны такие цены, которые бы давали правильные сигналы относительно четырех ключевых вопросов: местоположения новых мощностей по производству электроэнергии и спроса (а также списания старых), использования этой сети пользователями системы; эксплуатации этой системы оператором СЭП и ее дальнейшего развития. Система ценообразования и условия контракта должны предусматривать разделение обязанностей между пользователями системы и оператором СЭП. Все они нуждаются в экономических стимулах для эффективного выполнения своих обязанностей, которые в основном зависят от условий доступа к сети. Определение наиболее подходящей формы разделения ответственности оказалось одним из наиболее трудных и важных вопросов при разработке условий контрактов на передачу энергии. В приложении В содержится описание тех проблем, с которыми приходится сталкиваться при неудачном определении цен на передачу электроэнергии, являющихся стимулом эффективности. В нем также рассматривается "дело о йоркширских пилонах» - наглядный пример первых лет реструктуризации электроэнергетической системы в Англии и Уэльсе. 224 n/e/r/a 14.2.1.2. КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Задача 2: Достаточность дохода Для любой компании, занимающейся передачей электроэнергии, эта задача является крайне важной. Эти компании должны получать такой доход, который был бы достаточным для обеспечения запланированной нормы прибыли. При условии сохранения низких норм прибыли, допускаемых многими регулирующими организациями, компании, передающие электроэнергию, менее всего заинтересованы или незаинтересованы вообще в принятии на себя риска, а это означает, что они просто хотят возместить все расходы, понесенные при строительстве и эксплуатации сети. 14.2.1.3. Задача 3. Эффективное регулирование Поскольку большинство операторов СЭП являются естественными монополистами, их деятельность необходимо регулировать. Эффективное регулирование должно способствовать максимальному снижению затрат на все операции с использованием средств, обеспечивающих минимальное вмешательство со стороны регулирующего органа. Эти три задачи являются наиболее общими при обсуждении цен на передачу электроэнергии, но также необходимо отметить и другие задачи. Сюда входят потребность в стабильных ценах, стремление предоставить справедливые условия доступа и другие социальные цели, которые влияют на цены. В следующем разделе рассматриваются возможные способы их решения, во-первых, за счет вертикально интегрированных коммунальных компаний, предлагающих "групповую" передачу электроэнергии, и, во-вторых, за счет "разъединенных" независимых компаний по электропередаче. 14.3. ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ СВЕРХУ ВНИЗ ДЛЯ ГРУППОВОЙ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ряде вертикально интегрированных коммунальных компаний ценообразование осуществляется по принципу “сверху вниз” (также известное под названием "ценообразования с учетом эффективных компонентов” или “ценообразования на основе себестоимости”) в качестве предпочтительной основы тарификации на пользование сетью. Сторонники этого принципа утверждают, что он не дает пользователям какого-либо стимула для выбора неэкономичного источника конкурентного обслуживания при использовании этой сети (например, выработка электроэнергии или международные телефонные переговоры). 225 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Основной недостаток интегрированных коммунальных компаний состоит в их стремлении к "снятию сливок", т.е. тенденции конкурирующих производителей привлекать только доходных потребителей, предоставляя ответственным компаниям70 обслуживать только невыгодных заказчиков. Потеря доходных потребителей не позволит такому предприятию возмещение стоимости истощенных основных средств или проведение какой-либо политики правительства, предусматривающей перекрестное субсидирование невыгодных потребителей за счет наиболее прибыльных. Поэтому ответственные коммунальные компании и их регулирующие органы пытались установить такие цены на передачу, которые бы стимулировали потребителя к выбору независимого производителя только в том случае, если смена поставщика будет экономически эффективна, и не только там, где это снизит цену для данного потребителя. Метод ценообразования по принципу "сверху вниз" был первоначально разработан в телекоммуникационных системах и с этой целью применяется в других областях. Расчет цен на передачу по принципу сверху вниз начинается с группового тарифа, уже выплачиваемого потребителем, желающим выбрать другого поставщика электроэнергии. В секторе электроэнергии тарифы обычно включают следующие компоненты: • устранимые затраты на выработку электроэнергии для удовлетворения запросов потребителя; • отчисления в счет невозвратных издержек по выработке электроэнергии; • устранимые затраты на передачу производителей потребителю; • отчисления в счет невозвратных издержек по передаче электроэнергии; • отчисления компании; • прибыль. в счет корпоративных электроэнергии накладных от расходов существующих коммунальной Тариф на передачу электроэнергии, рассчитанный по принципу "сверху вниз", который выплачивается любым другим производителем, желающим снабжать того же потребителя, представляет собой сумму всех этих компонентов, за исключением первого, т.е. 70 Ответственные коммунальные компании - это те электрические компании, которые уже имеются и функционируют на определенном участке рынка и являются его традиционным поставщиком. Зачастую они являются единственным электроэнергетическим предприятием на определенной территории и осуществляют большинство направлений деятельности - выработку, передачу, распределение и поставку энергии. (Прим. переводчика). 226 n/e/r/a Цена на передачу принципу "сверху вниз" КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ по = потребительский тариф минус устранимые затраты на выработку электроэнергии, необходимые для удовлетворения спроса потребителя. Основное преимущество заключается в том, что этот принцип побуждает потребителей выбирать источник с наименьшей стоимостью выработки электроэнергии, который будет готов к их обслуживанию в любое время. Потребители должны продолжать платить невозвратную стоимость всех инвестиций, которые были сделаны от их имени в прошлом, включая инвестиции в выработку электроэнергии. Поэтому они делают выбор между существующими и альтернативными источниками электроэнергии, сравнивая при этом только их устранимые затраты, что необходимо для достижения экономической эффективности. Это поможет ответственной коммунальной компании с большей готовностью принять конкуренцию со стороны новых участников рынка. К тому же, процесс администрирования может показаться довольно простым, так как необходимо иметь информацию только о текущем потребительском тарифе, а также устранимых затратах на выработку электроэнергии, необходимых для обслуживания потребителя. В Приложении Г приводятся свойства эффективности этого тарифа. Однако, метод ценообразования по принципу "сверху вниз" столкнулся со многими препятствиями. Во-первых, статичные доходы от повышения эффективности компенсируются, давая дополнительное преимущество ответственному предприятию, так как полные затраты нового участника рынка сравниваются только с устранимыми затратами ответственной коммунальной компании. Для некоторых режимов такой подход является по сути дискриминирующим. Также существует множество аргументов в пользу того, что такая дискриминация ограничивает масштаб истинной конкуренции, а также любые динамичные по характеру преимущества, которые может обеспечить конкуренция. К тому же, этот метод открыт для умелого манипулирования со стороны ответственной коммунальной компании, у которой есть стимул занижать устранимые затраты на выработку электроэнергии. Такое предприятие может даже инвестировать в капиталоемкие методы производства, с тем чтобы снизить устранимые затраты и затруднить для других конкуренцию в будущем. Применение ценообразования по принципу "сверху вниз" невозможно в тех случаях, когда ответственная коммунальная компания уже не продает потребителю вообще или не продает по регулируемому тарифу. Например, продажи энергии вне данной системы из независимых источников, соединенных с сетью коммунальной компании 227 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ("откат"), и продажи по всей сети энергосистемы ("прокат") представляют собой те два случая, которые не имеют потребительского тарифа для использования в своих расчетах. В этой ситуации коммунальные компании, желающие взимать плату за передачу энергии, должны перейти на концепцию "издержек в результате принятого альтернативного курса", относящуюся к стоимости передачи энергии на свободном рынке. Такие концепции затрат легче применять при наличии свободного рынка. Они рассматриваются ниже при обсуждении ценообразования по принципу "снизу вверх". По этим причинам некоторые режимы регулирования подтолкнули промышленность к данной модели открытого доступа, в которой управление энергосетями осуществляется отдельными компаниями, или в крайнем случае, они создаются в виде отдельных предприятий (с отдельным управлением и отдельными счетами), отдаленных от какого-либо участия в выработке электроэнергии или в оптовой и розничной продаже. Сразу после создания независимой сети, ценообразование по принципу "сверху вниз" теряет смысл. У любой передающей компании уже нет объединенных потребительских тарифов (включающих цену электричества и цену на его транспортировку), она также не несет какие-либо устранимые издержки по выработке энергии для удовлетворения спроса. Вместо этого цены на передачу энергии должны создаваться снизу, путем оценки отдельных компонентов затрат на передачу, рассматриваемых в Главе 13. 14.4. ФОРМА КОНТРАКТОВ ДЛЯ НЕСВЯЗАННОЙ ПЕРЕДАЧИ ЭНЕРГИИ Как только создана независимая сеть, цены на передачу энергии должны выполнять ряд функций. "Снятие сливок" перестает беспокоить монопольных операторовмонополистов СЭП, но при этом цены на передачу должны способствовать обеспечению эффективности в месте выработки и спроса, а также в применении, работе и развитии энергосистемы. Это жесткий ряд условий для выполнения, требующего такие цены на передачу, которые бы точно отражали прирост стоимости обеспечения услуг передачи энергии любому пользователю системы. Все эти издержки можно определить только при условии, что все услуги будут соответствующим образом оговорены в контракте на использование данной сети. Услуги на передачу энергии означают перемещение энергии из А в Б. При передаче энергии компания, передающая энергию, может также отвечать за улучшение качества поставляемой клиенту энергии, путем эксплуатации системы при определенном напряжении, коэффициенте мощности и частоте. Передающая компания также может принимать участие в "сетевой системе расчетов", т.е. в учете дисбалансов в своей сети, которая является функцией Оператора рынка. Однако, проблемы качества и осуществления расчетов не будут рассматриваться подробно в данной главе, вместо этого основное внимание в ней уделено обеспечению передаваемой мощности для перемещения крупных объемов энергии. Затраты на обеспечение передачи энергии зависят от нормы услуг, предусмотренной в соглашении или контракте между передающей компанией и ее пользователями. 228 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Чтобы понять эти нормы, прежде всего, необходимо ответить на ряд прямых вопросов, касающихся условий этого соглашения. 14.4.1. Откуда и куда? Если рассматривать передачу энергии как систему транспортировки, то возникают вопросы о местоположении источника и расстояния, на которое будет передаваться энергия. Источник энергии и расстояние можно определить как точки, соединяющие производителя и потребителя, но эти точки являются разными в каждом контракте на передачу энергии. В торговой системе с краткосрочными контрактами на поставку энергии предпочтительнее развивать систему “колесной ступицы и спицы” ("hub-andspoke"), для того чтобы можно было гибко использовать пропускную способность. Электроэнергия вырабатывается в нескольких местах, и ее потребители сильно разбросаны. Для создания ликвидного рынка, как производители, так и потребители должны быть заинтересованы в том, чтобы торговать своей продукцией через несколько ключевых рынков. В этом случае производители захотят поставлять выпускаемую ими продукцию на центральный рынок, а потребители - покупать на нем эту энергию. Каждый производитель должен в таком случае платить определенную сумму за подачу энергии в этот общий пункт продажи, а каждый потребитель - за доставку энергии из этого пункта продажи в свои собственные пункты соединения. Такое сочетание маршрутов доставки энергии от производителей до рынка и от него до потребителей будет похоже на центральную ступицу колеса с отходящими в разные стороны спицами (отсюда и условное обозначение данной системы). В крупных системах имело бы смысл расширить систему путем выявления многочисленных торговых ступиц, связанных "магистральными линиями", с тем чтобы обеспечить разнообразие норм обслуживания на различных участках этой системы. В объединенной системе снабжения электрической энергией каждую объединяющую линию между коммунальными компаниями можно считать отдельным участком магистральной линии, отдельно от ступиц и спиц в каждой сети энергосистемы общего пользования. (Крупные коммунальные компании могут также определять "магистральные линии" внутри своих собственных сетей). Обслуживание на магистральных линиях зависит от готовности к обслуживанию, в то время как соединения с производителями и потребителями более или менее гарантированы. Готовность к обслуживанию подробно рассматривается ниже. 14.4.2. Сколько и как долго? Контракты на передачу энергии должны определять количество энергии и время, в течение которого она будет передаваться. На практике пользователи системы могут и не испытывать потребности в планировании фиксированных потоков энергии в начале выполнения контракта. Возможно, что вместо этого они захотят сохранить право на передачу энергии, до определенного предела мощности в МВт, в любой час на протяжении длительного периода времени (года или более). Такие схемы будут сообразны той неопределенности, которая присуща обычным методам 229 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ распределения.71 Однако, в ряде случаев оператору СЭП может потребоваться, чтобы контракт конкретно определял объемы в МВтч для передачи в определенные часы и тем самым обеспечивал большую степень предсказуемости схемы использования (и связанных с этим издержек). Какая бы ни была возможность выбора у пользователей системы в отношении использования передаваемой мощности, цены на передачу энергии должны делать точное различие между невозвратными издержками при создании передаваемой мощности и устранимыми затратами при ее использовании. Обработка устранимых затрат на потери и ограничения имеет более глубокие последствия и рассматривается ниже. 14.4.3. Возможность переуступки другим пользователям в системе Если контракт на передачу энергии действует в течение длительного периода времени, то он может стать избыточным для потребностей его владельца. В таком случае для пользователя системы было бы целесообразно переуступить весь контракт на передачу энергии или его часть (т.е. мощность на определенных общих спицах) другим пользователям. В системе с годовыми тарифами подобные переуступки можно стимулировать путем повышения тарифов. В этом случае пользователи системы с недостаточной мощностью, которая им не нужна, откажутся от нее и разрешат другим взять ее себе. Однако, большинство пользователей системы предпочитают, чтобы цены на передачу энергии оставались стабильными, т.е. были известны заранее на относительно длительные периоды времени. Эффективность и устойчивость цен можно обеспечить, если компания по передаче энергии предлагает контракты, которые являются долгосрочными и вместе с тем дают возможность переуступки. Например, какой-то производитель становится убыточным и поэтому является кандидатом на закрытие до истечения срока действия его контракта. В то же время где-то поблизости могут ждать соединения новые производители. Различные условия контракта позволяют применять разные методы подхода к ценообразованию и дают различные результаты. 1. 71 Если контракт краткосрочный (как в случае с годовыми тарифами), у передающей компании могут появиться трудности в определении издержек по долгосрочным инвестициям в передачу энергии. Первая проблема состоит в том, что пользователи этой системы могут избежать оплаты невозвратимых издержек по предыдущим инвестициям, просто закрыв свои производственные мощности (например, генератор или завод). Это может подтолкнуть к преждевременному закрытию существующих производителей или потребителей. С другой стороны, когда имеется дополнительный спрос на некоторые линии передачи, передающая компания может только нормировать имеющуюся мощность путем увеличения краткосрочных тарифов для всех тех, См. Главу 11, где рассматриваются опционные контракты и их преимущества, когда существует неопределенность в объемах поставок. 230 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ кто пользуется этой частью системы. В долгосрочных контрактах тариф не нужно поднимать выше затрат на строительство новой мощности. Если бы дополнительный спрос на передачу энергии оставался на этом уровне, то с экономической точки зрения нужно было бы увеличить мощность. Однако, в краткосрочных контрактах вполне возможно, что тарифы должны будут возрасти до чрезвычайно высоких уровней. Колебания краткосрочных тарифов часто раздражают уже существующих пользователей, которые стремятся защитить себя от повышения тарифов на передачу в результате колебаний в спросе со стороны других пользователей. Поэтому для регулирующего органа очень трудно санкционировать краткосрочные тарифы, которые то поднимаются, то снижаются в зависимости от фактических издержек. 2. Если контракт долгосрочный, но его нельзя переуступить, владелец права на передачу энергии будет защищен от будущих повышений тарифов. Кроме того, производители и потребители не смогут спасти все свои цены на передачу, закрыв установку, по той причине, что устранимыми являются только некоторые затраты. Это бы устранило стимул для преждевременного закрытия и позволило бы передающей компании покрыть невозвратные издержки. Однако, это может поощрять неэффективных производителей продолжать функционировать в этой системе слишком долгое время. Новые производители в этом случае будут нуждаться в дублирующих производственных мощностях, даже если существующие производители готовы продавать им имеющиеся мощности по более низкой цене. 3. Если контракт долгосрочный и его можно переуступить, передающая компания продолжает быть уверенной в том, что невозвратные издержки будут покрыты, к тому же каждый пользователь системы будет искать лучшие пути альтернативного использования данной мощности, особенно тогда, когда производитель становится нерентабельным. Если новый производитель захочет использовать перегруженную часть сети, передающая компания может предложить строительство дополнительной мощности, если производитель оплатит полную стоимость расширения. Однако, существующие производители будут также продавать свои текущие контракты на передачу энергии, если кто-либо готов заплатить больше, чем они получают, продолжая вырабатывать энергию. Новый производитель будет выбирать самые дешевые варианты и таким образом обеспечивать распределение мощности среди тех пользователей, которые предлагают за нее большую цену. Новую мощность строят только тогда, когда ее рыночная стоимость превышает затраты на строительство. Такой подход устраняет необходимость повышения тарифов на передачу энергии для существующих производителей, которые уже имеют передаваемую мощность, и защищает их от риска повышения затрат. Соответственно, контракты на передачу энергии способствуют обеспечению долгосрочной защиты от изменения цен, при этом они должны быть составлены таким образом, который допускает возможность их переуступки и распределения среди наиболее прибыльных пользователей. Например, контракты, которые нельзя переуступать, могут приводить к ненужному дублированию мощностей, в то время как краткосрочные контракты могут повлечь за собой разрушительные для текущих 231 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ пользователей изменения цен и неподходящие стимулы устранения невозвратных издержек. На практике весьма небольшое количество систем снабжения электроэнергией полагается исключительно на краткосрочные тарифы. Даже в тех случаях, когда нет долгосрочных контрактов, передающие компании проводят политику соединений, которая регулирует доступ и накладывает долгосрочные обязательства на каждого нового производителя и потребителя. Обычно, заказы на подсоединение удовлетворяются только тогда, когда новый пользователь системы согласен оплачивать некоторые долговременные затраты на передачу (т.е. за местное включение и/или любое укрепление общей сети, которое необходимо для обеспечения нового пользователя системы). Такая долгосрочная контрактная структура снижает для годовых тарифов необходимость сигнализировать об экономических издержках, связанных с эффективным расположением новых пользователей. 14.4.4. Гарантированное или условное наличие мощностей? Когда передающая компания продает передаваемую мощность, очень редко можно гарантировать наличие определенного уровня мощности. Произвольные изменения в структуре потоков в сети, а также случайные вынужденные прекращения выработки и передачи энергии могут повлиять на мощность, имеющуюся в любой части сети. Одним из наиболее важных определителей стоимости любого контракта на передачу является метод, используемый для согласования обязательств по контракту с фактическим наличием передаваемой мощности. С этой целью уже разработано несколько методов. 1. "Располагаемая" или "ограничиваемая" мощность72. Некоторые контракты дают передающей компании возможность ограничивать право на мощность, так что пользователи системы не могут планировать потоки электроэнергии сверх имеющейся мощности. Этот метод широко распространен в США и часто применяется к соединительным линиям между коммунальными компаниями. Условия, при которых можно ограничивать мощность (погода, относительные издержки, структура чистых потоков загрузки) и форма ограничения (отмена, пропорциональное уменьшение, фиксированное снижение, приоритизация контрактов и т.п.) могут стать крайне сложными, если мощность на спице принадлежит многим пользователям. Этот метод возлагает на пользователей системы ответственность за поиск дополнительных способов борьбы с физическими последствиями какого-то ограничения. 2. "Оплата за узкие места". Там, где мощность ограничена, ее можно нормировать по объему (путем сокращения) или по цене. Передающая компания, создавшая ограничение в сети, может выделить пользователям мощность путем эксплицитного начисления тарифа за преодоление этого ограничения. За основу этого тарифа берется разница в стоимости 72 Данный способ организации мощностей иногда используется под названием "прерываемая мощность". Тем не менее, мы пытались избежать использование этого термина, так как часто он ассоциируется со многими другими понятиями и условиями. 232 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ электроэнергии на каждом конце ограничения, которая определяется, исходя из данных о распределении. Этот способ применяется в Норвегии. Он возлагает стоимость ограничений непосредственно на пользователей системы в качестве устранимых карманных расходов. 3. "Ограниченная прерываемость и компенсация". Некоторые контракты обеспечивают гарантированный уровень мощности, который можно использовать в течение определенного количества часов в любом году. Любая передающая компания, предлагающая такие контракты, должна их выполнять, во-первых, за счет снижения объемов передачи и, во-вторых, путем перераспределения (или "перебалансирования") выработки, чтобы пользователи системы могли планировать потоки энергии в соответствии с их правами по контракту. Если такие меры недостаточны для гарантирования уровней обслуживания, предусмотренных контрактом, или их просто не существует для компании по передаче электроэнергии, то обслуживание необходимо сократить или "прервать" в большем объеме, чем предусмотрено по контракту. Когда это происходит, компания по передаче электроэнергии должна выплатить компенсацию держателю контракта на передачу путем возмещения вмененных затрат на передачу электроэнергии (или стоимости передачи) в течение периода прерывания. Если затраты по перебалансированию отнесены на счет компании по передаче вместе с компенсацией, то эта компания по передаче имеет стимул к тому, чтобы обеспечить наличие мощности. Подобная система нашла практическое применение в Англии а Уэльсе, где пропускная способность гарантируется производителям в течение всего года.73 Этот аспект контрактов на передачу электроэнергии имеет огромное значение для будущего развития сети. Основная цель инвестиций в пропускную способность уменьшить стоимость перебалансирования производства, необходимую для успешного преодоления ограничений. В этом случае стимулом для выполнения инвестиций в энергосистему (и проведения технического обслуживания сети) будет обладать та сторона, которая несет затраты по ограничениям. Мы еще раз вернемся к этой теме, когда будем рассматривать цены контрактов и роль компании по передаче электроэнергии. 14.5. УСТАНОВЛЕНИЕ КОНТРАКТЫХ ПЕРЕДАЧУ ЭНЕРГИИ ЦЕН НА НЕСВЯЗАННУЮ 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: 73 В 1994 году Общенациональная электроэнергетическая компания взяла на себя ответственность за долю затрат на перебалансирование. См. Приложение Б. 233 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ • строительства новой мощности невозвратных издержек); • предельных потерь и • перегрузок. 14.5.1. Издержки прошлых периодов строительства новой мощности? (в том или числе проблема возмещения дополнительная стоимость 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, k, 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, k + bx.74 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 bx. Кумулятивная стоимость этой мощности составляет bx(1 + r) t, т.е. первоначальная стоимость плюс проценты по годовой ставке r. Должна ли цена на эту мощность начисляться по ее кумулятивной стоимости (bx(1 + r) t) или по стоимости автономной установки (k + bx)? Чтобы ограничить размеры прибыли до стоимости капитала, компании по передаче энергии должны устанавливать цены, равные понесенным ими затратам, т.е. (bx(1 + r)t. Однако, в условиях нерегулируемого рынка, когда кто угодно может построить линию передачи, компания по передаче может назначить любую сумму в пределах до k + bx. 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 k + bx в году t выше кумулятивной стоимости bx(1 + r) t. Сравнение с Главой 13 покажет, что это есть эффективное инвестиционное правило для предварительного строительства. Поэтому тарификация передачи по стоимости автономного варианта соответствует эффективным, нецентрализованным 74 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 (k), предельных затрат (b) и выхода (x). 234 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ инвестиционным решениям.75 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 bx(1 + r), чем кратковременным предельным затратам, или стоимости автономной установки. 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. 14.5.2. 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. 75 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. 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. 235 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 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. 14.5.3. 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 236 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ точные сигналы, способствующие эффективному использованию энергосистемы с распределяемой нагрузкой.76 14.5.4. 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 76 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. 237 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ соответствующих ролей для компаний по передаче пользователей системы в будущем развитии ЛЭП. электроэнергии и для 14.5.5. 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. 238 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Чтобы показать, как на практике работают такие контракты на разницу в области передачи электроэнергии, рассмотрим следующий пример.77 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). 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. 14.5.6. 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 77 Пример основан на объяснениях в Главе 9, где подробно описывается структура и урегулирование контрактов. 239 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ 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. 14.5.6.1. 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.78 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. 14.5.6.2. Решение по инвестициям электроэнергии принимается компанией по передаче Если стоимость сдерживающих факторов покрывается компанией по передаче электроэнергии, перед ней, как перед органом, предоставляющим интегрированные коммунальные услуги, появляются некие стимулы для инвестиций. Когда 78 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. 240 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 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 электроэнергии” (контракт или тариф); и • несет все издержки, понесенные в результате предоставления такого стандарта обслуживания (включая издержки в результате сдерживающих факторов). в области передачи 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 241 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 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. 14.5.6.3. Вопросы при ведении переговоров по контрактам Структура соответствующего контракта для каждой компании по электроэнергии и пользователя системы зависит от ряда соображений: передаче • 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. 14.6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В этой главе подробно рассматривался вопрос того, как затраты по передаче электроэнергии должны находить отражение в ценах. Из этой главы напрашивается очевидный вывод, что различные типы компаний по передаче электроэнергии должны заключать различные типы контрактов. “Ценообразование сверху вниз” очевидно имеет много привлекательных моментов для вертикально интегрированных коммунальных служб, которые предлагают по своим сетям каналы передачи. Это позволяет возместить производственные затраты и предлагает постоянную экономическую эффективность. Однако, тех, кто использует такое ценообразование сверху вниз, легко обвинить в перекосах и дискриминации 242 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ против конкурентов. Поэтому возможно было бы полезно предусмотреть переходную стадию до установления режима открытого доступа. Ценообразование сверху вниз нельзя применять к необъединенным компаниям по передаче электроэнергии, и цена за обслуживание должна базироваться на составных затратах, или “ценообразовании снизу вверх”. Установление цены за обслуживание линий электропередачи по принципу снизу вверх должно учитывать три главных типа затрат: • стоимость строительства линии (включая производственные затраты); • стоимость предельных потерь; и • издержки в результате сдерживающих факторов. При разработке условий тарифов или контрактов по передаче электроэнергии, необходимо учитывать две важные цели в структуре контракта. Во-первых, срок действия прав любого пользователя и степень, в какой они могут передаваться от одного пользователя к другому - одинаково важные факторы для эффективности, с которой используется пропускная способность линии электропередачи. Долгосрочные трансфертные контракты могут продаваться и перепродаваться, обеспечивая, чтобы пропускная способность всегда была распределена тому пользователю, который ее больше ценит. Эксплуатация будет проходить менее эффективно, если передача электроэнергии будет продана нетрансфертным контрактам, или через краткосрочные тарифы. Во-вторых, распределение кратковременных затрат в результате сдерживающих факторов (т.е. затрат, связанных с перераспределением вырабатываемой электроэнергии в ответ на сдерживающие факторы) должно решить, кто получит стимул к эффективному расширению пропускной способности ЛЭП. Распределение этих затрат в связи с этим определит, кто будет нести ответственность за инвестиции: пользователи системы или компания по передаче электроэнергии. Если контракты по передаче электроэнергии могут быть “сокращены” или зависят от “цены за узкие места”, когда сдерживающие факторы становятся критическими, краткосрочные затраты в результате перегрузки покрываются пользователями системы. Такие типы контрактов перекладывают стимулирующие факторы для инвестиций в сеть на пользователей системы, в этом случае роль компании по передаче электроэнергии будет весьма ограничена. Она должна только построить сеть и управлять ею в соответствии с инструкциями, получаемыми от пользователей системы (или от регулирующего органа, выступающего от их лица). Возможно возложить на компанию по передаче электроэнергии более значительную роль, разрешив ей продавать контракты на обслуживание передачи электроэнергии, в которых длительность прерываний такого обслуживания носит строго лимитируемый характер. Для осуществления таких контрактов компании по передаче электроэнергии должны нести любые необходимые краткосрочные расходы, чтобы 243 n/e/r/a КОНТРАКТЫ И ЦЕНЫ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ обеспечить стандарт обслуживания, предусмотренный контрактными обязательствами. Список таких затрат включает краткосрочные затраты в связи с перераспределением нагрузки, контролем за напряжением, техобслуживанием и т.д. Поскольку компании по передаче электроэнергии покрывают краткосрочные издержки, они получают ответственность за планирование и вложение инвестиций в сеть. Остается открытым вопрос, кому компании в электроэнергетической системе и их регулирующие органы предпочтут отдать обязательства по принятию решений в области инвестиций: компаниям по передаче электроэнергии или пользователям системы. Решение зависит от таких соображений, как: эффективность, риск, регулирующая политика и корпоративное управление. В Великобритании с недавних пор наблюдается тенденция наделения Национальной Электроэнергетической Компании большим кругом обязательств. Это аргументируется следующим образом: • компания по передаче электроэнергии несет юридическую ответственность за инвестиции в передачу электроэнергии и требует финансовых стимулов для эффективного выполнения своих обязательств; • ни пользователи системы, ни регулирующие органы не находятся в выгодном положении для урегулирования решений на ежедневной основе, без несения крупных затрат. Однако эти аргументы не носят односторонний характер и уже предлагались ранее: • пользователи системы могут не захотеть возлагать слишком большую долю ответственности на одну компанию; и • компания по передаче электроэнергии может не захотеть нести риски, связанные с кратковременными затратами. Относительная весомость данных аргументов изменяется медленно с течением времени, по мере улучшения понимания рисков и поведения независимой компании по электропередаче. Ситуация будет проясняться по мере расширения конкуренции, описанного в Части 1 данной книги, и создания большего числа независимых компаний по электропередаче. Следовательно, этот спор будет продолжаться в течение некоторого времени, а оформление контрактов на электропередачу несомненно получит дальнейшее развитие. 244 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ В: ПРИЛОЖЕНИЕ В: ДЕЛО О ЙОРКШИРСКИХ ПИЛОНАХ Понятие “Йоркширские пилоны” относится к новой линии электропередач, пролегающей через Долины Йоркшира. В 1993 году Общенациональную энергетическую компанию попросили инвестировать средства в проект присоединения новой электростанции к общенациональной энергосистеме на северо-востоке Англии и в расширение соединительной линии электропередачи за пределы Шотландии. Осуществление этого проекта на ранних стадиях планирования натолкнулось на сопротивление, и его выполнение было задержано на несколько лет. В этом Приложении приводятся цены Общенациональной энергетической компании на передачу электроэнергии и показывается, что же помешало ей достигнуть такого уровня, чтобы стать экономически эффективным предприятием. В последнем разделе объясняются последствия всего этого для графства Йоркшир. Нижеследующее рассуждение было подготовлено как речь, которая была произнесена в 1993 году. Авторы стремились сохранить первоначальный тон и направленность этой речи, поскольку, по всей видимости, она оказалась весьма поучительной. ТАРИФЫ ОБЩЕНАЦИОНАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ КОМПАНИИ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Общенациональная энергетическая компания (ОЭК) является единственной независимой в Великобритании компанией по передаче электроэнергии по высоковольтным линиям. Она несет исключительную ответственность за инвестиции в систему электропередачи в Англии и Уэльсе. Эта компания взимает два вида тарифов за свои услуги: тариф за подключение, который представляет собой годовой тариф электростанции, начисляемый за присоединение к центральной электросети на основе срока полезной службы электростанции; и тариф за использование системы, который представляет собой плату за использование энергосети. Технические нормы Общенациональная энергетическая компания может настаивать на технических нормах для производителей электроэнергии, которые присоединены к этой системе; к тому же, она сама функционирует в соответствии с техническими нормами, записанные в ее лицензии и регулирующими необходимый уровень безопасности, который она обязана обеспечивать. Например, одно из условий лицензии – соблюдение норм для двойных коротких замыканий (тройных линий), установленных для групп сети производителей электроэнергии сверх 1320 МВт. Старый Центральный совет по производству электроэнергии (CEGB) уже вырабатывал альтернативные экономические нормы, в которых уровень защиты от коротких замыканий зависел от издержек потенциальных коротких замыканий, но все это не было применено до приватизации. 245 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ В: Тарифы за подключение к сети Тарифы за подключение к сети основаны на стоимости средств, инвестированных в подключение производителя электроэнергии к центральной сети энергоснабжения. Для старой электростанции эти тарифы определялись из необратимых затрат и утверждались регулирующим органом. Что касается новых установок, Общенациональная энергетическая компания должна предлагать условия для подключения, хотя производитель электроэнергии может и сам найти какого-либо другого партнера для строительства такой линии. Такие тарифы не регулируются изза элемента конкуренции. Тарифы за подключение к сети электростанции иногда называются тарифами на входе и выходе электростанции и являются тарифами по категориям потребителей. Тарифы, назначаемые по категориям потребителей, которые относятся только к стоимости подачи электроэнергии в сеть и получения ее из сети, называются "тарифами на мелкий ввод". Тарифы системы энергоснабжения за передачу электроэнергии (TUOS). Тарифы системы энергоснабжения за передачу электроэнергии (TUOS) очень просты. TUOS стали применяться с апреля 1993 года, и показаны в Таблице В.1. Страна разделена на 14 районов; каждый район имеет цену за один МВт для производителя энергии и цену за один МВт для потребителя в точке магистрального энергоснабжения этой зоны. Цены меняются в зависимости от расположения. Чем выше цена производителя электроэнергии в районе, тем ниже цена у распределителя в этом же районе. Вообще же цены изменяются в зависимости от предельных затрат на подключение производителя или потребителя к энергетической системе данного района. Имеются также и отрицательные затраты, указывающие на то, что подключение производителя электроэнергии в юго-западной части полуострова должно снизить уровень общих издержек этой системы. 246 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ В: Таблица В.1. Тарифы TUOS Общенациональной энергетической компании с апреля 1993 года✝. Зона Выработка электроэнергии, $/кВт Спрос, $/кВт Север Йоркшир Сев. Уэльс и Зап. Ланкашир Вост. Ланкашир Ноттингемшир Уэст-Мидленд Энглия Запад и Уэльс Устье Темзы Внешний Лондон Внутренний Лондон Южное побережье Уэссекс Полуостров ✝ Условие 10 Лицензии на передачу, Тарифы за использование системы и подсоединение к системе (за 1993/94 год), апрель 1993г., Общенациональная энергетическая компания. Тарифы за один киловатт взимаются в зависимости от максимальной потребности каждого пользователя электроэнергией, которая определяется “триадой” – 1/3 трех пиков спроса за период высокого спроса. При присоединении нового потребителя к системе установленная величина затрат в районе его местонахождения будет изменяться, а это изменение, в свою очередь, отразится на тарифах всех пользователей этого района. Это также характерно и для тарифов "мелкого ввода" – затраты на "глубокий ввод" должны отнести это увеличение расходов в системе энергоснабжения на счет нового потребителя. Регулирование доходов Общая сумма доходов Общенациональной энергетической компании регулируется Бюро OFFER79, регулирующим органом в области электроэнергетики в Великобритании, который устанавливает эту сумму каждые три-четыре года с учетом запланированных инвестиций. Между пересмотрами общая сумма доходов возрастает на годовой показатель RPI-X, в котором RPI – темп инфляции (индекс розничной цены), а X – это реальное снижение доходов, которого требует регулирующий орган. В 1993 году величина X была определена в 4%, поэтому формула цены Общенациональной энергетической компании следующая: RPI –4 на пять лет. Такое уменьшение цены частично компенсируется допуском на прогнозируемый рост энергетической нагрузки в размере 1% в год. Не существует 79 OFFER - Бюро по регулированию электроэнергии. Генеральным директором по поставкам электроэнергии. Регулирующее лицо официально называется 247 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ В: какого-либо условия, которое бы предусматривало покрытие за счет увеличенного дохода непредусмотренного увеличения инвестиций за этот период. Не предусмотрено также уменьшение запланированных инвестиций, которые не были сделаны в этот период. Общенациональная энергетическая компания и объединенная энергосистема Отношения между Общенациональной энергетической компанией и объединенной энергосистемой очень сложные, но как таковые они не должны нас беспокоить. Объединенная энергосистема – это некорпоративное объединение членов, которые одновременно являются и продавцами электроэнергии энергетическому объединению и покупателями электроэнергии у него. Продавцы являются производителями электроэнергии, а покупатели являются ее потребителями. В основном сюда относятся компании по распределению электроэнергии и другие организации, у которых есть лицензия на покупку электроэнергии у объединенной энергосистемы. Согласно правилам объединенной энергосистемы, когда от производителей поступают ежедневные предложения, Общенациональная энергетическая компания разрабатывает календарный план выработки электроэнергии без учета ограничений при передаче электроэнергии. После этого она заново планирует график уже с учетом подобных ограничений. Разница между этими двумя графиками и составляет величину стоимости ограничений при передаче электроэнергии, которую несет энергетическое объединение и которая распределяется из расчета на 1 кВт между всеми покупателями. КРИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ТАРИФОВ ОБЩЕНАЦИОНАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ КОМПАНИИ Существуют четыре основных принципа, которые нужно учитывать в цене на передачу электроэнергии: • местные различия в ценах должны отражать истинные различия в стоимости; • компания по передаче электроэнергии должна отвечать за издержки, связанные с ограничениями в передаче электроэнергии, или же надо позволить пользователям определять размер инвестиций в Общенациональную энергетическую систему; • тарифы нужно заменять рыночными долгосрочными контрактами, которые бы отражали все затраты системы (включая тарифы на “глубокий ввод”); и • включенные в лицензии нормы нужно заменять экономическими нормами. Принципы тарификации, применяемые ОЭК, не соответствуют четырем вышеупомянутым пунктам. А вытекающее отсюда нарушение стимулов в данной области, создало ряд проблем, которые ОЭК пыталась разрешить постепенно. В следующих разделах описываются эти проблемы и причины их возникновения. 248 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ В: Зависимость издержек от района электропередачи Консультационные фирмы находятся в Лондоне, а не на Шетландских островах, хотя плата за площадь офиса, безусловно, значительно дешевле, так как спрос на консультации по современным экономическим проблемам очень мал. Консультант, базирующийся на Шетландских островах, должен проводить весь день, обзванивая своих клиентов, давая тем самым возможность одной телефонной компании заработать на этом состояние. Если такому консультанту требуется навестить своих клиентов, то он или она должен сам оплатить стоимость авиабилета, если он или она заинтересован в том, чтобы его цены были конкурентными. Как вы думаете, он или она, имея офис на Шетландских островах, должен оплачивать телефонные переговоры только по местным тарифам, в том числе переговоры с Лондоном, или иметь право на сниженные тарифы пассажирских авиаперевозок только потому, что его клиент проживает на юге Англии? Конечно, нет. Правительствам и центральным планирующим организациям нравится “недискриминирующее ценообразование”, под которым они понимают равное распределение всех издержек. Некоторым хотелось бы иметь одну цену для всех, например, цену почтовой марки. Но с появлением рынка очень важно быть уверенным в том, что цены располагаются в соответствии с их причинной обусловленностью. Затраты на передачу электроэнергии для новой электростанции или потребителя это, прежде всего, возросшие потери, во-вторых, стоимость ограничений в данной системе; в третьих, затраты на строительство новых линий для уменьшения этих потерь и ограничений в передаче электроэнергии. Если большая часть электроэнергии вырабатывается на севере, а основная часть нагрузки потребляется на юге, то в этом случае цены на передачу электроэнергии должны быть выше у северных производителей электроэнергии и у южных потребителей. И наоборот. Если новая электростанция или новый потребитель расположены так, чтобы противостоять основному потоку электроэнергии, то это должно снизить потери, устранить ограничения, связанные с передачей электроэнергии, и уменьшить необходимость строительства новых линий электропередачи, а потому величина затрат становится отрицательной. У новых тарифов ОЭК на передачу электроэнергии на самом деле есть местные различия - у них даже есть отрицательные расходы. К сожалению, регулирующий орган подчинился давлению южных потребителей, направленному на еще большее нивелирование этих местных различий. Это говорит о том, что все это нужно было бы сделать до приватизации, после которой очень трудно что-либо изменить. ОЭК должна нести издержки электростанций с ограничениями Для читателей, не знакомых с энергетической системой Великобритании, цена объединенной энергосистемы определяется “распределением” этой системы без каких-либо ограничений, связанных с передачей электроэнергии, с целью определения стоимости электроэнергии, а затем эту электроэнергию перераспределяют с фактическими ограничениями для того, чтобы определить, какие электростанции нужно эксплуатировать. Те электростанции, которые можно было бы 249 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ В: эксплуатировать при наличии доступа к системе передачи, но которые не эксплуатировались из-за его отсутствия, называют электростанциями, “ограниченными на выключение”. Таким электростанциям компенсируется потерянная прибыль, так как у них не было доступа к линиям передачи электроэнергии. Электростанциям, “ограниченным на включение", выплачивают их собственные издержки. Эти дополнительные издержки, связанные с ограничениями при передаче электроэнергии, а именно затраты, создаваемые электростанциями с более дорогой энергией, несут члены объединенной энергосистемы совместно в форме специальной надбавки.80 В чем же причина этого? Давайте вспомним, что произошло на острове Корсика в 1991 году. Производители мандаринов и апельсинов привезли свою продукцию на причал паромной переправы. Затем им сообщили, что паром работать не будет, и весь их товар остался гнить на пристани. После этого производители сделали то, что вы бы сделали сами – они потребовали от паромной компании компенсацию за причиненный ущерб. В существующей энергетической системе Англии и Уэльса можно провести аналогию: существует компенсация за потерянную прибыль из-за невозможности доставки электроэнергии по назначению. Фактически, паромная компания предложила твердый контракт, так как она должна была выплатить компенсацию за причиненный ущерб в случае ее вины; это дает ей правильные стимулы в том случае, если паромная компания решает вопрос, инвестировать ли ей средства в дополнительные производственные мощности, для того чтобы не потерять нагрузку, или нет. Она выплатит компенсацию только в случае, если ей будет невыгодно инвестировать средства в другой паром. К сожалению, в энергетической системе Великобритании члены объединенной энергосистемы поровну распределяют компенсацию и дополнительные эксплуатационные расходы. Регулирующий орган разумно предлагал возложить стоимость ограничений, связанных с передачей электроэнергии, не на членов объединенной энергосистемы, а на Общенациональную энергетическую компанию (ОЭК). Это обеспечило бы правильные стимулы для ОЭК. Издержки и выгоды от расширения системы передачи электроэнергии должны быть сосредоточены в одном месте, так чтобы стоимость отказа на доступ и затраты на его обеспечение могли быть возложены на одно предприятие. Нет ничего несправедливого в отказе на предоставление доступа: возможно, возмещение потерянной прибыли будет значительно дешевле введения новой линии. 80 Доклад об "ограниченной на включение" электростанции (OFFER 1992) касался цен, которые производители электроэнергии взимали для ограниченной электростанции. Эти тарифы являются частью так называемой "надбавки", которые добавляются к цене объединенной энергосистемы. Платежи в рамках надбавки стали причиной разногласий, так как из-за какой-то ошибки в расчете в объединенной энергосистеме производители электроэнергии могли устанавливать какую угодно цену, ограничиваясь лишь соображениями относительно возможных действий со стороны регулирующего органа. Решение этой проблемы состоит в том, что заключать контракты следует для такой электростанции, которая будет ограничена на выключение, не полагаясь на наличную цену, как это делается в настоящее время. 250 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ В: Авиакомпании продают билетов больше, чем есть мест и платят компенсацию, если они не могут предоставить вам место на самолете. Одному из моих коллег заплатили 100 фунтов за то, что он задержался в Париже на одну ночь по вине авиакомпании. Возможно, что это было значительно дешевле варианта отправки его из Парижа на другом самолете. Также будет значительно дешевле заплатить за отказ в доступе к энергетической сети, чем оплачивать сверхурочное время за ускоренную подготовку линии электропередачи к эксплуатации. Имеются и другие способы решения данной проблемы. Даже в контексте монопольной компании по передаче электроэнергии ОЭК должна быть в состоянии сделать выбор между следующим: либо обращаться с просьбой к производителям электроэнергии об обеспечении “ограниченной на включение” электростанции; либо заключать контракт с потребителями об уменьшении нагрузки; либо увеличивать мощность, в зависимости от того, что будет дешевле. Но в действительности у ОЭК нет никаких стимулов для уменьшения ограничений при передаче электроэнергии; если такие стимулы существуют, то ОЭК несет расходы, не получая при этом эквивалентных доходов.81 Контракты на передачу электроэнергии Передача электроэнергии в большинстве случаев является естественной монополией. Это означает, что цены нужно регулировать, и мы привыкли думать о регулируемых ценах, как о ценах по тарифу – цене предложения, как это было в случае немедленной поставки и контрактах на выполнении всех потребностей потребителя. К тому же природа энергосистемы такова, что каждый ее участник использует одни и те же линии, и поэтому физически невозможно определить, чья электроэнергия передается и в каком направлении. Кажется, что самой простой и справедливый способ решения проблемы для регулирующего органа - распределить издержки данной энергетической сети в виде клубного взноса: каждый участник платит взнос за вступление в клуб, а затем принимает участие в распределении издержек, конечно, пропорционально максимальному использованию системы. На самом деле можно прибегнуть к помощи нескольких интересных способов решения проблемы рынка, прежде чем обращаться за помощью к регулирующему органу или какой-либо другой административной организации. Прежде всего, необходимо понять, что даже если каждый участник использует одну и ту же энергетическую сеть, все равно можно определить издержки по каждой отдельной сделке. Поэтому им совсем не обязательно принимать участие в расходах: одним в большей степени, другим - в меньшей, также могут быть и отрицательные величины. Любой, кто пожелает использовать энергосистему для передачи электроэнергии, должен быть в состоянии купить твердое право на передачу электроэнергии, т.е. право обеспечивать передачу энергии в любое время или получать компенсацию. Цену в этих контрактах 81 Эта проблема решается в настоящее время по просьбе регулирующего органа; см. Приложение Б. Но попрежнему неразрешенным остается вопрос, следует ли ОЭК брать на себя расходы по ограничениям, связанным с передачей, или лучше, если объединенная энергосистема будет арендовать провода у ОЭК. 251 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ В: нужно определять таким образом, чтобы она покрывала (различные) издержки каждого пользователя. Тарифы – это контракт на один год, и именно это усиливает рыночную власть компании по энергоснабжению. Как только вы построили электростанцию или открыли свое предприятие, для компании по энергоснабжению будет очень легко повысить свои тарифы, и здесь вы мало что можете сделать. Поэтому более предпочтительными являются долгосрочные контракты на весь срок эксплуатации электростанции, что уменьшит вероятность использования монопольной власти и необходимость регулярной проверки тарифов на передачу электроэнергии. Долгосрочные контракты намного упростят такое регулирование, так как большая часть доходов компании по энергопередаче будет отражена в контракте, а регулирующему органу будет необходимо осуществлять контроль только за процессом заключения контракта. Существует множество вариантов составления контрактов и совсем не обязательно, чтобы долгосрочные контракты были одномерными контрактами с единой фиксированной ценой. Подписав контракт и получив право на доступ к объединенной энергосистеме, а также определив цену и возможные последствия в случае срыва подачи электроэнергии, оператор сети может выполнять условия контракта по своему усмотрению. Если электростанция потенциально создает какое-то ограничение в передаче электроэнергии, то производитель электроэнергии должен оплатить по контракту предполагаемые издержки, связанные с созданием подобного ограничения, возмещение которых он потребует тогда, когда или если возникнут эти ограничения. Но если модернизация системы и строительство новых линий окажутся более дешевым вариантом, то оператор сети сделает необходимые инвестиции и тем самым избежит затрат, связанных с этим ограничением. Оператор сети должен также нести издержки на уровне потерь, покупая электроэнергию для их покрытия и включая ожидаемую величину в цену контракта. Монопольную власть оператора линии электропередачи можно уменьшить еще больше, если предложить пользователям системы передачи энергии продать или купить существующие права на передачу электроэнергии – рыночные права. Что касается самой сети, то не имеет значения, вырабатывается ли нагрузка в 100 МВт старой электростанцией, работающей на угле, или новой газотурбинной электростанцией с комбинированным циклом, которая была построена рядом со старой. Поэтому сделка должна быть нейтральной для ОЭК: владелец угольной электростанции просто продаст свои права на передачу электроэнергии владельцу комбинированной электростанции. Основная особенность этих контрактов заключается в том, что они должны отражать цену, покрывающую все издержки, налагаемые пользователем. Новый пользователь энергосистемы должен оплачивать полную величину затрат на расширение энергосети для принятия новой нагрузки на всем ее протяжении. На профессиональном языке они называются затратами глубокого входа или затратами глубокого выхода, в противоположность затратам мелкого входа/выхода, которые позволяют новому пользователю оплачивать только издержки подключения к основной энергосети. 252 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ В: По существующим тарифам с новых нагрузок взимается лишь величина расходов, связанных с их подключением к ближайшему пункту, тогда как на всех остальных участников в этом районе приходятся затраты на модернизацию центральной энергосистемы. В этом нет никакого смысла. Новый пользователь должен оплачивать все издержки, связанные с добавлением к сети новой нагрузки, иначе производство электроэнергии и новые нагрузки будут добавлены в неправильном месте. Сюда входят все издержки по укреплению главной энергосистемы, если это необходимо, а также затраты на специальное подключение к системе. Контракты должны приводить издержки в соответствие с платежами: при существующей структуре тарифов у ОЭК есть стимул к тому, чтобы не строить новые мощности, т.к. стоимость строительства уже была включена в тарифы, и ОЭК не получает дополнительной платы при введении новой линии в эксплуатацию. Экономические нормы Когда-то в Нью-Йорке строили квартиры с ваннами на кухне. Но тут появились бюрократы с благими намерениями, которые заявили, что с этого момента никто не должен иметь квартиру с ванной на кухне. Они-то и навязали нормативы строительства жилья, которые сделали квартиры настолько дорогими, что люди оказались совсем без квартир – теперь они живут на улицах без ванны и кухни. Нормативы планирования для систем передачи электроэнергии в Великобритании рассчитаны на обеспечение большей безопасности, но почему? Например, согласно нормативам планирования PLM SP1, электростанции с мощностью выше 1320 МВт должны быть способны передавать энергию даже при выходе из строя любых двух линий, поэтому всегда устанавливают три линии. Итак, ремень, подтяжки и кусок веревки вокруг пояса - это все, что нужно, если две системы сразу выйдут из строя! Вероятность выхода из строя одновременно двух линий - очень маленькая, и возникает справедливый вопрос: насколько больше потребовалось бы вращающего резерва и энергии замещения, если бы там не было третьей линии? Но PLM SP1 и несколько других нормативов планирования, разработанных Центральным советом по производству электроэнергии, указаны в лицензии ОЭК. Поэтому нам приходится строить новые ЛЭП через Долину Йорка, одно из красивейших мест Англии, для передачи электроэнергии новых расположенных на побережье электростанций. Ирония в том, что согласно специальной отмене двух нормативов планирования, новая электростанция сможет вырабатывать электроэнергию только до 1995 года без выполнения предусмотренной нормативами модернизации, но с механизмом отключения с противоположного конца для обеспечения эксплуатационной надежности. Очевидно, что ничего сверхъестественного не произошло и при этом нельзя не задать вопрос: содержат ли нормативы планирования какое-то рациональное зерно и нужна ли вообще эта линия электропередачи. Но даже и при такой отмене нормативов, включение в сеть новой электростанции не будет бесплатно, несмотря на схему отключения с противоположного конца. Ограничения при энергопередаче и потери в этой системе возрастут, но за это новый 253 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ В: производитель энергии платить не будет. Стоимость электроэнергии будет распределяться среди всех покупателей объединенной энергосистемы и, в конечном счете, ее потребителей. Или же, если линия электропередачи когда-то будет построена, то участие в расходах будут принимать все. Кроме того, расширение соединительной линии электропередачи в Шотландии, которая также будет использовать новую линию, могло бы никогда не сдвинуться с места, если бы все издержки были полностью возложены на пользователей. Распределение издержек - для низших территориальных единиц самоуправления, а не для свободных рынков. В итоге любой участник, чьи расходы возрастут из-за того, что он взвалил на себя бремя решений других людей, захочет выйти из игры. В результате, экономически выгодная электростанция будет закрыта для того, чтобы избежать ненужных расходов. Частные генераторные и распределяющие системы будут строиться, но не подключаться к сети электропередачи. Строительство йоркширских пилонов, взваливание издержек на плечи других – все это заставит полностью обходить сеть энергопередачи и сделает эти пилоны ненужными. Это опять возвращает нас к уже высказанной ранее точке зрения о рыночных контрактах. В тщательно ограниченное кольцо на северо-востоке страны входит электростанция мощностью 1000 МВт в Блите и аналогичная станция в Хартпуле, которые эксплуатируют те же самые установки для передачи электроэнергии на юг. Было бы лучше закрыть одну из них рано, если можно будет продать ее права на передачу электроэнергии новой электростанции, таким образом освобождая достаточное количество пропускной способности для того, чтобы избежать строительства опор. Это краткое изложение показывает, что экономика – это не просто уравнения, кривые и различные теории: дело может кончиться строительством электрических опор на болоте. Любое нарушение основных правил экономики может привести к обезображиванию окружающей нас природы. 254 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Г: ПРИЛОЖЕНИЕ Г: ОСОБЕННОСТИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ ПО ПРИНЦИПУ СВЕРХУ ВНИЗ Предположим, что новый производитель (N) подписывает контракт на поставку существующему потребителю энергии ответственной коммунальной компании (I). В этом случае выработка электроэнергии нового производителя вытеснит выходную мощность производителя, которым владеет ответственная предприятие. Возникающую в результате экономию затрат относят к числу “устранимых затрат” на выработку электроэнергии ответственным предприятием. Задача ценообразования сверху вниз - обеспечить то, чтобы новые производители электроэнергии вступали на рынок с целью снабжения потребителей коммунальной компании только в том случае, если полные издержки нового источника (Gn) ниже устранимых затрат существующего источника (G1). Именно это условие применяется для определения эффективного появления на рынке новых производителей энергии: (При)рост КПД = е = G1 – GN > 0 Однако новый производитель электроэнергии появится в энергетической промышленности, если можно будет получить прибыль при наличии конкуренции со стороны уже существующей коммунальной компании. Если PN – цена, которую получает новый производитель электроэнергии, а TN – цена за передачу электроэнергии, новый производитель электроэнергии вступит на рынок в том случае, если можно будет применить следующее условие: Прибыль нового участника = πN = PN – GN – TN > 0 Эти условия можно выполнить несколькими способами, но некоторые дополнительные предположения сводят этот ряд решений к одному. Во-первых, можно предположить, что конкуренция заставит нового участника рынка требовать ту же цену, что и ответственное предприятие, так что в этом случае PN = PI. Во-вторых, в рамках проводимой политики может быть принято решение позволить новому участнику получать прибыль, равную полной величине (при)роста КПД, т.е. πN = е. При объединении двух уравнений получаем: Прибыль нового участника = πN = е = PN – GN – TN ⇒ G1 – GN = PN – GN – TN ⇒ TN = PI - G1 Иными словами, цена на электропередачу (TN), которая удовлетворяет условиям эффективного участия на свободном рынке, равна текущей розничной цене (PI ) минус Это правило удельная стоимость выработки ответственного предприятия (G1). установления цен было обозначается как "ценообразование с учетом эффективных компонентов”, но может называться и “ценообразованием по принципу сверху вниз” в следующем смысле: цены для новых пользователей сети выводятся на основе вычитания суммы экономии удельных затрат из текущего сгруппированного потребительского тарифа. 255 n/e/r/a ПРИЛОЖЕНИЕ Г: Безусловно, что при использовании этого правила ответственные предприятия будут иметь стимул к занижению величины G1, чтобы максимально увеличить плату за электропередачу и максимально снизить возможности конкуренции. Регулирующие организации, следовательно, будут должны проверить оценку G1 с тем, чтобы она точно отражала будущие устранимые затраты ответственного предприятия на выработку электроэнергии. 256
