Проектирование рынков 2 - Основы ценообразования за передачу электроэнергии при перегрузке сети

Глава 5-3
Основы ценообразования за передачу электроэнергии при перегрузке сети
Согласно широко распространенному мнению радий постоянно излучает тепло и свет без заметной потери веса ...существует такая форма энергии, о которой мы не имеем представления, но которая может стать доступной для нас в результате дальнейших открытий.
Джордж Вестингауз
1911 г.

Сетевые ограничения, мешающие торговле, приводят к тому, что КОНКУРЕНТНЫЕ ЦЕНЫ ОКАЗЫВАЮТСЯ РАЗЛИЧНЫМИ; РАЗНИЦА МЕЖДУ НИМИ РАВНА ПЛАТЕ ЗА ПЕРЕГРУЗКУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ (ЦЕНЕ ЗА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ПЕРЕГРУЗКЕ СЕТИ).

Ограничения пропускной способности линий передачи часто приводят к разным ценам за электроэнергию в различных узлах сети. Цены за передачу электроэнергии при перегрузке сети не были придуманы специально для электрических сетей, и их не обязательно вычислять централизованно; они возникают сами по себе на конкурентных рынках.

Краткое содержание главы 5-3

 Если между отдельными узлами сети имеются ограничения на передачу, то участники конкурентного двустороннего рынка, использующего физические права на передачу, будут продавать и покупать электроэнергию по разным ценам в различных узлах сети. Эти конкурентные локализованные цены уникальны для каждого узла. Они совпадают с узловыми маржинальными ценами и являются единственными эффективными ценами¹.

5-3.1 Цены за передачу при перегрузке сети — это конкурентные цены.

Если линия электропередачи между двумя узлами имеет недостаточную пропускную способность, чтобы обеспечить требуемый объем торговли между ними, то потребители в узле, в который направлен переток, будут вынуждены покупать электроэнергию, вырабатываемую более дорогими местными электростанциями. Это приведет к повышению локальной цены на электроэнергию в данном узле по сравнению с ценой в другом узле, что является нормальным результатом действия конкурентного механизма и не связано ни с какими централизованными вычислениями².

5-3.2 Преимущества конкурентных локализованных цен.

Как и все конкурентные цены, конкурентные локализованные цены минимизируют затраты на производство и дают потребителям представление о реальной стоимости потребляемого ими товара. Конкурентные локализованные цены в каждом узле электрической сети равны маржинальным затратам системы, необходимым для обеспечения потребителей электроэнергией в этом узле.

¹ То есть они обеспечивают наиболее эффективное использование ресурсов. — Примеч. ред.

² В сложной электрической сети действие конкурентного механизма невозможно без использования в той или иной форме централизованных вычислений. — Примеч. ред.

5-3.1 Цены за передачу при перегрузке сети — это конкурентные цены

Линии электропередачи имеют ограничения пропускной способности, которые должны соблюдаться для того, чтобы не повредить оборудование линий и не нарушить устойчивость работы электроэнергетической системы в целом.

Когда эти ограничения начинают играть активную роль, т. е. когда покупатели и продавцы на рынке хотели бы использовать для передачи больше пропускной способности, чем это допустимо по ограничениям безопасности, передача электроэнергии становится дефицитным ресурсом. Экономическая наука рекомендует, чтобы для распределения дефицитных ресурсов использовался рынок, когда это допустимо по практическим соображениям. Один из подходов к решению этой задачи, хотя он мало применим для больших электрических сетей, хорошо иллюстрирует основную суть цен за передачу при перегрузке сети и локализованных (узловых) цен, заключается в следующем. На классическом децентрализованном рынке для решения проблемы перегрузок сети могут использоваться физические права на передачу, которые участники рынка могут покупать и продавать.
Ниже мы проанализируем случай, когда в системе имеется только одна линия электропередачи, которая время от времени становится дефицитным ресурсом, и для распределения этого ресурса используется конкурентный рынок прав на передачу. Мы попробуем определить цены, которые сформируются на таком идеальном и полностью децентрализованном конкурентном рынке. Эти цены будут полезным эталоном, с которым можно было бы сравнивать ценовые результаты той или иной предлагаемой архитектуры рынка.
Рассматриваемую здесь архитектуру рынка часто называют «двусторонней торговлей», нередко противопоставляя ее более централизованному «узловому ценообразованию». Несмотря на это цены, складывающиеся при двусторонней торговле, это как раз те цены, для формирования которых предназначено узловое ценообразование. И та, и другая архитектура рынка нацелены на достижение одинакового набора цен, а различаются они между собой другими аспектами.

  Структура конкурентного рынка

Права на передачу могут иметь различные формы; одни являются более сложными для управления, другими более сложно торговать, а третьи в большей мере допускают использование рыночной силы. На рынке с совершенной конкуренцией, где имеется лишь одна линия передачи, вряд ли можно опасаться каких-либо сбоев, и в условиях такого рынка самая простая форма прав на передачу — это физические права на передачу. В приведенном ниже примере имеются два района, между которыми происходит купля-продажа электроэнергии и которые соединены одной линией передачи, имеющей пропускную способность 500 МВт. Чтобы не допустить перегрузки этой линии и потери устойчивости системы, в оборот были выпущены физические права на передачу в объеме 500 МВт. Они дают владельцам право на передачу электроэнергии из удаленного района (шина 1) в город (шина 2).

Определение
Шины и узлы

Электрические сети для передачи электроэнергии состоят из высоковольтных линий, которые соединяют различные районы. В точке соединения нескольких линий, а также там, где линии подключаются к генераторам или нагрузкам, находятся «шины». Шинами называются элементы силового оборудования электроэнергетической системы, предназначенные для выполнения электрических соединений. «Узел» — более общий математический термин, используемый для обозначения точки пересечения нескольких ветвей в сети любого типа. Эти два термина часто используются как взаимозаменяемые в экономике электроэнергетических систем.
Не имеет значения, кому права на передачу принадлежат вначале. Они могут принадлежать системному оператору, и он может выставлять их на аукцион, или третьим сторонам, которые выступают на рынке только в роли владельцев этих прав, они также могут принадлежать сбытовым организациям, потребителям или поставщикам. Значение имеет только то, чтобы этими правами можно было торговать, а их владельцы не использовали рыночную силу.

Пример

Шина 2 находится в городе, который является центром потребления с максимальной потребностью в электрической мощности, равной 1 ГВт, при этом потребность в данный момент составляет 800 МВт. Для покрытия этой нагрузки город может использовать местные электростанции суммарной мощностью 500 МВт, а также линию электропередачи с пропускной способностью 500 МВт, которая соединяет город с шиной 1, расположенной в удаленном районе, где имеется свыше 500 МВт располагаемой генерирующей мощности (рис. 5-3.1).
К шинам 1 и 2 подключено большое число небольших генерирующих агрегатов с различными переменными затратами. Минимальные затраты агрегатов, расположенных в городе, равны 40 долл./МВт-ч, при этом их затраты возрастают на 2 долл./МВт-ч при увеличении суммарной мощности на каждые 100 МВт. Такая же динамика роста переменных затрат характеризует агрегаты, расположенные в удаленном районе, за исключением того, что минимальные затраты для них равны 20 долл./МВт-ч. Эти две кривые предложения представлены в таблице 5-3.1.

Таблица 5-3.1 Кривые предложения генерирующих агрегатов

Рис. 5-3.1 Рынок электроэнергии, расположенный в двух удаленных друг от друга узлах

Цена за права на передачу

Права на передачу не продаются в пакете с электроэнергией; они продаются отдельно. Для того чтобы осуществилась продажа и передача электроэнергии с шины 1 на шину 2, покупатель или продавец должен иметь права на передачу в необходимом объеме (на проданный объем электроэнергии).
На конкурентном рынке потребители, находящиеся в городе, всегда могут купить электроэнергию в нужном им объеме по городской цене, а удаленные генерирующие компании могут продать электроэнергию в том объеме, в котором они захотят продать, по цене удаленного района. Если на удаленной шине электроэнергия дешевле на D долл./МВт-ч, то городские потребители заплатят самое большее D долл./МВт-ч за права на передачу, чтобы получить доступ к энергоснабжению из удаленного района. Генерирующие компании на шине 1 заплатят не более D долларов, чтобы получить доступ к потребителям в городе. Если бы цена за права на передачу была меньше D, то права на передачу купили бы удаленные генерирующие компании, чтобы получить возможность продавать свою электроэнергию в городе. Это привело бы к росту цены за права на передачу. Конкурентное давление на двустороннем рынке поднимает цену за права на передачу до уровня разности цен на электроэнергию между шиной в удаленном районе и шиной в городе.

Утверждение 5-3.1 Цена за права на передачу с шины А на шину В равна разности цен за электроэнергию РВ-РA

Если рынок прав на передачу является конкурентным, то равновесная цена за права на передачу с шины А на шину В, т. е. PAB, равна цене за электроэнергию на шине В за вычетом цены за электроэнергию на шине А:

Цена за электроэнергию

Цена за права на передачу в этом примере не может быть отрицательной, потому что условия спроса и предложения гарантируют, что цена на шине 2 не может быть меньше, чем цена на шине 1. Однако не ясно, является ли цена за права на передачу положительной или равняется нулю? Этот вопрос равносилен вопросу о том, достигнуто ли насыщение пропускной способности линии (перегрузка линии). Ответ на него определяет, как вычислить локализованные цены за электроэнергию. Если насыщение пропускной способности по линии достигнуто, то ограничение пропускной способности линии будет иметь определяющее значение, и будут существовать две различные цены. Если же насыщение пропускной способности не достигнуто, то ограничение пропускной способности линии не будет играть никакой роли, и будет существовать единственная цена за электроэнергию¹.

Определение
Насыщение пропускной способности

На конкурентном рынке пропускная способность сети от А до В является насыщенной, если цена за права на передачу от А до В положительна. Это эквивалентно тому, что цена за электроэнергию на шине В больше, чем цена за электроэнергию на шине А. Линия сети называется насыщенной², если она оказалась бы перегруженной (в результате оптимизации режима энергосистемы) при снятии ограничения на ее пропускную способность.
Для того чтобы определить, является ли линия насыщенной, предположим, что насыщение не достигнуто, и попытаемся установить, насколько сильно будет нагружаться линия при снятии ограничения на ее пропускную способность. Если она при этом перегружается, она насыщена.
При снятии ограничения и удаленные, и городские потребители будут покупать всю электроэнергию на шине 1, в результате чего цена за электроэнергию на шине 1 установится на уровне (20 + 900/50) долл./МВт-ч. Это равно 38 долл./МВт-ч, что меньше, чем цена на шине 2, и это подтверждает тот факт, что все покупки электроэнергии будут совершаться на шине 1. Однако в этом случае городским потребителям потребуется 800 МВт прав на передачу, чтобы осуществить передачу купленной ими электроэнергии в свой узел, а они располагают только 500 МВт таких прав на передачу. Это заставит городских потребителей купить 300 МВт мощности у генерирующих компаний, находящихся в городе, и приведет к тому, что цена за электроэнергию в городе станет выше, чем цена за электроэнергию, покупаемую в отдаленном районе. Следовательно, линия передачи является насыщенной, и будут существовать две разные цены на электроэнергию.
При покупке 300 МВт у генерирующих компаний, расположенных в городе, городская цена будет равна (40 + 300/50) долл./МВт-ч, или 46 долл./МВт-ч. Если в удаленном районе поставки будет куплено лишь 600 МВт мощности, то цена там будет равна (20 + 600/50) долл./МВт-ч, или 32 долл./МВт-ч. Применив утверждение 5-3.1, получаем, что цена за права на передачу равна (46 - 32) долл./МВт-ч, или 14 долл./МВт-ч. Обратим внимание на то, что все эти цены были определены для совершенно конкурентного полностью децентрализованного двустороннего рынка и не являются результатом централизованного процесса оптимизации³.

Таблица 5-3.2 Конкурентные локализованные цены

Конкурентные локализованные цены в общем случае

Хотя для структурирования конкурентного рынка в приведенном примере имеется несколько способов, все они приведут к эквивалентным результатам. Во всех случаях, в которых нет необычных совпадений, имеется единственный набор конкурентных цен. Эти цены определяются стандартными законами рыночного предложения и спроса, а также ограничениями, которые отражены в соглашениях о правах на передачу электроэнергии (последние являются вполне нормальной формой прав собственности). Цены на три вида товаров, которые представлены в табл. 5-3.2, являются результатом деятельности нормального конкурентного рынка.
При описании этих цен некоторые авторы подчеркивают тот факт, что они могут быть рассчитаны в результате решения большой системы уравнений, включающей кривые предложения, кривые спроса и сетевые ограничения. Хотя расчет этих цен интересен и полезен, но нельзя забывать о том, что они могут быть получены в результате действия любого хорошо функционирующего конкурентного рынка⁴.

¹ В сети с контурами «путь» от А до В должен содержать все линии, по которым электроэнергия может передаваться от А к В.

² Насыщение пропускной способности может происходить как по отдельным линиям, так и по сечениям сети, в зависимости от того, какое ограничение выходит на предельное значение. Можно также говорить о насыщении пропускной способности при передаче электроэнергии между двумя точками сети, если при дальнейшем увеличении передачи между этими точками происходит нарушение какого-либо ограничения в сети. — Примеч. ред.

³ Определение конкурентных цен без централизованного процесса оптимизации возможно лишь в этом простейшем примере двухузловой сети, но для общего случая многоузловой сложнозамкнутой сети нахождение конкурентных цен без какого-либо участия централизованного оператора рынка вряд ли возможно. — Примеч. ред.

⁴ Тем не менее, при наличии многочисленных ограничений конкурентный рынок не может функционировать без этих вычислений. — Примеч. ред.

В энергообъединении PJM и энергосистеме Нью-Йорка конкурентные локализованные цены называются локализованными маржинальными ценами. Это объясняется тем, что конкурентные локализованные цены равны маржинальным затратам в соответствующей точке системы (маржинальная цена не является стандартным экономическим термином¹).
Акцент на слове «маржинальный» служит своего рода напоминанием о вычислительном процессе, используемом в PJM и NYISO для определения цен, но, кроме того, термин «маржинальный» связан также и с фундаментальным свойством конкурентных цен.

5-3.2 Преимущества конкурентных локализованных цен

Поскольку конкурентные локализованные цены являются нормальными конкурентными ценами, они обладают стандартными свойствами, которыми экономическая наука наделяет все конкурентные цены. Они создают стимулы для поставщиков минимизировать полные затраты на производство и являются единственными ценами свободного рынка, которые способны сделать это.
Чтобы быть последовательными, противники «ценообразования на основе маржинальных затрат» в электроэнергетике (еще одно название конкурентного локализованного ценообразования) должны отвергнуть или концепцию минимизации затрат, или идею свободного рынка1.
Второе ценное свойство конкурентных локализованных цен заключается в том, что они посылают правильные сигналы потребителям. Если стоимость производства и передачи дополнительного мегаватт-часа электроэнергии конкретному потребителю в заданном узле равна X долларов, то этот потребитель заплатит цену Р, равную X долл./МВт-ч. Поэтому потребители используют дополнительный мегаватт-час, только если он для них является более ценным, чем затраты на его производство.

Минимизация затрат на производство

Чтобы убедиться, что в приведенном примере конкурентные локализованные цены минимизируют затраты на производство, отвлечемся от цен и постараемся найти наиболее дешевый способ покрыть нагрузку на шине 1. Самые дешевые поставщики — это поставщики в удаленном районе, поэтому их следует использовать в первую очередь. После того, как их возможности исчерпаны полностью с учетом ограничения пропускной способности линии, их маржинальные затраты все еще равны только 32 долл., поэтому все эти возможности должны быть использованы до конца. Чтобы полностью покрыть нагрузку, следует также использовать самые дешевые генерирующие мощности в городе в объеме 300 МВт.
Будут ли конкурентные локализованные цены стимулировать работу именно этих генерирующих мощностей? Поскольку конкурентные локализованные цены в городе равны 46 долл./МВт-ч, то только те поставщики, которые имеют наименьшие затраты, решают начать отпуск электроэнергии, и именно они предоставят те 300 МВт мощности, которые и должны работать. Все другие поставщики, находящиеся в городе, лишь потеряют деньги, если начнут вырабатывать электроэнергию. Такая же ситуация будет и на шине 1. Следовательно, если кто-то захочет с помощью свободного рынка обеспечить реализацию диспетчерского графика, соответствующего минимальным затратам для данного примера, он должен использовать именно конкурентные локализованные цены. Никакие другие цены не смогут решить эту задачу.

Первое утверждение для локализованных цен
Утверждение 5-3.2 Только конкурентные локализованные цены минимизируют полные затраты на производство электроэнергии

Если поставщики могут свободно выбирать свои объемы производства, основываясь на рыночных ценах, то лишь конкурентные локализованные цены будут минимизировать полные затраты на производство, стимулируя правильную загрузку генерирующих агрегатов. (В очень редких случаях конкурентная локализованная цена будет неоднозначной, что связано с неопределенностью маржинальных затрат.)

¹ Эти цены также равны маржинальной полезности электроэнергии для потребителей. Если маржинальные затраты не определены, то цены определяются именно маржинальной полезностью электроэнергии. То же самое справедливо и в противоположном случае, когда не определена маржинальная полезность.

Эффективность стороны спроса

Потребление является эффективным, если конкурентные локализованные цены отражают затраты на производство последнего мегаватта мощности, однако затраты на последний мегаватт зависят от того, в каком узле системы эта мощность производится. При решении вопроса о потреблении еще одного мегаватта потребитель на шине 2 может купить его у производителей и на шине 1, и на шине 2. Если он покупает у производителя на шине 2, то затраты на производство будут равны 46 долл./МВт-ч. Если же потребитель покупает электроэнергию у производителя на шине 1, то затраты на производство будут равны только 32 долл./МВт-ч.
Как лишь одна конкурентная локализованная цена на шине 2 может дать информацию о маржинальных затратах на обеих шинах? Цена энергии на шине 1, равная 32 долл./МВт-ч, является иллюзией, потому что она не принимает во внимание реальные альтернативные издержки. (Покупка электроэнергии на шине 1 заставляет какого-то другого потребителя отказаться от возможности сэкономить 14 долл./МВт-ч). Покупка 1 МВт на шине 1 требует приобретения прав на передачу, что означает, что какой-то другой потребитель продаст свои права на передачу и будет вынужден перейти с потребления 1 МВт от поставщика на шине 2 к потреблению того же 1 МВт от поставщика на шине 1. Затраты этого потребителя возрастут на 14 долл. Полная цена покупки дополнительного мегаватта на шине 1 будет равна в таком случае 32 долл./МВт плюс 14 долл. за того потребителя, который должен был перенести свою покупку на более дорогого поставщика. В результате получаем 46 долл./МВт-ч — конкурентную локализованную цену на шине 2.
Этот результат иллюстрирует общее свойство конкурентных локализованных цен. Конкурентная локализованная цена в узле X равна маржинальным затратам системы на поставку дополнительного мегаватта в узле X. Следовательно, конкурентные локализованные цены являются единственными ценами, которые посылают правильные сигналы потребителям.

Глава 5-4
Методы ценообразования при перегрузке сети
В результате исследований удалось настолько упростить беспроволочный телефонный аппарат, что, возможно, уже в ближайшем будущем мы будем иметь в своем распоряжении простой портативный аппарат, который даст возможность вести разговоры без использования проводов на значительных расстояниях. Это будет иметь большое значение для слабо населенных районов.
Джордж Вестингауз
1911 г.

Цель централизованных вычислений заключается в том, чтобы ОПРЕДЕЛИТЬ ЦЕНЫ ДВУСТОРОННЕГО РЫНКА С СОВЕРШЕННОЙ КОНКУРЕНЦИЕЙ.

При достаточно сильной конкуренции на централизованном рынке электроэнергии поставщики в своих заявках будут указывать свои истинные затраты, и данные, используемые в централизованных вычислениях, будут достаточно точными. Хотя приверженцы двустороннего рынка часто возражают против «узловых», или «основанных на маржинальных затратах» локализованных цен, теоретикам двустороннего рынка хорошо известно, что узловые цены, вычисленные в соответствии с теоретической моделью рынка, равны тем ценам, которые установились бы при идеальном функционировании двустороннего конкурентного рынка. Фактически дискуссия идет не о ценах, а о том, какая система лучше может определить эти цены.

Краткое содержание главы 5-4.

При проведении централизованных вычислений вначале определяется оптимальное распределение нагрузки между электростанциями, а затем на основе маржинального эффекта (маржинального излишка), образующегося в результате добавления одного «беззатратного» мегаватта в данном узле, вычисляются цены¹. Сетевые ограничения приводят к тому, что цены на электроэнергию в разных узлах оказываются разными. Участники двустороннего рынка никогда не интересуются оптимальным распределением нагрузки, а стараются заключить только выгодные сделки. С помощью арбитража удается в каждом узле сети установить единую цену, однако сетевые ограничения не позволяют уравнять цены в различных узлах. Эти два разных процесса (двусторонний и централизованный) приводят в итоге к одинаковым объемам торговли и одинаковым ценам, поскольку двусторонняя торговля на рынке с совершенной конкуренцией эффективна.

5-4.1 Централизованное вычисление конкурентных локализованных цен.

Централизованное вычисление конкурентных локализованных цен делает системного оператора торговым партнером каждого покупателя и продавца на рынке, и при этом цены за передачу при перегрузке сети не формируются отдельно от цен на электроэнергию. Потоки мощности в замкнутой сети определяются полным сопротивлением линий передачи. Это проиллюстрировано на примере замкнутой сети из трех линий передачи, одна из которых имеет ограничение передаваемой мощности. Если это ограничение будет существенным (т. е. будет оказывать влияние на результат решения задачи), на всех трех шинах сформируются разные цены, что заставит поставщиков минимизировать полные затраты на производство.

5-4.2 Сравнение цен при перегрузке сети, формируемых на конкурентном двустороннем рынке и получаемых при централизованных вычислениях.

Торговля на конкурентном двустороннем рынке приводит к формированию тех же локализованных цен в приведенном ниже примере, которые могут быть получены и в результате централизованных вычислений. В системе с двусторонней торговлей получение ренты за перегрузку сети осуществляется путем продажи прав на передачу электроэнергии, в то время как на рынке с централизованным вычислением цен сбор этой ренты реализуется за счет продажи электроэнергии по более высокой цене, чем цена ее приобретения у поставщиков. Централизованное вычисление цен более сложно для системного оператора, но упрощает задачи покупателей и продавцов. Следовательно, централизованное вычисление цен допускает меньше возможностей для арбитражных операций, на которых могут нажиться перепродавцы.

¹ См. главу 3-3. — Примеч. ред.

5-4.1 Централизованное вычисление конкурентных локализованных цен

В энергообъединении PJM и у системного оператора Нью-Йорка (NYISO) конкурентные локализованные цены на рынке на сутки вперед вычисляются централизованно, а не участниками двусторонней торговли в рамках индивидуальных сделок. Централизованные вычисления в принципе не отличаются от вычислений для решения задачи в примере, приведенном в гл. 5-3. Если генерирующие компании и потребители сообщают независимому системному оператору свои истинные кривые предложения и спроса, то независимый системный оператор в результате вычислений получит те же конкурентные локализованные цены, что и на двустороннем рынке, потому что предметом вычислений будут те же цены, которые установились бы на двустороннем конкурентном рынке.
В действительности вычисления, осуществляемые в PJM и у NYISO, оказываются более сложными, так как при этом попутно решается задача выбора состава оборудования, о чем мы говорили в части 3. Эта задача не является необходимой частью задачи определения локализованных цен, поэтому в части 5 она не учитывается и принимается, что поставщики подают заявки, содержащие только данные о кривой переменных затрат. Этих предположений достаточно, чтобы централизованные вычисления позволили получить полный и точный набор конкурентных локализованных цен.

Как работает система централизованных вычислений

В системе централизованных вычислений нет необходимости использовать права на передачу; существует только рынок электроэнергии. Это упрощает торговлю по сравнению с торговлей на двустороннем рынке. Другое упрощение для участников централизованного рынка состоит в том, что им не нужно самим искать торговых партнеров или анализировать возможные сделки на рынке электроэнергии; каждый торгует только с независимым системным оператором. Следовательно, каждый потребитель электроэнергии автоматически извлекает пользу из каждой заявки на продажу, а каждый поставщик извлекает выгоду из каждой заявки на покупку.
Все поставщики и все потребители подают свои заявки независимому системному оператору, указывая в них тот узел сети, из которого они будут отбирать или в который будут поставлять электроэнергию. Если на рынке на сутки вперед поставщики подают заявку на поставку электроэнергии в узел А, но в действительности поставляют ее в узел В, то они должны компенсировать возникающую разницу, покупая электроэнергию в узле В и продавая ее в узле А, но уже на рынке реального времени. Предположим здесь, что все участники рынка подают заявки, точно указывая, в какие узлы сети они будут поставлять электроэнергию или из каких узлов они будут ее потреблять. В этом случае разницу между рынком на сутки вперед и рынком реального времени можно не учитывать.
Заявка на продажу обычно подается в виде кривой предложения, и в этой заявке содержится предложение продать q1 МВт по цене дополнительный объем q2 МВт по немного более высокой цене и т. д. Потребителям обычно разрешено подавать заявки на покупку в виде кривой спроса, но иногда, на еще неразвитых рынках, им разрешают подавать заявки только на объем покупки или вообще не разрешают подавать заявки. Когда сами потребители не подают заявок, то независимый системный оператор подает заявку за них, основываясь на своем по возможности наиболее точном прогнозе спроса в реальном времени.
После того как независимый системный оператор собрал все заявки на покупку и продажу, он решает, какие заявки принять (этот процесс описан в разд. 3-3.1). Он максимизирует полный излишек и устанавливает цену, равную маржинальному излишку в каждом узле. При заявках в виде кривых предложения и спроса того типа, который мы приняли здесь, это уравновешивает рынок в каждом узле. Но что это означает, когда предложение электроэнергии находится в одном узле, а спрос в другом? При расчете баланса между предложением и спросом на шине А следует учитывать, что совокупное предложение в узле А содержит не только предложения электростанций, расположенных в этом узле. Предложение на шине А допускает, чтобы электроэнергия была поставлена на шину А от любой электростанции в системе при условии, что полный поток мощности в сети не нарушает ни одного из ограничений. Если рынок был уравновешен в узле А при цене 30 долл./МВт-ч, то поставка еще 1 МВт в узел А (в том смысле, в каком выше определено предложение в узле А) по цене меньше 30 долл. невозможна.

Пример сети из трех линий передачи

Сеть, показанная на рис. 5-4.1, является примером самой простой электрической сети, в которой возможен контурный поток. Он возможен только в сети, которая содержит, по крайней мере, один контур, — термин, имеющий то же значение для сети, что и для походных маршрутов. Сеть, в которой нет контуров, называется радиальной, потому что напоминает ряд линий, выходящих по радиусам из центра, хотя некоторые из этих линий могут разветвляться. Когда электроэнергия поступает из узла А в узел В по сети, имеющей контуры, она в некоторых случаях может проходить одновременно более чем по одной траектории, и в таких случаях она обязательно проходит по всем этим траекториям. Такие потоки называются параллельными, или говорят, что они протекают по параллельным траекториям, даже если эти траектории не являются геометрически параллельными. Способ соединения линий передачи, т. е. соединяются ли три линии в одном узле, а четыре — в другом, имеются ли в сети три контура или контуров нет вообще, называется топологией сети (первая важная характеристика сети). Длина и направление линий не играют роли в топологии сети.

Рис. 5-4.1 Потоки мощности в системе, в которой все ветви имеют одинаковые полные сопротивления

Кроме топологии сети большое значение имеют полные сопротивления линий. Полное сопротивление линии переменного тока (вторая важная характеристика сети) играет такую же роль, как обычное (активное) сопротивление для линий постоянного тока. Понятие полного сопротивления является обобщением понятия активного сопротивления, поскольку оно включает как активное сопротивление, так и реактивное (индуктивное и емкостное) сопротивление (в линиях электропередачи реактивное сопротивление является в основном индуктивным). С экономической точки зрения важно то, что полное сопротивление характеризует трудность прохождения потока мощности по данной траектории. Если имеются две траектории передачи из узла А в узел С и полное сопротивление линии, идущей прямо из А в С, равно Ζ, а полное сопротивление линии из А через В в С равно 2Ζ, то по первой траектории поток мощности будет в 2 раза больше, чем по траектории, проходящей от А до С через В1. Именно этот случай имеет место в нашем примере, поскольку каждая из трех линий электропередачи A-В, В-С и С-А имеет одинаковое полное сопротивление (рис. 5-4.2).

Утверждение 5-4.1 Потоки мощности являются приблизительно аддитивными

Если сбалансированная торговая операция создает потоки мощности (F1, ... FN) по линиям от 1 до Ν, а другая сбалансированная торговая операция создает потоки мощности (G1, .... GN), то при одновременном выполнении обеих торговых операций потоки по линиям будут равны (F1 +G1 ..., FN+GN).
При определении более сложных потоков мощности вместе с правилом полных сопротивлений необходимо использовать принцип наложения. Этот принцип гласит: если торговые операции сгруппированы таким образом, что каждая из групп является сбалансированной, т. е. потребление в группе равно производству, то потоки от всех групп операций, осуществляемых одновременно, равны сумме потоков от сбалансированных групп, которые имели бы место, если бы они выполнялись отдельно.

1 Для распределения потоков активной мощности (которая как раз и представляет интерес с экономической точки зрения) это утверждение справедливо лишь для так называемых однородных сетей, в которых соотношение активных и реактивных сопротивлений одинаково для всех линий. В неоднородных сетях (сетях с несколькими различными уровнями напряжения) распределение потоков активной мощности определяется более сложными соотношениями. — Примеч. ред.

Рис. 5-4.2 Конкурентные локализованные цены при потоке мощности, протекающем в контуре, и при одном ограничении по линии

Например, если в узле А поставщики производят 300 МВт, в узле В потребители используют 100 МВт, а в узле С потребители используют 200 МВт, то это можно рассматривать, как две простые сделки: поставка 100 МВт отАвВи поставка 200 МВт от А в С. Две трети полного потока от первой сделки (66,6 МВт) протекает по линии A-В и одна треть потока от второй сделки (66,6 МВт) также протекает по линии от A-В. Поэтому, когда обе сделки осуществляются одновременно, то по линии А-В протекает 133 МВт¹.
Третьей важной характеристикой сети является набор ограничений на потоки мощности по линиям. В нашем примере мы не учитываем ограничения, связанные с возможными аварийными ситуациями, а рассматриваем лишь физические ограничения по линиям, только одно из которых является достаточно малым, чтобы это ограничение имело практическое значение, — линия между узлами А и В имеет ограничение перетока мощности, равное 100 МВт.
В данном примере генерирующие мощности и нагрузки находятся на всех трех шинах. Все кривые предложения имеют одинаковый наклон, равный 2 долл./МВт-ч на каждые дополнительные 100 МВт, но при этом начальные затраты на каждый мегаватт отличаются по узлам — 20 долл. в узле А, 30 долл. в узле В и 40 долл. в узле С. В узле А расположено 300 МВт нагрузки, а в двух других узлах по 600 МВт.
Централизованные вычисления позволяют определить такой уровень производства электроэнергии во всех трех узлах, который минимизирует полные затраты на производство при заданной нагрузке и при этом учитывает ограничение на переток мощности по линии A-В, составляющее 100 МВт. В результате решения этой задачи будет получено, что вырабатываемая мощность в узлах А и В должна составлять 750 МВт, в узле С она должна быть равна 0. После того как будет определено распределение нагрузки, соответствующее минимуму затрат, с помощью централизованных вычислений также будут найдены три локализованные цены путем вычисления маржинального излишка от дополнительного «беззатратного» мегаватта в каждом из трех узлов. Они равны: РА = 35 долл./МВт-ч, Рв= 45 долл./МВт-ч, РС = 40 долл./МВт-ч.

Проверка вычисленных цен

Используемые алгоритмы централизованных вычислений обычно определяют одновременно цены и оптимальное распределение нагрузок. Задача оптимального распределения нагрузок имеет единственное решение (за исключением редких случаев, связанных с неопределенностью). Хотя на самом деле эти вычисления осуществляются одновременно, порядок выполнения централизованных вычислений лучше всего представлять себе следующим образом: сначала выполняется оптимизация распределения нагрузок, а затем определение цен.

Проверка решения задачи оптимизации.

Можно ли найти более дешевый вариант обеспечения электроэнергией заданных нагрузок? Если бы это было возможно, то можно было бы понизить нагрузку на дорогой станции и произвести больше электроэнергии на более дешевой станции. Станции, находящиеся в узле С, не производят ничего, поэтому их нельзя разгрузить. Станции в узле А являются самыми дешевыми, и, следовательно, их не следует разгружать². Уменьшение нагрузки на 1 МВт в узле В и производство 1 МВт в узле С сэкономит 5 долл./ч, но с точки зрения величины перетока мощности это эквивалентно тому, чтобы ввести 1 МВт мощности в узле С и уменьшить выработку на 1 МВт в узле В. В результате увеличивается поток мощности по линии с ограничением, а это запрещено. Уменьшение нагрузки в узле В и ее увеличение в узле А позволяет сэкономить 10 долл./ч, но это также приводит к росту потока мощности по линии с ограничением, что невозможно. Следовательно, не существует более дешевого способа для производства необходимой электроэнергии, и распределение нагрузок является оптимальным³.

Проверка цен.

Цена в каждом узле равна ценности производства дополнительного «беззатратного» мегаватта в этом узле. Поскольку спрос является неэластичным, то принятие этого мегаватта мощности требует эквивалентного уменьшения выработки одним из поставщиков. Если этот беззатратный мегаватт вырабатывается в узле А, то в узле В или С нельзя уменьшить выработку на 1 МВт, не нарушая ограничение перетока по линии, поэтому разгружаться должны станции в узле А. Их маржинальные затраты равны 20 долл. + 750/50 = 35 долл./МВт-ч. Это та сумма, которая может быть сэкономлена на беззатратном мегаватте, и она представляет собой централизованно вычисленную цену в узле А. Если 1 МВт мощности добавляется в узле В, то он может быть изъят в узле А или С, но наибольшую ценность он будет иметь, если он замещает 1 МВт мощности в узле В, для которого маржинальные затраты равны 45 долл./МВт-ч. Это и есть централизованно вычисленная цена в узле В.
Если 1 МВт мощности добавляется в узле С, то разгрузка станции в узле В увеличит поток по линии A-В, в то время как разгрузка станций в узле А уменьшит этот поток на такую же величину. Поскольку предпочтительна разгрузка станций в узле В, самое лучшее, что можно сделать, — это разгрузить одновременно на одинаковую величину станции в узлах А и В. Это не приведет к изменению перетока на линии A-В и сэкономит в среднем (35 + 45)/2 долл./МВт-ч. Это и есть централизованно вычисленная цена в узле С. Так проверяются результаты централизованных вычислений конкурентных локализованных цен, представленных на рис. 5-4.2.

¹ Потери в сети и большие разности фазовых углов напряжений снижают точность этой аппроксимации. Она весьма точна для низких уровней потоков мощности и дает приемлемые результаты в большинстве практических случаев. Поскольку маржинальные изменения торговых операций в точности подчиняются принципу наложения, а цены основаны на маржинальных изменениях, этот принцип может использоваться для обоснования основных принципов локализованного ценообразования.

² В общем случае возможность разгрузки самых дешевых станций также следовало бы проверить, поскольку теоретически вполне возможно, что разгрузка самых дешевых станций позволит так перераспределить нагрузки между остальными станциями, что суммарные затраты на производство электроэнергии снизятся. — Примеч. ред.

³ Для проверки оптимальности недостаточно рассмотреть попарные изменения нагрузки станций. Необходимо также рассмотреть возможности изменения нагрузки станций во всех трех узлах одновременно. — Примеч. ред.

5-4.2 Сравнение цен при перегрузке сети, формируемых на конкурентном двустороннем рынке и получаемых при централизованных вычислениях

При централизованных вычислениях решается задача минимизации полных затрат на производство. При двусторонней торговле это никого не интересует. Участники двустороннего рынка стараются получить максимальную прибыль, продолжая торговлю до тех пор, пока не останется ни одной сделки, которую можно провести с прибылью для себя. Состояние равновесия на двустороннем рынке можно определить по отсутствию таких потенциально прибыльных сделок¹. В процессе заключения сделок формируются рыночные цены, и, если все прибыльные сделки были заключены, считается, что достигнуты равновесные цены рынка. Теперь проверим результаты централизованных вычислений в нашем примере с точки зрения возможностей для совершения прибыльных сделок. Если такие возможности не будут найдены, то можно сказать, что результаты централизованных вычислений совпадают с результатами, получаемыми на двустороннем рынке.

Эквивалентны ли результаты централизованной торговли и результаты наилучших двусторонних сделок?

Поскольку в нашем примере одна линия находится на пределе пропускной способности, условия торговли в каждом узле различны. Чтобы провести систематическую проверку всех возможностей для торговли, рассмотрим каждый узел по очереди. Если может быть заключена более прибыльная сделка, то она должна привести к тому, что для одного из трех узлов поставка электроэнергии окажется более дешевой. Чтобы ответить на вопрос, возможна ли такая более прибыльная сделка, необходимо сначала найти комбинацию двусторонних сделок, соответствующую результатам централизованной торговли, т. е. сделать то, что при централизованных вычислениях не выполняется. Результатам централизованных торгов соответствует большое множество эквивалентных сочетаний двусторонних сделок, поэтому здесь в качестве эталона для сравнения мы рассмотрим один наиболее удобный вариант, показанный в табл. 5-4.1.

В сделке 4 покупается одинаковый объем электроэнергии в узлах А и В, поэтому эта сделка не изменяет поток на линии A-В при передаче мощности в узел С.
Цены, по которым покупают электроэнергию при двусторонней торговле, зависят от того, кто обладает правами на передачу. Для удобства примем, что все права на передачу 100 МВт по линии A-В куплены станциями, расположенными в узле А, которые совершают сделку 1.

Права на передачу 100 МВт по этой линии позволяют им продать 150 МВт, поскольку лишь 2/3 от этой мощности протекают по линии A-В. Все другие поставщики продают электроэнергию по цене, равной своим маржинальным затратам, тем потребителям, которые находятся в их собственных узлах, или участникам рынка, покупающим электроэнергию для узла С. Участники рынка, не имеющие прав на передачу, покупают одинаковое количество электроэнергии в узлах А и В, поэтому два потока мощности в узел С компенсируются на линии A-В. Каждая торговая сделка рассматривается как большая группа идентичных мелких сделок, заключаемых независимыми генерирующими компаниями или другими участниками рынка, поэтому рынок является совершенно конкурентным.

¹ Не нарушающих сетевых ограничений. — Примеч. ред.

Возможности в узле А.

Могут ли потребители в узле А купить электроэнергию дешевле, чем по цене 35 долл./МВт-ч? Все свободные¹ генерирующие мощности в этом узле имеют маржинальные затраты, равные 35 долл./МВт-ч или больше, и ни один поставщик не продаст электроэнергию за меньшую цену. В узле А нет возможностей для продажи с прибылью электроэнергии потребителям, и предложение равно спросу при данной локализованной цене.

Возможности в узле В.

Могут ли потребители в узле В купить электроэнергию дешевле, чем по цене 45 долл./МВт-ч? Маржинальные затраты в узле В равны 45 долл., поэтому ни одна местная генерирующая компания не может с прибылью продать дополнительные объемы по этой цене. Некоторые станции в узле А могут произвести электроэнергию по цене 35 долл./МВт-ч, т. е. на 10 долл./МВт-ч дешевле, чем та цена, которую платят потребители в узле В. Итак, существует возможность получить прибыль, но такая сделка потребует использования прав на передачу. Эти права для поставщиков стоят² 15 долл./МВт-ч, поскольку право на передачу 1 МВт позволяет им продать 1,5 МВт-ч с прибылью 10 долл./МВт-ч. Затраты на приобретение прав на передачу сводят к нулю прибыль, которая могла бы быть получена при покупке электроэнергии в узле А для перепродажи в узле В³. Такие же расчеты показывают, что покупка прав на передачу, необходимых для импорта мощности из узла С, сделает прибыль от таких сделок нулевой. В узле В нет возможностей для получения прибыли, и предложение равно спросу при данной локализованной цене.

Возможности в узле С.

Могут ли потребители в узле С купить электроэнергию дешевле, чем за 40 долл./МВт-ч? Более дешевая электроэнергия производится только в узле А. Экономия в 5 долл./МВтч и равная ей прибыль могут быть получены, если была бы возможность купить электроэнергию в узле А, не приобретая при этом прав на передачу. Однако треть этой мощности будет протекать по линии A-В, поэтому каждый мегаватт, полученный из узла А, должен передаваться при оплате одной трети от стоимости прав передачи 1 МВт. Треть от 15 долл./МВт-ч составляет 5 долл./МВт-ч. Эта оплата прав на передачу также аннулирует всю потенциальную прибыль. Таким образом, в узле С нет возможностей для получения прибыли, и предложение равно спросу при данной локализованной цене.

Выводы.

Имеется множество наборов двусторонних сделок, которые соответствуют ценам и объемам, приведенным на рис. 5-4.2. Независимо от того, какой набор будет в действительности использован, после этого уже не останется ни одной возможности для заключения прибыльных сделок.
Эти цены и объемы представляют состояние равновесия на двустороннем рынке, т. е. конечные результаты, которые будут характеризовать двусторонний рынок с совершенной конкуренцией. Результатом точных централизованных вычислений будут такие же цены, которые дает и двусторонний рынок с совершенной конкуренцией.

¹ Для полноты анализа следовало бы рассмотреть не только свободные генерирующие мощности в узле А, но и поставляющие электроэнергию в узел В, которые могут вместо этого продать электроэнергию в узле А и перепродать права на передачу. — Примеч. ред.

² В данном примере используются не финансовые права на передачу по сети от узла А до узла В, стоимость которых в предыдущей главе определена как разность узловых цен, т. е. 10 долл./МВт-ч в данном примере, а физические права на передачу по линии A-В, стоимость которых равна 15 долл./МВт-ч. — Примеч. ред.

³ Приобретение прав на передачу 1 МВт по линии A-В позволяет продать 1,5 МВт из узла А в узел В. Поэтому получаемая прибыль от этой продажи в точности равна стоимости прав на передачу. — Примеч. ред.

Это не удивительно. Одна из наиболее глубоко исследованных проблем в экономике — поведение двусторонних рынков с совершенной конкуренцией. Экономическая наука подробно изучила, каким образом взаимодействуют предложение и спрос при определении конкурентных цен. Проблема «локализации» цен на этом рынке не представляет собой ничего нового, и она легко решается в рамках стандартной экономической теории. При централизованном ценообразовании в качестве исходных данных просто берут кривые предложения и спроса, на основе которых рассчитывают, что будет, если бы все это происходило на двустороннем рынке с совершенной конкуренцией. Два набора цен (на двустороннем и централизованном рынках) одинаковы, потому что основная цель централизованных вычислений как раз и заключается в том, чтобы сделать их одинаковыми.
Централизованные вычисления не идут по пути моделирования больших групп двусторонних сделок, потому что экономическая наука нашла значительно более короткий путь. Так, Адам Смит догадывался, а современная экономика доказала, что конкурентная двусторонняя торговля приводит к эффективному производству. Вот почему она желательна. При централизованных вычислениях используют этот факт и выполняют поиск эффективных уровней производства, зная, что результат централизованных вычислений будет эквивалентен результату торговли на двустороннем рынке. Когда эффективное распределение нагрузки найдено, цены рассчитываются легко. Это единственные цены, которые будут стимулировать генерирующие компании добровольно производить оптимальные объемы электроэнергии.

Утверждение 5-4.2
Конкурентные цены на двустороннем рынке равны локализованным ценам, вычисленным централизованно

Рыночные цены на двустороннем рынке с совершенной конкуренцией в каждом узле равны централизованно вычисленным узловым ценам при условии совершенной конкуренции. Этот общий для обоих рынков набор цен называется конкурентными локализованными ценами.

Споры о двусторонних рынках и узловых ценах

Длительное время велись ожесточенные споры по вопросу о том, что лучше использовать: двусторонний или централизованный рынок. Многие возражали против централизованного подхода из-за тех цен, которые формируются на таком рынке. (Возражения против цен, основанных на маржинальных затратах, рассматриваются в гл. 5-5.) Как ни странно, именно те люди, которые активно выступают за конкурентные рынки, являются самыми главными критиками конкурентных цен, часто не понимая, что централизованные вычисления на самом деле дают те же цены, которые можно получить на двустороннем рынке с совершенной конкуренцией. Они уверены, что конкурентные цены (поскольку это хорошие цены) должны быть равны ценам, которые они считают справедливыми. Как правило, эти критики хотят, чтобы цены были основаны на затратах, которые они понимают как усредненные затраты. Поскольку именно на этой основе регулирующие органы устанавливают свои цены, возражение против централизованно вычисляемых цен заключается в том, что конкурентные локализованные цены не похожи на регулируемые цены. При этом сами критики не понимают, что именно в этом заключается сущность их возражений.
В то время как основные дебаты происходили в этом «Зазеркалье», теоретики с обеих сторон прекрасно представляли себе, что эти две системы были задуманы так, чтобы они приводили к одинаковым ценам. При этом теоретики обсуждали совсем другие вопросы. Какая из систем приведет к этим ценам более точно? Какая система более подвержена действию рыночной силы или бюрократическим рогаткам? Какая система приведет к большему числу инноваций? Эти вопросы являются важными, но трудными, и пока по ним достигнуто мало прогресса.
На рынке реального времени явно выигрывает централизованный подход, а на тех рынках, где торговля осуществляется на срок более суток вперед, вполне пригоден двусторонний подход. В разд. 3-5.2 высказывалось предположение, что централизованный подход, возможно, также лучше и для рынка на сутки вперед. Мы не будем продолжать здесь эту дискуссию, поскольку основное внимание мы по-прежнему сосредоточим на самих ценах.

Сколько должно быть цен?

Централизованный подход часто подвергается критике за то, что при этом подходе рассчитывается слишком много цен. Хотя практически можно обойтись и меньшим числом цен, при двусторонней торговле и при централизованных вычислениях в результате получаются одинаковые цены и одинаковое количество цен, если обе системы функционируют идеально.
На практике двусторонняя торговля может приводить к большему или меньшему числу цен в зависимости от микроструктуры торговых систем. Вполне вероятно, что этих цен будет больше, чем при централизованных вычислениях. На двустороннем рынке, если в одном и том же узле, в один и тот период времени осуществляются 20 сделок, то могут возникнуть 20 различных цен. При централизованных вычислениях рассчитывается только одна цена для одного узла в заданный период времени.
Используя зональность или, другие аппроксимизирующие методы, двусторонний и централизованный рынки можно организовать так, чтобы на них определялось меньшее число цен, которые будут при этом менее точными. Недостатком таких рынков будет меньшая точность определяемых цен, а при плохом проектировании рынка — также и возникновение условий и возможностей для игры на рынке. Преимущество могло бы состоять в большей ликвидности форвардных рынков. Этот баланс плюсов и минусов заслуживает дальнейшего изучения.
Участников рынка мало волнует, сколько всего существует цен; они отслеживают лишь определенное число цен, которые их непосредственно касаются. Для них централизованные вычисления оказываются предпочтительными, так как они проще. Генерирующая компания или потребитель обычно заинтересованы только в одной цене; они торгуют только с независимым системным оператором и только в одном узле. На двустороннем же рынке каждая генерирующая компания должна знать цену прав на передачу электроэнергии из своего узла во все узлы, где могут находиться ее потребители. Она также должна договариваться о различной цене за электроэнергию в каждом отдельном узле.

Являются ли цены публичными?

На двустороннем рынке, где участникам торговли нужно знать сотни цен, довольно трудно получить информацию о ценах. Она часто рассматривается как коммерческая тайна, в то время как централизованно вычисленные цены сразу же публикуются в Интернете (см., например, www.pjm.com).

Кто выигрывает от усложнения ценообразования?

Усложнение системы определения цен приводит к появлению возможностей для арбитражных операций, на которых наживаются специалисты по маркетингу. На эффективном рынке с большим числом узлов цена в узле А будет почти равна цене в узле В, если к последней добавить цену за передачу электроэнергии из узла В в узел А (цена прав на передачу из узла В в узел А). Это существенно ограничивает возможности для арбитража. На неэффективном рынке существует разнобой в ценах, что будет создавать возможности для извлечения прибыли. Перепродавцы процветают благодаря неэффективности рынка и фактически получают плату за то, что помогают привести цены к одному уровню, т. е. за то, что они делают рынок более эффективным. Если рынок является изначально эффективным, т. е. эффективным по природе, то на нем нельзя заработать таким способом, поскольку централизованные вычисления цен уменьшают возможности для арбитража.

Работоспособны ли зональные цены?

Переход к зональным ценам уменьшает число локализованных цен по сравнению с их числом, которое могло бы иметь место на рынке с совершенной конкуренцией, учитывающем все ограничения. Можно ли сформировать зоны таким образом, чтобы зональные цены почти полностью воспроизводили конкурентные локализованные цены? Есть надежда, что это возможно. В энергосистеме Калифорнии были выделены две внутренние конкурентные зоны, две регулируемые зоны и множество внешних ценовых точек, которые, по сути, являются зонами с одной шиной. В начале 2001 г. эта энергосистема предложила комиссии FERC вариант создания одиннадцати внутренних зон. Несмотря на наличие явных проблем с исходным формированием зон до сих пор не проведен общий анализ выделения зон. Те, кто выступает против зональной концепции, подчеркивают, что существующие зоны несовершенны, и заявляют, что получить правильное решение проблемы легко.

Может ли аукцион быть конкурентным рынком?

Хотя рынок с централизованным вычислением цен совсем не похож на спонтанно организованный рынок, он может обладать всеми свойствами конкурентного рынка. Все зависит от рыночной силы. При наличии на рынке достаточно мелких конкурирующих участников оба подхода будут конкурентными. Вопрос о том, какой из рынков — двусторонний или централизованный — более подвержен действию рыночной силы, остается открытым.

Получение ренты за перегрузку сети.

В нашем примере при централизованном вычислении цен независимый системный оператор будет покупать электроэнергию за 750 х 35 долл./ч + 750 х 45 долл./ч, т. е. за 60000 долл./ч, а продавать за 300 х 35 долл./ч + 600 х 45 долл./ч + 600 х 45 долл./ч, т. е. за 61500 долл./ч. Разность 1500 долл./ч называется рентой за перегрузку сети.
На двустороннем рынке должны продаваться права на передачу, и в результате двусторонней торговли их суммарная стоимость поднимется до 1500 долл./ч. При наличии прав на передачу и двусторонних сделок в соответствии с табл. 5-4.1 объем прав на передачу составит 100 МВт, а их цена 15 долл./МВт ч. Первоначальные владельцы этих прав будут получать ренту при перегрузке сети. Если первым обладателем прав на передачу был независимый системный оператор, то он получит одинаковый доход по этим правам при любой из двух систем. Если же он уступит их, т. е. передаст права на передачу тем участникам рынка, которые исторически использовали эти пропускные способности, то ренту при перегрузке сети будут получать именно эти участники.
Если бы эти права были финансовыми, а не физическими правами, то на рынке присутствовали бы только права на передачу 150 МВт от узла А до узла В, а их стоимость была бы равна 10 долл./МВт ч. Права на использование линий передачи имеют одинаковую стоимость на любом конкурентном рынке независимо от того, как они формально определены.