Проектирование рынков 2 - Заблуждения относительно ценообразования при перегрузке сети

Глава 5-5
Заблуждения относительно ценообразования при перегрузке сети
Более того, использование электроэнергии послужит сохранению мировых запасов угля.
Джордж Вестингауз
1911 г.

Не понимая, что ценообразование при перегрузке сети является КОНКУРЕНТНЫМ ЦЕНООБРАЗОВАНИЕМ, СТОРОННИКИ КОНКУРЕНЦИИ КРИТИКУЮТ ЕГО КАК НЕСПРАВЕДЛИВОЕ.

Конкурентные локализованные цены, как и все конкурентные цены, содержат ренту дефицитности, которая покрывает постоянные затраты электростанций, а также ренту за перегрузку сети, которая покрывает постоянные затраты электрической сети. И та, и другая рента оправданны, и периодически возникающие высокие цены, вызванные перегрузкой сети, посылают правильные сигналы инвесторам (чтобы они строили новые электростанции), потребителям (чтобы они использовали меньше электроэнергии) и системному оператору (чтобы он строил необходимые линии электропередачи).

5-5.1 Слишком ли высоки конкурентные локализованные цены?

Проблемы, возникающие при перегрузке сети, решаются с помощью дополнительной выработки электроэнергии дорогими местными электростанциями вместо более дешевых удаленных электростанций. Обычно эти дополнительные затраты на производство оказываются значительно меньше, чем увеличение стоимости электроэнергии для потребителей, и на этот факт часто ссылаются как на свидетельство несостоятельности конкурентных локализованных цен. Однако высокие цены необходимы для покрытия постоянных затрат при оптимальной структуре генерирующих мощностей и для покрытия постоянных затрат на передачу мощности.

5-5.2 Дополнительный сбор («налог») при перегрузке сети.

Критики ценообразования при перегрузке сети обычно предлагают вместо описанного выше ценообразования, применяемого в условиях дефицита пропускной способности сети, перейти к взиманию специальной платы, фактически налога при перегрузке сети, хотя, и не называя эту плату налогом. Их предложение состоит из трех частей: вначале следует принять, что перегрузка сети отсутствует, и найти единую равновесную цену для всего рынка. Затем системный оператор решает задачу перераспределения нагрузки между электростанциями с учетом ограничений пропускных способностей сети, что приводит к некоторым дополнительным затратам, которые в конечном итоге должны оплатить потребители. 

Рис. 5-5.1 Рынок электроэнергии, расположенный в двух удаленных друг от друга узлах

Если бы генерирующие компании подавали «честные» заявки, в которых указывали бы истинные затраты, этот дополнительный платеж был бы небольшим. Однако данная система стимулирует подачу заявок с необъективными данными, что приводит к более высоким средним ценам за электроэнергию, чем цены, получаемые при стандартном ценообразовании при перегрузке сети.

5-5.1 Слишком ли высоки конкурентные локализованные цены?

Заблуждения относительно ценообразования при перегрузке сети обычно связаны с периодически возникающими высокими ценами, обусловленными локальным дефицитом электроэнергии, который возникает, когда потоки мощности, поступающие в рассматриваемый узел от внешних поставщиков, достигают предельного уровня. Возможно, наиболее отчетливо эти заблуждения выражены в работе Розенберга (Rosenberg, 2000).
Пример, который приводит Розенберг и который мы представляем ниже, аналогичен примеру из гл. 5-3, однако у Розенберга имеется только два типа электростанций, работающих на городских шинах (шина 2). Когда линия испытывает перегрузку, включается лишь небольшая часть дорогостоящих генерирующих агрегатов, что, однако, вызывает резкое повышение цен, в то время как затраты на производство электроэнергии возрастают незначительно.

Пример: высокие цены при перегрузке сети

На рис. 5-5.1 показана электрическая сеть, представленная в примере Розенберга. На рисунке не показана электростанция В, которая не играет в нашем случае никакой роли. Рассмотрено два случая: 1) без ограничения на переток мощности; 2) с ограничением на переток мощности величиной 50 МВт по линии от шины 1 (удаленные поставщики) до шины 2 (городские поставщики). В первом случае две недорогие электростанции (А и D) легко обеспечивают все снабжение электроэнергией, при этом электростанция D с затратами 25 долл./МВт-ч является маржинальной и определяет цену. Во втором случае ограничение на переток приводит к тому, что город использует все свои дешевые агрегаты, и, согласно Розенбергу, цену на электроэнергию в городе определяет дорогая электростанция С, хотя ее мощности и не используются. Розенберг обосновывает это следующим образом. Он обращает внимание на то, что если бы спрос на электроэнергию в городе был немного выше, то цену устанавливала бы электростанция С, но расчеты при этом значительно бы усложнились. Поэтому читателя просят представить себе, что какая-то мощность электростанции С все же используется, но при этом она столь мала, что на результат не влияет, а определяет только цену. Это не искажает расчеты, и уровень выработки мощности электростанции С получает индекс «0+» в табл. 5-5.1, в которой приведены результаты расчетов Розенберга. Они вполне корректны.

Таблица 5-5.1 Затраты производителей и стоимость электроэнергии для потребителей при наличии и при отсутствии ограничения по линии передачи

Случай	Уровни мощности, МВт				Цена, долл./МВт-ч
	А (24 долл.)	D (25 долл.)	С (50 долл.)	Затраты производителей, долл./ч	Шина 1 (100 МВт), долл.	Шина 2 (200 МВт), долл.	Стоимость для потребителей, долл./ч
Ограничение отсутствует	200	100	0	7300	25	25	7500
Имеется ограничение 50 МВт	150	150	0+	7350	24	50	12400

Цены, устанавливаемые при перегрузке сети, являются ценами конкурентного двустороннего рынка

Что если бы рынок в нашем примере был рынком двусторонних сделок с совершенной конкуренцией того типа, который рассмотрен в гл. 5-4? Цены при торговле по двусторонним сделкам были бы в точности такими же. Безусловно, это верно для примера с отсутствием ограничений на передачу по линии, но в случае с перегрузкой сети следует проверить расчеты. Чтобы рассматривать этот случай как пример конкурентного рынка, каждая из трех электростанций должна быть представлена в виде группы однородных конкурирующих поставщиков. Это сделает также более убедительным первоначальный пример, потому что будет дано объяснение, почему поставщики указывают свои маржинальные затраты в заявках, подаваемых для проведения централизованных вычислений. Следуя сделанному допущению, электростанцию А или электростанцию D будем часто называть электростанцией (поставщиком) типа А или типа D.
При перегрузке сети ни одна электростанция типа D не будет продавать электроэнергию меньше, чем за 50 долл./МВт-ч, потому что потребители не имеют другого выбора, кроме как купить электроэнергию у простаивающего поставщика типа С. Поставщик типа С также не продаст электроэнергию дешевле, чем за 50 долл./МВт-ч, поскольку тогда он не окупит своих затрат, но он и не назначит цену в 51 долл./МВтч, потому что на рынке имеется немало свободных электростанций типа С, готовых занять его место и перехватить у него сделку, предложив цену в 50,5 долл. (и получив при этом прибыль). Такая динамика конкуренции удерживает цену на уровне 50 долл./МВт-ч. Городские потребители не могут купить электроэнергию по более низкой цене у электростанций типа А на шине 1, поскольку все права на передачу уже используются и приносят прибыль. Те участники рынка, которые пользуются ими, купили эти права за 26 долл./МВт-ч, и за меньшую цену они их не продадут. Таким образом, чтобы купить электроэнергию на шине 1, городские потребители должны приобрести права на передачу за 26 долл./МВт-ч и, кроме того, заплатить 24 долл./МВт-ч, собственно, за электроэнергию, что в итоге составит полную цену в 50 долл./МВт ч. Это еще один пример того, как на рынке двусторонних сделок устанавливаются те же конкурентные локализованные цены, что и на конкурентном рынке с централизованными вычислениями.

Заблуждение относительно локализованных цен

Заблуждение 5-5.1 Если рента за перегрузку сети превышает дополнительные затраты, которые возникают при перераспределении нагрузки, то это несправедливо по отношению к потребителям

Конкурентные локализованные цены приводят к тому, что потребители должны платить сверх того, что электростанции получают по этим ценам. Разница составляет ренту за перегрузку сети, и она превышает дополнительные затраты, возникающие при перераспределении нагрузки для ликвидации перегрузки сети. Это, конечно же, неправильно и несправедливо по отношению к потребителям.
Розенберг в работе (Rosenberg, 2000, 38) указывает на эти цены, как на «результат метода Хогана по локализованному маржинальному ценообразованию». Это верно, но они также следуют из теории конкуренции Адама Смита и из теоретических работ по конкуренции в современной экономической литературе. Это именно те цены, которые приводят к уравновешиванию спроса и предложения, минимизируют затраты на производство и максимизируют полный излишек. Эти естественные результаты можно проверить еще раз.
Если мы внимательно проанализируем данные, приведенные на рис. 5-5.1, то убедимся, что не существует более дешевого способа поставки необходимой электроэнергии. Поскольку в рассматриваемом случае хоть и в минимальном объеме все-таки используется мощность электростанции С, маржинальные затраты на производство действительно составляют 50 долл./МВт-ч, и потребители получают правильный ценовой сигнал. Если их спрос будет эластичным, потребители сделают правильный выбор, и это максимизирует полный излишек. В чем же тогда заключается недовольство именно этими конкретными конкурентными ценами? Против них возражали многие, при этом лучше всего эти возражения сформулированы Розенбергом (Rosenberg, 2000, 36) следующим образом:
«Автор считает удивительным, что в то время, как действительные затраты, связанные с перераспределением нагрузки, которое должно устранить перегрузку сети, составляют только 50 долл., увеличение стоимости электроэнергии для потребителей по другую сторону перегруженной линии составляет 5000 долл., или в 100 раз больше».
Это обычный аргумент. Его суть заключается в несоответствии между большой стоимостью электроэнергии для потребителей в результате перегрузки сети (5000 долл.) и низкими затратами (50 долл.), которые требуются для того, чтобы «решить проблему», т. е. устранить перегрузку сети. На первый взгляд представляется несправедливым поднимать цену на всю электроэнергию, поставляемую в определенный узел, просто потому, что очень небольшая ее часть стоит гораздо больше¹. А не будут ли лучше более низкие цены?
Первый шаг к пониманию этих высоких цен можно сделать, если проследить за тем, как распределяются те дополнительные 5000 долл./ч, которые составляют суммарное приращение стоимости для потребителей на городских шинах. При узловом ценообразовании нельзя сказать, кто у кого покупает электроэнергию, но в данном случае это не главное.
Рассмотрим, как меняются финансовые и экономические показатели при распределении нагрузки в условиях отсутствия ограничений и при наличии ограничений. Предположим, что городские потребители при отсутствии ограничения на передачу по линии покупают 100 МВт мощности на удаленных шинах, а при наличии ограничения — 50 МВт. Изменения в стоимости производства и прибыли в результате введения ограничения на передачу по линии показаны в табл. 5-5.2.

Таблица 5-5.2 Распределение дополнительной стоимости для потребителей

Увеличение затрат на производство	Рост прибыли		Рента за перегрузку сети	Суммарное увеличение стоимости электроэнергии
	А	D
50 долл./ч	-100 долл./ч	+3750 долл./ч	1300 долл./ч	5000 долл./ч

Покупка дополнительных 50 МВт у электростанции D, а не у электростанции А приводит к увеличению затрат на производство на 1 долл./МВт-ч, поэтому полные затраты на производство вырастают на 50 долл./ч. Поставщик А зарабатывал 1 долл. прибыли с каждого МВт-ч, продавая 100 МВт мощности городским потребителям, однако после выхода на ограничение по линии его цена падает до 24 долл./МВт-ч, и он уже не получает прибыли. Поставщик D не получал прибыли до выхода на ограничение по линии, но после выхода на ограничение он получает прибыль в размере 25 долл./МВт-ч, продавая 150 МВт. В то же время в виде ренты при перегрузке сети собирается 26 долл./МВт-ч при потоке мощности 50 МВт по линии, работающей на пределе.
Розенберг ничего не говорит о том, какие цены он предпочел бы, заявляя лишь, что «цены при перегрузке сети должны ограничиваться теми изменениями затрат, которые системный оператор фактически понесет при выполнении им мер для решения проблем, связанных с перегрузкой сети». Это означает, что получение почти всего прироста цены на 25 долл. объявляется незаконным, а цена на городских шинах должна составлять около 25 долл./МВт-ч, как это и было до выхода на ограничение по линии. Безусловно, в краткосрочной перспективе для потребителей это было бы совсем неплохо, но не следует ли при этом принять во внимание также интересы генерирующих компаний? Возможно, у них есть определенные затраты, которые необходимо покрыть.
Прежде всего рассмотрим ту составляющую в этом изменении цен, которая связана с рентой за перегрузку сети. Если даже эта рента не возвращается потребителям напрямую, то она используется системным оператором на некую другую цель, которая приносила бы пользу потребителям. Наиболее вероятно, что она использовалась бы для частичной оплаты затрат на линиях передачи, тем самым снижая общую величину тарифов за передачу электроэнергии в счетах потребителей.
Остается открытым главный вопрос: нуждаются ли поставщики типа D во всех «сверхприбылях», которые они получают благодаря конкурентному ценообразованию, или они смогут процветать и без них? Розенберг замечает, что при выходе на ограничение по линии поставщик типа D «получает теперь по 50 долларов за производство 150 МВт-ч электроэнергии, в то время как его переменные затраты составляют 25 долл./МВт-ч». Это действительно так, и если бы цена была снижена до 25 долл./МВт-ч, то эти поставщики покрывали бы свои переменные затраты, но и только. А что же с их постоянными затратами? Когда следует возместить их? Розенберг ничего не говорит о постоянных затратах поставщиков, их покрытии, о последствиях для будущих инвестиций в производство электроэнергии в случае, если постоянные затраты не покрываются. В названии его работы упоминается монопольное ценообразование, но на этом конкурентном рынке нет проявлений монопольной силы. Высокие цены на этом рынке — это рента дефицитности,
которая, как правило, и покрывает постоянные затраты поставщиков в условиях конкурентного рынка.

Более широкий взгляд на «критику» ценообразования при перегрузке сети

Приведенная выше распространенная критика ценообразования при перегрузке сети имеет мало общего с реальными последствиями перегрузки сети. На самом деле это атака против конкурентного ценообразования, хотя, возможно, и не преднамеренная. Суть претензии заключается в том, что при конкурентных ценах с потребителей берут слишком много денег. Однако рента за перегрузку сети (как Розенберг признает в комментарии № 8) «должна использоваться для уменьшения установленного объема необходимой выручки».

¹ Большинство сделок хеджированы форвардными покупками, и возникающие при перегрузке сети цены рынка реального времени или цены рынка на сутки вперед не влияют на них. Однако на цену форвардных покупок оказывают влияние средние цены рынка реального времени, возникающие при перегрузке сети. Поэтому правильно считать, что эти цены влияют на цены всех сделок на рынке.

Таким образом, плата за перегрузку возвращается к потребителям. Именно высокая цена, уплачиваемая поставщикам, представляет собой чистую стоимость (нетто-издержки) для потребителей. Чтобы понять суть высоких цен, уплачиваемых поставщикам, рассмотрим немного измененную версию нашего примера.
Предположим, что нагрузка в городе снизилась до 149 МВт, и вместо предела 50 МВт по линии предположим, что никакой линии передачи не существует. Теперь представим, что в один из жарких дней нагрузка увеличивается до 151 МВт. Результаты, получаемые в данном примере, изменятся очень мало. Поставщики типа D будут продавать 150 МВт при переменных затратах 25 долл./МВт-ч, в то время как поставщики типа С будут производить 1 МВт при маржинальных затратах 50 долл./МВт-ч. Согласно «локализованному маржинальному ценообразованию по Хогану» цена для всего потребления города будет в этих условиях равняться 50 долл./МВт-ч.
Отметим, что затраты на выработку последнего мегаватта равны всего 50 долл./ч, но полная сумма, которую город должен дополнительно заплатить, если исходить из метода локализованных маржинальных цен, составляет 150 МВт х 25 долл./МВт-ч, или 3750 долл./ч. Эта величина никак не связана с передачей электроэнергии, поскольку в данном случае линий передачи просто нет. Очевидно, что здесь реальная проблема связана с ценообразованием на основе маржинальных затрат независимо от того, возникает или не возникает перегрузка сети. Почему потребители должны платить дополнительно 3750 долл./ч за 150 МВт электроэнергии, вырабатываемой на дешевой электростанции просто потому, что им нужен еще 1 МВт, но вырабатываемой на электростанции с затратами в 50 долл.?
Снова отметим, что рассматриваемая цена — это стандартная конкурентная цена. Начертим кривые предложения и спроса, они пересекутся при 50 долл./МВт-ч. При этой цене рынок уравновешивается. Это конкурентная цена. «Предложение становится равным спросу» — это не сумасбродная формула, только что придуманная каким-то профессором Гарварда.
В гл. 2-2 содержится подробное объяснение, почему цены должны периодически превышать средний уровень переменных затрат для того, чтобы покрывать постоянные затраты. Если они в среднем слишком велики, будет построено больше генерирующих мощностей, и цена упадет. Если они слишком низкие, то инвестиции будут отложены до тех пор, пока растущий спрос не восстановит нормальный уровень прибыли.
Возможно, в рассматриваемом в нашем примере городе существовали какие-то неразумные ограничения на строительство новых генерирующих мощностей, поэтому электростанции типа D стали чересчур дефицитными и по законам конкурентного ценообразования получают слишком много. При этом цена 50 долл./МВт-ч могла устанавливаться достаточно часто и надолго. Если это так, то проблема заключается не в конкурентном ценообразовании, а в ограничениях на инвестиции.

5-5.2 Дополнительный сбор («налог») при перегрузке сети

Противники конкурентных локализованных цен обычно предлагают вместо них использовать другой подход: брать дополнительный сбор (своего рода «налог») за перегрузку сети. Для этого необходимо:
Шаг 1. Установить цену за электроэнергию в предположении, что ограничения пропускной способности сети отсутствуют.
Шаг 2. Произвести перераспределение нагрузки генерирующего оборудования, используя заявки на увеличение и заявки на уменьшение производства электроэнергии.
Шаг 3. Определить, кто будет оплачивать затраты, связанные с перераспределением нагрузки генерирующего оборудования.
Рассмотрим, как этот подход будет работать в приведенном выше примере. Снова, как это было сделано выше, примем, что нагрузка на шинах города немного выше 200 МВт и, когда линия перегружается, конкурентная локализованная цена составляет 50 долл./МВт-ч.
На первом шаге нужно принять, что ограничения на передачу по линии отсутствуют, как это было в первом случае в примере, рассмотренном в разд. 5-5.1. Равновесная цена рынка в таком случае будет равна 25 долл./МВт-ч, и по линии в направлении города будет протекать 100 МВт мощности. Это показано в табл. 5-5.3 в строке «Шаг 1», в разделе «Дополнительный сбор — первый день».

Таблица 5-5.3 Дополнительный сбор («налог») при перегрузке сети
	Поставщик А		Поставщик D		Цена		Стоимость электроэнергии для потребителей, долл./ч
	Заявка, долл.	Принятый объем, МВт	Заявка, долл.	Принятый объем, МВт	Шина 1, долл.	Шина 2, долл.
Конкурентное локализованное ценообразование1
	24	150	25	150	24	50	12400

¹ Нагрузка составляет 100 МВт на шине 1 и 200 МВт на шине 2. Когда поставщик D достигает максимальной мощности, маржинальные затраты на шине 2 равны 50 долл./МВт-ч.

Дополнительный сбор —первый день
Шаг 1	24	200	25	100	25	25	7500
Шаг 2	-24	-50	25	50			50
Дополнительный сбор — в условиях игры на рынке
Шаг 1	49,80	200	49,90	100	49,90	49,90	15020
Шаг 2	-24	-50	49,90	50			1295

На шаге 2 системный оператор учитывает ограничение на передачу по линии и производит перераспределение нагрузок между электростанциями, чтобы учесть это ограничение. Заявка, поданная на уменьшение нагрузки и отраженная в строке «Шаг 2» в таблице, показывает, что поставщик А готов уплатить 24 долл./МВт-ч, чтобы получить разрешение на уменьшение своей нагрузки ниже уровня, соответствующего шагу 1, и в то же время получать полную цену, определенную на шаге 1. Системный оператор соглашается на это и покупает дополнительную мощность в размере 50 МВт у поставщика D для компенсации этого уменьшения. Полные дополнительные затраты на этом шаге равны 50 долл./ч. На шаге 3, который не показан в таблице, системный оператор взимает дополнительную плату, вероятно, с городских потребителей или со всей нагрузки, чтобы покрыть цену 50 долл./ч. Обычно этот сбор называется надбавкой к цене (аплифт), но с экономической точки зрения он похож на налог.
При подаче «честных» заявок (с объективными данными), как это предполагается для первого дня, и при условии, что системный оператор платит участникам, подающим заявки на шаге 2, по той цене, по которой они подают заявки, а не по равновесной цене рынка, эта схема работает успешно, решая задачу снижения цен по сравнению с конкурентными локализованными ценами¹. Если бы системный оператор на самом деле достигал успеха, то эта схема существенно уменьшала бы расходы потребителей в краткосрочной перспективе, но не могла бы обеспечить покрытия постоянных затрат поставщиков типа D с низкими затратами. В результате прекратилось бы новое строительство, а в дальнейшем достигли бы предельного срока и были бы также выведены из эксплуатации существующие генерирующие агрегаты этого типа.

Возможность игры при использовании дополнительного сбора («налога») при перегрузке сети

Поставщики типа D скоро поймут, что, если они будут подавать заявку с ценой 49,90 долл., они все равно смогут продать произведенную ими электроэнергию. Когда первый из них подает заявку с ценой 49,90 долл., он проигрывает на шаге 1, но побеждает на шаге 2, так как его выбирают при перераспределении нагрузки. Когда все поставщики типа D последуют этому примеру, равновесная цена рынка на шаге 1 становится равной 49,90 долл. (или 49,99 долл., если торг идет до последнего цента).
Поставщики на удаленных шинах знают, что они должны выиграть по цене заявки у поставщиков типа D, потому что, если они проиграют на шаге 1, не получат второго шанса на шаге 2. Соответственно поставщики типа А подают заявку, например с ценой 49,80 долл., которая обеспечивает принятие заявки². Но удаленные поставщики типа А будут по-прежнему подавать также заявки на уменьшение с ценой 24 долл. Если заявка удаленной электростанции мощностью 1 МВт на уменьшение не проходит, то она производит 1 МВт по цене 49,90 долл. при затратах 24 долл, и получает прибыль 25,90 долл./ч. Если же эта станция получает разрешение на уменьшение мощности, то сначала она получает 49,90 долл. за производство электроэнергии, а затем она сама должна возвратить 24 долл., когда ее выключат. Таким образом, этот поставщик зарабатывает 25,90 долл./ч., ничего не делая. Оба варианта приносят одинаковую прибыль.
Потребители на обеих шинах платят за получаемую электроэнергию 49,90 долл./МВт-ч. Местные потребители, таким образом, экономят 0,10 долл./МВт-ч по сравнению с тем, что они имели бы при конкурентном локализованном ценообразовании, а удаленные потребители переплачивают 25,90 долл./МВт-ч, но это без учета дополнительного сбора при перегрузке сети. Системный оператор должен увеличить на 50 МВт вырабатываемую мощность на местных шинах (шина 2) при затратах в 49,90 долл./МВт-ч и уменьшить на 50 МВт вырабатываемую мощность на удаленных шинах (шина 1) при экономии 24 долл./МВт-ч. Следовательно, в целом системный оператор несет убытки в размере 50 х 25,90 долл., или 1295 долл./ч. Эти убытки будут покрыты за счет дополнительного сбора (по сути «налога») за перегрузку сети.

¹ В работе (Rosenberg, 2000, сноска 14) принято, что в данной модели на самом деле нагрузка на шине превышает уровень 200 МВт на пренебрежимо малую величину, которая слишком мала, чтобы повлиять на результаты вычислений, но достаточна, чтобы поднять маржинальные затраты до 50 долл./МВт-ч, когда достигается ограничение на передачу по линии. Для этого необходимо, чтобы системный оператор принял небольшую заявку на увеличение выработки от поставщика типа С, и именно на этом уровне установится цена всех заявок на увеличение при условии, что будет использоваться равновесная цена рынка.
² На самом деле поставщикам типа А не обязательно поднимать цену своей заявки почти до уровня заявок поставщиков типа D, рискуя при этом быть не выбранными на шаге 1. Ту же прибыль они могут получить, подавая «честную» заявку с ценой 24 долл. — Примеч. ред.

Применение этого дополнительного сбора при перегрузке сети приводит к тому, что потребители платят значительно больше, хотя этот платеж был предназначен для того, чтобы снизить цены до уровня переменных затрат. Если рынок не регулируется более жестко, дефицит дешевых генерирующих агрегатов на рынке сводит к нулю эффективность большинства схем, направленных на сокращение цен.

Другие игры на рынке

К сожалению, на этом наша история не заканчивается. Инвесторы также найдут возможность извлечь свою выгоду. Они могут построить на удаленных шинах электростанцию очень низкого качества, строительство которой обойдется дешево, а эксплуатация дорого; они могли бы, например, для этого модернизировать отслужившую свой срок старую электростанцию. Затем они подадут заявку на продажу по цене 49,80 долл., по той же цене, что и другие удаленные поставщики, но после этого сделают заявку на уменьшение по цене 25 долл., а не 24 долл. Таким образом, они будут выплачивать 25 долл./МВт-ч за то, чтобы их собственная электростанция не включалась. При такой заявке они могут быть уверены, что она будет удовлетворена, а прибыль составит 49,90 долл.-25 долл. = 24,90 долл./ч, что является неплохим результатом для поставщика с дешевой электростанцией, которая никогда не включается.