3-8.3 Использование маржинального ценообразования на практике
Считается, что независимый системный оператор Нью-Йорка (NYISO) использует методику формирования цен на основе маржинальных затрат. Однако, когда один из членов (NYSEG) энергообъединения NYISO попытался заставить системного оператора NYISO применять на практике этот простой подход к ценообразованию, оператор NYISO предпринял яростную и успешную атаку против такой попытки. В ходе последующего обсуждения системный оператор убедил FERC, что маржинальные затраты — это вовсе не то, что все под этим понимают. В результате было принято решение, которое основано на неправильной интерпретации действующих правил ценообразования, но, которое, по-видимому, улучшило методику формирования цен на основе системных маржинальных затрат.
Могло ли использование маржинального ценообразования действительно создавать серьезные проблемы, как это утверждает оператор NYISO?
Если ценообразование на основе системных маржинальных затрат является неприемлемым, каким образом должна устанавливаться цена? Должна ли она всегда быть равна средним затратам последнего включенного генерирующего агрегата? Еще менее понятным является тот факт, что и FERC, и NYISO сохранили традиционные правила маржинального ценообразования для аналогичных условий на рынке на сутки вперед, но отказались от них на рынке реального времени. Означает ли это, что формирование цен на основе системных маржинальных затрат несовместимо с рынком реального времени?
Ключом к пониманию данной проблемы является признание того факта, что правила ценообразования, за которые боролся и в принятии которых преуспел оператор NYISO, — это шаг в сторону биржи электроэнергии. Биржа спроектирована так, что производители электроэнергии с газотурбинными агрегатами не получают дополнительных платежей, но при этом биржа пытается достичь равновесной цены рынка (см. выделенный текст в третьей цитате из приведенной выше официальной позиции оператора NYISO). Однако для понимания сути затронутой проблемы необходимо провести дополнительный теоретический анализ.
Анализ примера с поблочной загрузкой генерирующих агрегатов
В примере, рассмотренном в разд. 3-8.1, когда нагрузка достигает величины 20020 МВт, у системного оператора возникает проблема. При цене рынка меньше 40 долл./МВт-ч газотурбинный генерирующий агрегат не заинтересован вырабатывать электроэнергию, и спрос превысит предложение. При цене рынка 40 долл./МВт-ч или выше этот дополнительный агрегат произведет 100 МВт, и предложение превысит спрос. В данном случае цены, уравновешивающей рынок, не существует. Эта проблема, возникающая при невыпуклой функции затрат на производство электроэнергии, затрудняет использование биржевого механизма ценообразования. Если же к ней добавить еще проблемы, возникающие из-за невыпуклых характеристик других видов затрат, использование пула выглядит более предпочтительным решением.
Пул. Как показано в разд. 3-8.2, если в рассматриваемом примере используется пул, то происходит включение одного газотурбинного агрегата на полную мощность и разгрузка на 80 МВт угольного агрегата. Пул устанавливает цену, равную системным маржинальным затратам, т. е. 20 долл./МВт-ч, и, кроме того, выплачивает поставщику с газотурбинным агрегатом 2000 долл./ч в качестве дополнительного платежа, который страхует его от убытков при цене рынка ниже переменных затрат этого агрегата.
Экономическая теория утверждает, что на конкурентных рынках рыночная цена, равная маржинальным затратам, создает оптимальные стимулы для поставщиков и потребителей в краткосрочной и в долгосрочной перспективе. Эти теоретические выводы получены в предположении, что характеристики производственных затрат являются выпуклыми, и поэтому не очевидно, что ценообразование на основе системных маржинальных затрат окажется оптимальным выбором для решения проблем, возникающих при невыпуклых функциях затрат. Поэтому лучше подойти к использованию маржинального ценообразования на практике осмотрительно. Желательно, чтобы рыночная цена стимулировала:
- оптимальное производство электроэнергии в краткосрочной перспективе;
- эффективный спрос (оптимальное потребление электроэнергии) в краткосрочной перспективе;
- эффективные инвестиции в долгосрочной перспективе.
Не вызывает сомнений, что цена, равная маржинальным затратам (20 долл./МВт-ч в данном примере) не является оптимальной, т. е. ценой, которая стимулирует оптимальное производство электроэнергии в краткосрочной перспективе, и поэтому необходимы дополнительные платежи. Остается вопрос, гарантируют ли такие рыночные цены эффективность краткосрочного спроса на электроэнергию и долгосрочных инвестиций? Приводит ли установление цены на уровне системных маржинальных затрат к эффективному спросу на электроэнергию? Представляется, что ориентация на маржинальные цены создает правильные стимулы для потребителей, которые в данном случае будут получать информацию о реальных затратах на производство дополнительной единицы потребляемой ими электроэнергии. Однако в представленной логике рассуждений неявным образом предполагается, что спрос является неэластичным. В противном случае спрос не мог быть известен до расчета цены, равной маржинальным затратам. Если спрос неэластичен, то любая цена «стимулирует» эффективный уровень спроса или, по крайней мере, не влияет на его формирование. Следовательно, спрос оказывается эффективным при любой цене. Для анализа влияния ценообразования на основе системных маржинальных затрат на спрос необходимо ввести фактор эластичности спроса, чтобы цена стала значимой для потребителей электроэнергии.
Предположим, что спрос уменьшается на 1 МВт при каждом увеличении цены на 2 долл./МВт-ч. На самом деле это невысокий показатель эластичности для такого большого рынка, как рынок NYISO1.
При эластичном спросе потребители также влияют на цену рынка. Если цена рынка повышается,.то в нашем примере не потребуется включать газотурбинный агрегат. При этом полный излишек будет снижаться за счет уменьшения потребления электроэнергии и увеличиваться благодаря тому, что удастся избежать затрат на использование газотурбинного агрегата. Если спрос равен 20001 МВт при цене 40 долл., цену необходимо поднять лишь до 42 долл./МВт-ч, чтобы уменьшить спрос до 20000 МВт и сбалансировать систему. Поскольку загрузка газотурбинного агрегата осуществляется поблочно, за отказ от покрытия одного дополнительного мегаватта спроса за счет повышения цены до 42 долл./МВт-ч придется потратить 40 долл./ч на выработку этого 1 МВт и 99 х (40 - 20) долл./ч за те 99 МВт мощности, которые обеспечивает поблочно загружаемый газотурбинный агрегат, замещающий более дешевый генерирующий агрегат. Очевидно, что более разумно было бы повысить цену и не включать газотурбинный агрегат2.
По мере того как кривая спроса смещается вправо, можно увеличивать цену, чтобы сбалансировать систему, но при некоторой цене ценность электроэнергии, недопоставленной потребителям, становится настолько большой, что лучше включить газотурбинный агрегат и обеспечить покрытие соответствующей нагрузки. Такая цена соответствует точке на графике, в которой чистый потребительский излишек, относящийся к отключаемой нагрузке и равный площади треугольника В на рис. 3-8.3, становится равным дополнительным платежам для газотурбинного агрегата (площадь прямоугольника А). В нашем примере эта точка достигается при цене 109,44 долл.3, когда кривая спроса сдвигается к точке, где спрос становится равным 20045 МВт при цене 20 долл./МВт-ч. Начиная с этого уровня спроса и до момента, когда спрос достигает значения 20100 МВт, цена рынка остается на уровне 20 долл./МВт ч. Смысл этих изменений цен мы рассмотрим после того, как проведем анализ влияния цен на инвестиции, но вкратце можно сделать вывод о том, что при ценообразовании на основе системных маржинальных затрат не всегда верно определяется цена, необходимая для стимулирования эффективного спроса.
Рис. 3-8.3 Определение максимальной цены рынка перед включением газовой турбины, нагружаемой поблочно
Ценообразование на основе маржинальных затрат и инвестиции.
Теперь рассмотрим, каким образом рыночная цена на основе маржинальных затрат может стимулировать ввод в эксплуатацию оптимальной структуры генерирующих мощностей различного типа. С этой целью изменим принятые допущения. Предположим, что газотурбинный агрегат может быть загружен до любого промежуточного значения мощности при постоянных маржинальных затратах 40 долл./МВт-ч. Предположим, что располагаемая мощность угольных агрегатов достаточна для покрытия кривой продолжительности нагрузки до уровня продолжительности, равного 50%. Допустим, что имеющиеся мощности газотурбинных агрегатов не снижают ценовые пики, необходимые для того, чтобы покрыть постоянные затраты газотурбинных агрегатов4. Пусть постоянные затраты угольных агрегатов на 10 долл./МВт-ч выше, чем постоянные затраты газотурбинных агрегатов.
1 Если бы оператор NYISO вместо спроса на оперативные резервы с нулевой эластичностью на своем рынке предъявлял спрос, соответствующий реальной кривой спроса, такая эластичность спроса на электроэнергию была бы вполне достижимой.
2 Для потребителей это не так очевидно, поскольку они при этом заплатят лишних 2 x 20 000 = 40 тыс. долл. вместо 2 тыс. долл. надбавки к цене (аплифта). — Примеч. ред.
3 Весь этот анализ с точки зрения потребителей выглядит абсолютным абсурдом. Для того чтобы сэкономить 2000 долл. на пуске газотурбинного агрегата, потребителям предлагается заплатить дополнительно (109-20) х 20 000, т. е. почти 2 млн. долл. Причина этого парадокса лежит в том, что автор пытается применить выводы экономической теории, пригодные лишь для выпуклых функций затрат, к невыпуклым стоимостным функциям. — Примеч. ред.
4 Возмещение постоянных затрат может происходить как с использованием, так и без использования платежей за мощность, получаемых на рынке мощности.
В этом случае согласно утверждению 2-2.2 можно получить следующее условие долгосрочного равновесия рынка:
При выполнении этого условия для заданных значений затрат рынок будет находиться в долгосрочном равновесии. Поставщики с угольными агрегатами будут получать краткосрочную прибыль в размере 20 долл./МВт-ч в течение половины всего времени, что обеспечивает покрытие их дополнительных постоянных затрат в размере 10 долл./МВт-ч.
Теперь предположим, что возможность неполной загрузки газотурбинных агрегатов исключается и агрегаты по-прежнему используются в своем обычном поблочном режиме загрузки, при котором они либо включены на полную мощность, либо не включены вообще. Это несколько снижает их ценность, поскольку увеличиваются суммарные затраты на производство электроэнергии по сравнению с режимом работы, когда газотурбинные агрегаты могли загружаться не на полную мощность. Если рынок работает эффективно, он сформирует ценовой сигнал о том, что оптимальным (долгосрочным) решением является небольшое уменьшение установленной мощности газотурбинных агрегатов и небольшое увеличение мощности угольных агрегатов.
Какой сигнал будет формировать система ценообразования на основе маржинальных затрат в случае возврата к поблочному режиму загрузки газотурбинных агрегатов? В те периоды времени, когда спрос не может быть в точности покрыт с помощью некоторого целого числа включенных газотурбинных агрегатов, приходится разгружать работающие угольные агрегаты. После разгрузки угольный агрегат получает возможность нести небольшую дополнительную нагрузку при маржинальных затратах 20 долл./МВт-ч. Следовательно, маржинальные затраты почти все время будут равны 20 долл./МВт-ч. В такие периоды краткосрочная прибыль угольных агрегатов уменьшается до нуля, а газотурбинные агрегаты несут убытки в размере 20 долл./МВт-ч. Однако при этом газотурбинные агрегаты получают компенсацию своих убытков в виде дополнительных платежей, а угольные агрегаты их не получают1. В течение того небольшого числа часов максимума нагрузки, когда газотурбинные и угольные агрегаты могут получать ренту дефицитности, ситуация остается без изменения, как и на рынке мощности, если он существует2. Таким образом, газотурбинные агрегаты по-прежнему получают возмещение своих постоянных затрат, в то время как угольные агрегаты теряют почти всю дополнительную ренту дефицитности в размере 10 долл./МВт-ч, которую они имели, когда маржинальные затраты газотурбинных агрегатов определяли цену рынка. Этим фактически подавляется тот слабый позитивный сигнал, который мог быть послан инвесторам угольных станций. Очевидно, что в нашем примере использование ценообразования на основе системных маржинальных затрат приводит к неправильным сигналам для инвесторов.
Проблемы, связанные с системными маржинальными затратами3
Неэластичный спрос.
Если спрос является полностью неэластичным, вопрос о том, сколько всего должно быть произведено электроэнергии, не возникает — производство должно совпадать со спросом. В этом случае задача оптимизации режима энергосистемы сводится к минимизации затрат на производство электроэнергии. При оптимальном распределении нагрузки в энергосистеме всегда будет, по крайней мере, один частично загруженный агрегат4 (если общей величины генерирующей мощности достаточно для покрытия нагрузки), за исключением чрезвычайно редкого случая, когда общая величина генерирующих мощностей включенных агрегатов точно совпадает с суммарной величиной нагрузки. Когда же имеется несколько частично загруженных агрегатов, все они при оптимальном распределении нагрузки будут иметь одинаковые маржинальные затраты. Поэтому в случае неэластичного спроса системные маржинальные затраты всегда хорошо определены и равны маржинальным затратам любого частично загруженного агрегата.
1 Поскольку угольные агрегаты не несут убытков в краткосрочном периоде в отличие от газотурбинных агрегатов, которые имеют отрицательную краткосрочную прибыль. — Примеч. ред.
2 Ценовые пики (как и доход, получаемый на рынке мощности) обеспечивают полное покрытие постоянных затрат газотурбинных станций, но доходов от пиковых цен и рынка мощности недостаточно для угольных станций. — Примеч. ред.
3 Более строго эти вопросы рассматриваются в работе (Crampton and Wilson, 1998, 24).
4 Под частично загруженным агрегатом имеется в виду агрегат, нагрузка которого не равна максимальному или минимальному предельному значению. — Примеч. ред.
В данном случае ценообразование на основе системных маржинальных затрат не снижает эффективность потребления электроэнергии, однако оно по-прежнему не обеспечивает правильных сигналов инвесторам.
Обычно этот факт игнорируется в предположении, что ущерб в долгосрочном плане будет меньше выигрыша от оптимального распределения нагрузки между генерирующими агрегатами в краткосрочной перспективе.
Однако во многих случаях такое же оптимальное распределение нагрузки можно получить при более высоком уровне цен и без использования дополнительных платежей производителям электроэнергии. И при этом можно было бы избежать неэффективного потребления и производства электроэнергии в краткосрочном плане, а также сохранить стимулы для инвестиций.
Эластичный спрос.
Даже при небольшой эластичности спроса установление цен на уровне маржинальных затрат влечет за собой снижение эффективности потребления электроэнергии. Если представить, что кривая спроса постепенно сдвигается слева направо, то пик цен в предыдущем примере наблюдается при неизменном значении суммарного производства электроэнергии на уровне, равном полной установленной мощности угольных станций. Без какого-либо изменения нагрузки цена вырастает с 20 до 109 долл./МВт-ч1, удерживая спрос на постоянном уровне, несмотря на сдвиг кривой спроса. Можно утверждать, что маржинальные затраты в этой точке являются неопределенными, и их величина может принимать любое из значений в указанном интервале. Следовательно, на основе маржинальных затрат нельзя установить какую-либо цену из этого интервала или хотя бы максимальную величину цены. Вместо этого цена должна формироваться в соответствии с маржинальной ценностью электроэнергии для потребителей. Однако и в случае эластичного спроса можно применить соответствующим образом определенный механизм ценообразования на основе системных маржинальных затрат и использовать его в качестве полезного ориентира для анализа.
Определение Системные маржинальные затраты (SMC)
Системные маржинальные затраты — это маржинальные затраты (МС) всех частично загруженных генерирующих агрегатов в условиях, когда предложение равно спросу, а спрос определяется в предположении, что Р = МС. При этом считается, что для данной суммарной нагрузки ее распределение между генерирующими агрегатами осуществляется оптимальным образом. Если не существует величины суммарной нагрузки, удовлетворяющей этим условиям, то системные маржинальные затраты являются неопределенными.
Утверждение 3-8.1 Решение задачи выбора состава генерирующего оборудования на основе системных маржинальных затрат при эластичном спросе является неэффективным
Если функции затрат на производство являются невыпуклыми, а спрос эластичен, то цены на основе системных маржинальных затрат обычно не стимулируют эффективное краткосрочное предложение электроэнергии, эффективный краткосрочный спрос на электроэнергию и эффективные долгосрочные инвестиции в генерирующие мощности. Дополнительные платежи не могут устранить эти элементы экономической неэффективности.
Другой полезный ориентир для анализа применимости маржинального ценообразования дает рассмотренный выше механизм ценообразования в примере с поблочной загрузкой.
1 Еще раз отметим, что рассматриваемое здесь ценообразование некорректно. Предложенный NYISO подход (см. разд. 3-8.2) восстанавливает корректность ценообразования. — Примеч. ред.
Определение Системная маржинальная ценность электроэнергии (SMV)
Системная маржинальная ценность электроэнергии — это маржинальная ценность электроэнергии для потребителей при оптимальном объеме производства электроэнергии, который рассчитывается с учетом ценовой эластичности спроса. (Если маржинальные затраты определены при оптимальном объеме производства электроэнергии, то SMV = SMC).
В отличие от механизма ценообразования на основе системных маржинальных затрат, механизм ценообразования на основе системной маржинальной ценности электроэнергии формирует правильные ценовые сигналы для потребителей, но не для производителей электроэнергии. В рассмотренном выше примере, где для ограничения спроса цена устанавливается на уровне 109 долл./МВт-ч, она оказывается слишком высокой для стимулирования краткосрочного предложения. Этого следовало ожидать, поскольку при невыпуклых функциях затрат нет гарантии существования эффективной единой цены. Кроме того, никем пока не было установлено, что цены на основе системной маржинальной ценности электроэнергии в сочетании с необходимыми дополнительными платежами создают правильные долгосрочные стимулы для производителей электроэнергии.
Вполне возможно, что существует теоретически правильный механизм ценообразования, предусматривающий различные цены на электроэнергию для потребителей и производителей. Хотя поиск такого механизма ценообразования сам по себе является интересной теоретической задачей, предпочтительней сначала рассмотреть подходы к ценообразованию, имеющие большее практическое значение.
Утверждение 3-8.2 Цены на основе системной маржинальной ценности электроэнергии создают эффективные стимулы для потребителей
Цены, устанавливаемые на основе системной маржинальной ценности электроэнергии, стимулируют эффективный краткосрочный спрос, но они обычно не обеспечивают эффективное краткосрочное предложение электроэнергии.
Насколько велика неэффективность при использовании ценообразования на основе системных маржинальных затрат?
В приведенном выше примере максимальная краткосрочная экономическая неэффективность возникает, когда газотурбинный агрегат загружается поблочно для покрытия 1 МВт нагрузки. Эта неэффективность уменьшается пропорционально квадрату увеличения нагрузки агрегата и принимает нулевое значение, когда требуется примерно 45% полной мощности газотурбинного агрегата. В среднем за весь интервал увеличения нагрузки этого газотурбинного агрегата (при условии, что нагрузка возрастает линейно) неэффективность составляет лишь 300 долл./ч, что несущественно для рынка, на котором продается и покупается электроэнергия стоимостью примерно 300000 долл./ч. Эта неэффективность не превышает 1/1000 части полной стоимости электроэнергии на рынке, и, кроме того, ситуация на рынке электроэнергии, ведущая к неэффективному использованию ресурсов, возникает, по-видимому, не очень часто. Конечно, существуют и другие причины, обусловливающие невыпуклый характер функций затрат, но, как представляется, даже в системах ценообразования, где не уделяется достаточного внимания проблеме невыпуклых функций затрат, больших проблем с неэффективностью не возникает.
К чему приводит использование системы ценообразования NYISO, не основанной на системных маржинальных затратах?
Изменения в системе ценообразования NYISO приводят, с одной стороны, к усложнению правил ценообразования. Вводятся специальные правила ценообразования для рынка реального времени. Поскольку оператор NYISO пошел на компромисс с FERC, согласившись с первоначальным требованием FERC об использовании механизма ценообразования на основе системных маржинальных затрат для формирования цен при одних обстоятельствах и отказа от его использования при других обстоятельствах, предложенная система ценообразования безусловно становится более сложной. Кроме того, NYISO и FERC предлагают использовать принципиально различные подходы к ценообразованию для рынка реального времени и для рынка на сутки вперед, причем без какого-либо теоретического обоснования. Представляется, что все это станет лишь дополнительным подтверждением высказываемых опасений относительно произвольности и непрозрачности существующих пулов.
С другой стороны, если рассматривать эти изменения в правилах ценообразования в более широком контексте, может создаться впечатление, что они даже упрощают процесс ценообразования в пуле. Оператор NYISO увидел преимущество в отходе от ценообразования на основе системных маржинальных затрат только в одном аспекте — цена NYISO, в отличие от цены на основе системных маржинальных затрат, обеспечивает компенсацию затрат газотурбинного агрегата. Это, по мнению NYISO, влечет за собой целый ряд других преимуществ. Во-первых, не нужны дополнительные платежи и сопутствующие надбавки к цене (аплифт), а это в свою очередь устраняет одну из возможностей использования рыночной силы и искажения ценообразования за передачу электроэнергии по сети. Во-вторых, этот механизм обеспечивает более адресную компенсацию затрат теми участниками рынка, чьи действия стали причиной появления таких затрат.
Кроме того, эти изменения приводят к формированию более высоких цен, которые в среднем представляются более обоснованными. На интуитивном уровне это заключение не вызывает сомнений, но его точный смысл, вероятно, еще не изучен достаточно глубоко. Хотя цены на основе системных маржинальных затрат обеспечивают правильные сигналы в случае, когда кривая маржинальных затрат является непрерывной1, они не учитывают дорогостоящие эффекты поблочной загрузки газотурбинных агрегатов.
Это объясняется тем, что цену нельзя поднять резко до бесконечности за доли секунды2, чтобы она в точности следовала за маржинальными затратами именно в тот момент, когда агрегат загружается поблочно. Ценообразование на основе системных маржинальных затрат не может решать проблемы, связанные с этим типом разрыва непрерывности в кривой маржинальных затрат, поэтому оно игнорирует их. Менее точная система ценообразования NYISO не дает себя обмануть, когда она не принимает во внимание чрезвычайно высокие и узкие ценовые пики.
В этом отдельно взятом случае оператор NYISO избежал сложностей, характерных для стандартного ценообразования на основе системных маржинальных затрат, и еще дальше ушел от сложностей ценообразования на основе системной маржинальной ценности электроэнергии. Но в то же время, вероятно, не осознавая этого, оператор NYISO отказался от оптимальности, к которой приводят эти подходы3.
NYISO предпочел перейти к менее сложной, но более строгой системе ценообразования, которая используется на рынках любых других товаров. Он перешел к установлению цен, которые не в состоянии поддерживать оптимальное решение задачи распределения нагрузки, но могут покрывать затраты загружаемых генерирующих агрегатов4. Таким образом, NYISO использовал систему ценообразования, принятую на бирже электроэнергии.
