Глава 3-9
Новый подход к решению задачи выбора состава генерирующего оборудования
Давайте не будем повторять старое, а лучше приготовимся к тому, что наступит завтра.
Марк Туллий Цицерон
(106—43 гг. до н. э.)
Раньше в условиях регулирования стояла задача выбора состава ГЕНЕРИРУЮЩИХ АГРЕГАТОВ, КОТОРЫЕ ДОЛЖНЫ БЫТЬ ВКЛЮЧЕНЫ И ВЫРАБАТЫВАТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ; ТЕПЕРЬ ЖЕ В УСЛОВИЯХ РЫНКА НЕОБХОДИМО ЗНАТЬ, КАКАЯ КОНСТРУКЦИЯ РЫНКА ЛУЧШЕ РЕШАЕТ ЭТУ СТАРУЮ ЗАДАЧУ.
В прежних условиях задача выбора состава генерирующего оборудования решалась путем сбора данных обо всех генерирующих агрегатах с последующим применением методов математического программирования. В новых условиях эта задача могла бы быть решена с помощью рынка, спроектированного таким образом, чтобы стимулировать поставщиков добровольно предоставлять объективные данные. Координатор рынка мог бы затем покупать электроэнергию, используя для отбора поставщиков старый алгоритм. Именно такой подход лежит в основе пула. Использование биржи электроэнергии является альтернативным подходом, в рамках которого задача выбора состава генерирующего оборудования не решается вообще.
Кажется невероятным, что отказ от централизованного решения задачи выбора состава оборудования может стать наилучшим способом ее решения, но именно это характерно для большинства конструкций рынка электроэнергии. Когда координатор рынка не занимается решением этой задачи, за нее берутся сами поставщики, и они ее решают на удивление хорошо. Хотя методы математического программирования, которые используются для решения задачи выбора состава генерирующего оборудования, чрезвычайно сложны, большинство поставщиков во многих случаях могут получить правильный ответ, просто заглянув в календарь. Если у вас имеется базисная электростанция и сейчас лето, сохраняйте ваше генерирующее оборудование во включенном состоянии. Если же у вас пиковая электростанция, на календарь смотреть не нужно, лучше вместо этого отслеживать цену рынка реального времени. Причем прогнозы цен на сутки вперед в этом случае не нужны. В самые жаркие дни лета каждый поставщик знает, что нужно включать генерирующие агрегаты. Однако те, кто на постоянной основе решает задачу выбора состава генерирующих агрегатов для отдельных поставщиков, на самом деле выполняют эту работу значительно лучше, чем возможно при использовании таких простейших соображений. У них есть многолетний опыт и необходимые ресурсы для решения этой задачи. Более того, они часто имеют доступ на биржи, где используются двухкомпонентные заявки или несколько раундов подачи и отбора заявок. Пулу, чтобы оказаться лучше хорошей биржи электроэнергии, действительно необходимо работать очень эффективно.
Необходимость решения двух основных проблем — обеспечение эффективности1 и поддержание надежности — всегда служила побудительным мотивом для использования пула. Неправильный выбор агрегатов при решении задачи выбора состава оборудования приводит к повышению затрат на производство электроэнергии, однако этот фактор не имеет решающего значения, так как затраты увеличиваются незначительно, а рынки, где эта задача не решается централизованно, работают достаточно эффективно. С проблемой надежности дело обстоит сложнее. Возможно, на децентрализованном рынке время от времени будет включаться в работу недостаточное число генерирующих агрегатов, требующих длительного времени на пуск. В результате системный оператор может остаться без необходимых резервов мощности, а это может привести к масштабному отключению потребителей. Эта гипотеза, как и высказанное предположение о незначительном снижении эффективности, требует проверки с использованием количественных методов анализа, поэтому вопрос о выборе наиболее предпочтительного способа решения задачи выбора состава оборудования в условиях рынка пока остается открытым.
1 Минимизации затрат на производство электроэнергии. — Примеч. ред.
На северо-востоке США в энергетических пулах старого типа рынки создавались на основе модели пула, в то время как в западной части страны были созданы или предложены биржи электроэнергии. Выбор конструкции рынка был предопределен исторически главным образом потому, что на тот момент еще не было достаточных теоретических знаний и практического опыта для обоснования такого выбора. Обсуждая проблему выбора состава оборудования лишь с точки зрения ее влияния на эффективность в условиях реального конкурентного рынка, профессор Уильям Хоган отметил следующее:
«Я не готов выступать за или против необходимости централизованного решения задачи выбора состава оборудования без проведения дополнительных исследований.
Нельзя с определенностью сказать и совершенно не очевидно, что эта задача имеет или не имеет большого значения. Если бы пришлось делать ставки, я бы поставил 60 против 40 за то, что эта задача является важной»1.
В этой главе представлены основные положения для анализа экономических аспектов задачи выбора состава оборудования в условиях конкурентного рынка. При этом утверждается, что некоторые из возникающих проблем не имеют большого значения, в то время как другие сложно оценить. Эта глава подтверждает мнение профессора Хогана о том, что задача выбора состава оборудования в новых условиях является сложной для решения, и наши знания в этой области весьма приблизительны и фрагментарны.
Краткое содержание главы 3-9.
Затраты на пуск агрегатов составляют примерно 1% розничной цены электроэнергии, и отдельные генерирующие компании могут достаточно эффективно минимизировать эти затраты даже без централизованного расчета, выполняемого энергетическими пулами. Хотя поставщики иногда будут отказываться включать свои агрегаты несмотря на принятые обязательства на бирже на сутки вперед, наименее вероятным такой отказ будет в те периоды, когда в данных агрегатах будет наибольшая потребность, поскольку именно в это время цена на рынке реального времени будет самой высокой.
Это не означает, что нет необходимости в совершенствовании конструкции бирж электроэнергии Однако, когда точность аппроксимации 1-го порядка составляет менее 1%, аппроксимации 20-го порядка может и не потребоваться (обычно пулы используют заявки, состоящие именно из стольких компонент или еще большего числа). В провинции Альберта на бирже электроэнергии используются заявки, состоящие из 2 компонент, при этом во второй компоненте указывается минимальное время работы агрегата после включения. Хотя использование этого параметра представляется искусственным, в простых случаях он может заменить информацию о затратах на пуск. Основной вывод заключается в следующем: поставщики могут не указывать в своих заявках точную информацию, но при достаточной конкуренции и некоторой доле гибкости они составляют заявки таким образом, что их участие в рынке и сам рынок становятся эффективными.
3-9.1 Насколько важна задача выбора состава оборудования?
Затраты на пуск являются основными затратами, которые рассматриваются при решении задачи выбора состава оборудования. Обычно они не превышают 1% розничной цены электроэнергии Поскольку затраты на пуск в 10 раз меньше постоянных затрат и поскольку рента дефицитности в первую очередь должна покрыть именно затраты на пуск, то цены, основанные на маржинальных затратах, в большинстве случаев посылают правильные сигналы для решения задачи выбора состава оборудования.
3-9.2 Выбор состава оборудования на бирже электроэнергии.
Для одной и той же структуры рынка, в которой затраты на пуск не покрываются ценами, основанными на маржинальных затратах, рассмотрены четыре конструкции рынка. Конструкция А демонстрирует, что биржа электроэнергии не имеет конкурентного равновесия в классическом экономическом смысле. Конструкция В показывает, что аукцион, на котором нет заявок, отражающих затраты на пуск, и нет дополнительных платежей, может иметь эффективное конкурентное равновесие по Нэшу даже несмотря на отсутствие классического конкурентного равновесия. В случае С еще раз рассматривается простая биржа электроэнергии и показано, что для нее существует равновесие по Нэшу, которое оказывается неэффективным, но конкурентным. В случае D предусматривается возможность отказа от пуска агрегатов, т. е. отказа производить электроэнергию, проданную на рынке на сутки вперед. Это приводит к тому, что при решении задачи выбора состава оборудования на рынке на сутки вперед планируется включение слишком большого числа агрегатов, после чего следует отказ некоторых поставщиков от запланированного пуска агрегатов, что приводит к оптимальному диспетчерскому графику нагрузки электростанций.
1 Из личной переписки, 5 января 2002.
3-9.3 Инвестиции в условиях пула.
Пул предусматривает дополнительные платежи для уменьшения риска производителей, заявки которых приняты на рынке на сутки вперед и которые затем фактически производят электроэнергию в соответствии с заявленной ими кривой предложения. Если все производители подают заявки в соответствии со своими истинными затратами, задача диспетчерского управления решается эффективно, но стимулы для инвестиций искажаются. Владельцы тех типов генерирующего оборудования, на которые приходится больше компенсирующих платежей, получают стимулы для осуществления слишком больших инвестиций. Как и краткосрочная неэффективность биржи электроэнергии, долгосрочная неэффективность пула будет небольшой.
3-9.1 Насколько важна задача выбора состава оборудования?
Биржа электроэнергии, в отличие от пула, не оказывает услуги по выбору состава оборудования. И биржа, и пул в каждый момент времени способны устанавливать одну единую цену, несколько цен в различных зонах или тысячи цен по одной для каждого узла в системе. В этой главе основное внимание сосредоточено на задаче выбора состава оборудования, поэтому рассматривается только рынок без учета ограничений на пропускную способность сети. Определения понятий биржи и пула уже даны в разд. 3-3.2, но основные положения этих определений мы повторим здесь для удобства.
Определения Биржа электроэнергии
Централизованный рынок, на котором в каждый момент времени и для каждого узла (зоны) торговля электроэнергией осуществляется по одной и той же цене (для всех участников рынка, расположенных в данном узле) и на котором нет дополнительных платежей. Биржа может использовать многокомпонентные заявки.
Пул
Централизованный рынок, на котором осуществляется торговля электроэнергией и используются дополнительные платежи, зависящие от заявок поставщиков. Дополнительные платежи выплачиваются только в том случае, если цена пула оказывается слишком низкой для того, чтобы покрыть затраты на пуск и затраты холостого хода по принятой заявке участника рынка.
Сложность конструкции энергетического пула связана с решением задачи выбора состава оборудования, однако пока неизвестно, насколько эта задача важна в условиях рынка1. До начала дерегулирования электроэнергетики существовала только одна задача, связанная с выбором состава оборудования, а именно: когда включать и выключать генерирующие агрегаты. Эта задача остается и теперь, но она не имеет отношения к проектированию рынков электроэнергии. Новая задача формулируется следующим образом: какая конструкция рынка будет обеспечивать выбор оптимального состава генерирующих агрегатов. Это, в сущности, другая задача, которая отличается более широкой постановкой. В разделах 3-9.2 и 3-9.3 рассматриваются различные конструкции рынка, а в этом разделе исследуется вопрос, насколько важна старая задача выбора состава оборудования в новых рыночных условиях.
Определение Новая задача выбора состава оборудования
Какая конструкция рынка будет обеспечивать выбор оптимального состава генерирующих агрегатов? Понятие оптимальности здесь должно включать затраты системного оператора и поставщиков, а также последствия для надежности системы в результате тех ошибок, которые возможны при выборе состава генерирующего оборудования.
Затраты на пуск
Затраты на пуск обычно составляют 20—40 долл./МВт2. Агрегаты, которые покрывают базисную нагрузку, запускаются намного реже, чем один раз в сутки, и очень немногие из них запускаются чаще. Агрегаты ГЭС имеют исключительно низкие затраты на пуск. По грубой оценке, на 1 МВт-день приходится в среднем примерно 0,5 МВт пусков агрегатов.1 Речь идет о том, насколько велики преимущества централизованного выбора состава включенного оборудования по сравнению с самостоятельным выбором этого состава каждым из поставщиков. — Примеч. ред.
2 См. работу (Hirst, 2001). Затраты холостого хода также создают трудности, при этом они в несколько раз превышают затраты на пуск. Они пропорциональны времени включения генератора в сеть, и, следовательно, поставщик может легко включить эти затраты при подаче заявок на биржу. (На самом деле сделать это не так просто, поскольку для этого надо знать, будет ли принята заявка целиком или частично. — Примеч. ред.) В сочетании с затратами на пуск они представляют еще более сложную проблему.
Если средние затраты на пуск равны 30 долл./МВт, то стоимость пусков составит 15 долл./МВт на каждый МВт-день нагрузки. Это равно 15 долл. на 24 МВт-ч, или примерно 0,60 долл./МВт-ч1.
Розничная цена электроэнергии в США равна 80 долл./МВт-ч, таким образом, затраты на пуск составляют 3/4 от 1% розничной цены. (Предварительные оценки для энергообъединения PJM показывают, что в этом объединении затраты на пуск могут быть ближе к половине этой величины).
Значительная часть этих затрат покрывается из ренты дефицитности, возникающей при использовании ценообразования на основе маржинальных затрат2. Если считать, что от решения задачи выбора состава оборудования зависит примерно 1/3 затрат на пуск и неоптимальное решение этой задачи увеличивает эти затраты на 50%, то общий объем напрасно расходуемых средств будет составлять 1/6 затрат на пуск. В результате этой неэффективности розничные тарифы вырастут примерно на 1/8 от 1%. С учетом допущения о том, что рынок увеличивает затраты на проблемные пуски примерно на 50%, эта величина будет верхней границей величины затрат, связанных с неоптимальным решением задачи пуска агрегатов.
Вычисления, выполняемые для тестовых систем из 2—3 агрегатов, обычно показывают, что возникающая неэффективность составляет порядка 1%, если их затраты на пуск оценивать как близкую к фактической долю полных затрат на производство электроэнергии. Однако неэффективность, связанная с затратами на пуск, обратно пропорциональна числу генерирующих агрегатов на рынке. Совместно эти факторы дают грубую оценку неэффективности примерно, как 1 к 10 0004.
Единицы измерения затрат на пуск
Затраты на пуск измеряются в долларах на мегаватт установленной мощности включаемых агрегатов. Для станции, на которой пуск производится один раз в день, затраты наиболее удобно указывать в долл./МВт-сутки. Когда величина затрат на пуск используется в формулах, ее можно перевести в долл./МВт-ч, разделив эту величину на 24. Продолжительность должна представляться безразмерным числом, когда она используется в формулах, но ее можно выразить в часах в сутки, умножая на коэффициент (24 ч/1 сутки). Таким образом, продолжительность 0,1 будет соответствовать 2,4 ч/сутки.
До настоящего времени сторонники пулов не представили каких-либо других оценок; однако этот вопрос по-прежнему не получил ответа, поскольку до сих пор отсутствует теоретическое обоснование и не было проведено расчетов для реальных электроэнергетических систем3.
Утверждение 3-9.1
Неэффективность, возникающая при решении задачи выбора состава оборудования на бирже электроэнергии, не превышает 1%
Затраты на пуск — основной источник неэффективности, возникающей при неправильном выборе состава оборудования, — составляют примерно 1% розничной цены электроэнергии или даже меньше. Значительная часть этих затрат покрывается при использовании ценообразования на основе маржинальных затрат4, и рынки, не предусматривающие централизованного решения задачи выбора состава оборудования, могут в принципе решать эту задачу вполне эффективно. В результате неэффективность, возникающая за счет неправильного решения этой задачи при невыпуклых характеристиках затрат на производство электроэнергии, может составлять меньше 1/100 от 1%5.
Как покрываются затраты на пуск при подаче заявок на основе маржинальных затрат
Одним из факторов, снижающих остроту проблемы с затратами на пуск, является рента дефицитности. Она должна быть достаточно большой, чтобы покрывать постоянные затраты, которые более чем в 10 раз превышают затраты на пуск. Поскольку рента дефицитности в первую очередь должна покрыть затраты на пуск, довольно часто они полностью покрываются именно за счет ренты дефицитности. В примере 1 дается объяснение, как это происходит и почему иногда это не получается.
1 Здесь принято, что после включения агрегат все время работает с полной нагрузкой. При частичной загрузке доля затрат на пуск в полных затратах может оказаться существенно выше. — Примеч. ред.
2 Рента дефицитности (см. разд. 1-6.6) равна доходу за вычетом затрат, которые изменяются в зависимости от объема производства. Если из полученной таким образом величины вычесть затраты на пуск и затраты холостого хода, то останется краткосрочная прибыль.
3 Автор потратил значительное время на проверку приведенных примеров, один из которых помещен на сайте www.stoft.com.
4 Покрытие пусковых затрат при использовании маржинального ценообразования само по себе не всегда имеет отношение к оценке эффективности. Независимо от того, покрываются или нет избыточные пусковые затраты равновесными ценами, они увеличивают суммарные затраты поставщиков и, следовательно, снижают эффективность рынка. Снижение избыточных пусковых затрат в этих случаях объясняется уменьшением числа неоправданных пусков агрегатов. — Примеч. ред.
5 С такой оценкой вряд ли можно согласиться. — Примеч. ред.
Пример 1А.
Затраты на пуск покрываются полностью.
Рассмотрим рынок, включающий пиковые и полупиковые агрегаты, затраты которых показаны в табл. 3-9.1. При долгосрочном равновесии рынок будет стимулировать строительство пиковых агрегатов до тех пор, пока они не будут точно покрывать свои постоянные затраты. Покрытие постоянных затрат должно происходить, когда используются все пиковые агрегаты, а цена поднимается выше 50 долл./МВт-ч1 в результате спроса системного оператора на оперативные резервы, предложение которых недостаточно. Цена за электроэнергию во время этого отрезка времени может быть как умеренной, так и исключительно высокой, но в любом случае она будет именно такой, которая достаточна, чтобы в точности покрывать постоянные затраты пиковых агрегатов в размере 120 долл./МВт сутки (см. гл. 2-2).
Табл. 3-9.1 Затраты агрегатов, рассмотренных в примере 1
Генерирующие агрегаты | Переменные затраты (на 1 МВт-ч), долл. | Постоянные затраты (на 1 МВт-сутки), долл. | Затраты на пуск (на 1 МВт-сутки), долл. |
Пиковый агрегат | 50 | 120 | 0 |
Полупиковый агрегат | 30 | 240 | 40 |
В течение этого же отрезка времени поставщики с полупиковыми агрегатами также будут получать 120 долл./МВт-сутки при ценах выше 50 долл./МВт-ч, и этого будет достаточно, чтобы покрывать половину их постоянных затрат. Оставшаяся половина постоянных затрат плюс затраты на пуск составляют 160 долл./МВт-сутки, и эти затраты должны возмещаться из разности между переменными затратами пиковых агрегатов, равными 50 долл./МВт-ч, и переменными затратами полупиковых агрегатов, которые составляют 30 долл./МВт-ч (см. гл. 2-2). Этот поток доходов в размере 20 долл./МВт-ч может быть получен только тогда, когда работают пиковые агрегаты, поэтому, для того чтобы полупиковые агрегаты смогли покрывать эти затраты, пиковые агрегаты должны работать 8 ч в сутки (т. е. 160:20). Следовательно, полупиковых агрегатов необходимо ввести в строй ровно столько (но не больше), чтобы пиковые агрегаты были нужны в среднем 8 ч в сутки.
Если бы график нагрузки был бы одинаковым каждый день, то благодаря высоким ценам, обусловленным маржинальными затратами пиковых агрегатов и потребностью системного оператора в оперативных резервах, поставщики с полупиковыми агрегатами могли бы полностью покрывать свои постоянные затраты и затраты на пуск в сумме 280 долл./МВт-сутки, просто указывая в заявках свои маржинальные затраты. В этом случае не было бы необходимости в многокомпонентных заявках как на бирже электроэнергии, так и в пуле.
Пример 1В. В некоторые сутки с низкой нагрузкой затраты на пуск по-прежнему покрываются.
Уровень нагрузки каждый день изменяется, поэтому в некоторые сутки бывает много часов с ценой выше 50 долл./МВт-ч, а в некоторые сутки таких часов не бывает вообще. В те дни, когда нагрузка оказывается низкой, владельцы пиковых и полупиковых агрегатов не возмещают свои постоянные затраты в размере 120 долл./МВт-сутки. Меньшая продолжительность использования пиковых агрегатов в такие дни еще больше уменьшает возможность покрытия постоянных затрат полупиковых агрегатов. Когда пиковые агрегаты работают только половину своего среднего времени работы, владельцы полупиковых агрегатов получают только 80 долл./МВт-сутки из ренты дефицитности. При этом они по-прежнему покрывают все свои затраты на пуск (т. е. 40 долл./МВт сутки) и часть своих постоянных затрат без необходимости использования многокомпонентных заявок. Пока рента дефицитности покрывает затраты на пуск и даже немного превышает величину этих затрат, полупиковые агрегаты по-прежнему будут включаться, затраты на пуск будут оплачиваться из ренты дефицитности, а остаток ренты будет использован для покрытия постоянных затрат. В этом смысле рента дефицитности в первую очередь должна покрывать затраты на пуск.
Что приводит к неэффективности, обусловленной необходимостью покрытия затрат на пуск?
Только в те сутки, когда нет ценовых пиков и пиковая электростанция работает меньше 2 ч в сутки (т. е. обычной продолжительности работы за сутки), для владельцев полупиковых электростанций возникает проблема, вызванная необходимостью покрытия затрат на пуск. В эти сутки, подавая заявку на бирже электроэнергии, поставщики должны указывать цену выше уровня своих маржинальных затрат, а подавая заявку в пуле, они должны отдельно указывать свои маржинальные затраты и затраты на пуск. (Конечно, при подаче заявок в пуле они могут и будут каждые сутки указывать свои затраты на пуск, но для большинства суток это не имеет никакого значения). В разд. 3-9.2 рассматривается, насколько хорошо будет работать биржа электроэнергии в такие дни.
