Проектирование рынков - Ценовые пики и возмещение постоянных затрат

Глава 2-2
Ценовые пики и возмещение постоянных затрат
Отдать, что взял у кислорода, мог бы химик,
Но как быть с электричеством ему?
Эмили Дикинсон (1830—1886 гг.)
Тот дальний гром, что был слышен мне

Какие цены могут обеспечить покрытие постоянных затрат генерирующих КОМПАНИЙ БЕЗ ЧРЕЗМЕРНОГО ФИНАНСОВОГО БРЕМЕНИ ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ?

Эту задачу решают краткосрочные цены конкурентного рынка электроэнергии, одновременно стимулируя необходимые объемы инвестиций в различные технологии производства электроэнергии. Однако для решения долгосрочных инвестиционных проблем необходимы действительно конкурентные цены¹, формирование которых современные рынки электроэнергии не способны обеспечить из-за существующих органических недостатков со стороны спроса. В последующих главах рассмотрены регулятивные решения, которые призваны компенсировать эти органические недостатки. В данной главе мы рассмотрим, как работают конкурентные рынки электроэнергии в предположении, что органические недостатки рынков со стороны спроса в основном устранены.
Представленный анализ конкурентных рынков, хотя и не является абсолютно строгим, помогает развеять два заблуждения относительно постоянных затрат на производство электроэнергии. Первое заблуждение состоит в том, что цены, равные маржинальным затратам (конкурентные цены), якобы не могут компенсировать постоянные затраты электростанций. Согласно второму заблуждению, конкурентные цены хотя и могут компенсировать постоянные затраты электростанций, но только в условиях существенного дефицита генерирующих мощностей.

Краткое содержание главы 2-2.

Краткосрочные цены конкурентного рынка электроэнергии в равной мере обеспечивают возмещение постоянных затрат пиковых и базисных электростанций. Они стимулируют инвестиции в такие генерирующие технологии, которые обеспечивают производство необходимых объемов электроэнергии с наименьшими затратами.
Время от времени спрос заставляет цены подниматься до уровня выше средних маржинальных затрат любого производителя, но не выше маржинальных затрат справа. Эти ценовые пики можно обобщенно представить в виде кривой продолжительности цен, по которой намного проще находить точки конкурентного равновесия.

2-2.1 Заблуждение относительно постоянных затрат.

Согласно распространенному заблуждению, краткосрочные цены конкурентного рынка электроэнергии (цены, основанные на маржинальных затратах) не обеспечивают возмещение постоянных затрат производителей электроэнергии. На самом деле, возмещение постоянных затрат происходит не потому, что краткосрочная конкуренция устанавливает цену, равную маржинальным затратам, а потому, что в случае неполного возмещения постоянных затрат инвесторы перестают вкладывать средства в новые генерирующие мощности при продолжающемся росте спроса на электроэнергию. Это приводит к дефициту мощностей и повышению цен. Долгосрочная конкуренция обеспечивает достаточно высокие ценовые пики, чтобы покрыть постоянные затраты производителей электроэнергии. Динамика этого процесса устойчива и приводит к нужному результату даже при введении предельных уровней цен. В последнем случае при возникновении дефицита мощности, вызванного недостаточными инвестициями, низкие ценовые пики начинают возникать с большей продолжительностью, чтобы обеспечить возмещение постоянных затрат.

¹ Рынки электроэнергии обычно называют «конкурентными» при наличии конкуренции среди поставщиков, даже если органические недостатки рынка со стороны спроса не позволяют с помощью рыночных механизмов устанавливать конкурентные цены.

2-2.2 Оптимальные ценовые пики для пиковых станций.

Другое, выраженное в менее жесткой форме заблуждение относительно постоянных затрат, увязывает появление высоких маржинальных цен, необходимых для покрытия постоянных затрат производителей электроэнергии, с возникновением дефицита генерирующих мощностей в энергосистеме. На примере приведенной ниже упрощенной модели с изменяющимся спросом на электроэнергию, двумя типами электростанций и ценами, формирующимися на основе маржинальных затрат, проиллюстрировано, как инвесторы минимизируют полную стоимость производства электроэнергии путем ввода оптимальной величины генерирующих мощностей и выбора правильного соотношения электростанций различного типа. Обобщенную характеристику ценовых пиков можно получить с помощью кривой продолжительности цен. Часть этой кривой, соответствующая ценам выше переменных затрат пиковой электростанции, называется пиковой зоной кривой продолжительности цен (или агрегированным ценовым пиком), и она определяет величину годовой ренты дефицитности, получаемой пиковыми электростанциями.

2-2.3 Дискретность постоянных затрат.

Постоянные затраты не имели бы ярко выраженного дискретного характера, если бы существовала возможность уменьшать величину установленной мощности генерирующих агрегатов до нужных размеров. Однако стоимость генерирующих агрегатов не находится в прямо пропорциональной зависимости от величины их установленной мощности, и поэтому стоимость угольной станции мощностью 10 МВт не будет в 50 раз меньше стоимости угольной станции мощностью 500 МВт. На практике приходится использовать генерирующие агрегаты с дискретно изменяемой величиной установленной мощности. Если оптимальное число генерирующих агрегатов оказывается дробным, то выполнение требования дискретности установленной мощности снижает эффективность конкурентного рынка электроэнергии. Эта неэффективность обратно пропорциональна квадрату числа генерирующих агрегатов на рынке, поэтому ею можно пренебречь на рынках даже относительно небольших размеров.

2-2.1 Заблуждение относительно постоянных затрат

Широко распространено ошибочное мнение, что, если генерирующая компания постоянно продает электроэнергию на рынке по цене, устанавливаемой на уровне маржинальных затрат на ее производство, она не сможет покрывать свои постоянные затраты. Это заблуждение основано на фактических данных, свидетельствующих о том, что при работе электростанции в обычном диапазоне мощности ее маржинальные затраты всегда меньше долгосрочных средних затрат на производство электроэнергии, включая затраты на обслуживание вложенного капитала. В разд. 1-5.3 это заблуждение опровергается в общем случае, хотя представленные там аргументы также применимы и к электроэнергетической отрасли. Однако, поскольку это заблуждение породило массу путаницы, оно заслуживает дополнительного обсуждения в контексте оптового рынка электроэнергии.
Заблуждение относительно постоянных затрат не следует путать с вполне справедливыми выводами о том, что при избытке генерирующей мощности конкуренция между генерирующими компаниями приведет к неполному возмещению постоянных затрат. Последнее утверждение нельзя рассматривать как проблему, вызванную конкуренцией или рынком электроэнергии. Именно таким образом «невидимая рука», о которой говорил Адам Смит, дает знать производителям электроэнергии, что не следует делать новых инвестиций.

Заблуждение относительно постоянных затрат

Заблуждение 2-2.1 Цены на основе маржинальных затрат не покрывают постоянных затрат на производство электроэнергии.

Если цена, по которой генерирующие компании продают электроэнергию, постоянно равна их маржинальным затратам, они не смогут возмещать свои постоянные затраты.

Моделирование экономических характеристик генерирующего агрегата.

Предположим, что генерирующие агрегаты имеют непрерывные кривые предложения электроэнергии с чрезвычайно крутым отрезком кривой, соответствующим их работе в перегрузочном диапазоне, который начинается от точки номинальной «максимальной» мощности (рис. 2-2.1). Эта модель приводит к тем же результатам, что и модель с абсолютно вертикальным участком кривой предложения, но при этом она более реалистична и имеет строго определенные маржинальные затраты при любой допустимой величине загрузки (подробнее эти вопросы рассмотрены в гл. 1-6). Постоянную величину маржинальных затрат слева от точки номинальной максимальной мощности генерирующего агрегата в дальнейшем будем называть его переменными затратами. Затраты на пуск агрегата в этой части книги учитывать не будем.
Кривая спроса для каждого отдельного поставщика конкурентного рынка представляет собой горизонтальную линию на уровне рыночной цены¹. При любой цене выше этой линии спрос на электроэнергию данного поставщика равен нулю, а при цене ниже рыночной спрос существенно превышает его максимально возможную выработку. На рис. 2-2.1 такая кривая спроса изображена с небольшим наклоном, поскольку на большинстве рынков электроэнергии цена, по которой каждый отдельный поставщик может продавать свою электроэнергию, по крайней мере, немного зависит от его выработки.

Рис. 2-2.1 Непрерывная функция маржинальных затрат для одного поставщика и почти горизонтальная кривая (эластичного) спроса

Каким образом генерирующие компании получают больший доход, чем необходимо для покрытия переменных затрат.

На рис. 2-2.1 равенство предложения и спроса достигается при выработке электроэнергии, равной Q, и в этой точке маржинальные затраты генерирующего агрегата увеличиваются до уровня рыночной цены Р. Однако первый произведенный МВт-ч энергии, как и все последующие вплоть до величины номинальной «максимальной» мощности, вырабатываются с затратами, более чем вдвое меньшими, чем эта цена. В итоге средние переменные затраты будут составлять примерно половину от цены Р.
Из рис. 2-2.1 также следует, что доход R, получаемый поставщиком, равен Р х Q. Поскольку доход превышает сумму полных переменных затрат TVC (total variable costs), у генерирующей компании остаются средства для покрытия постоянных затрат. Эти средства называются краткосрочной прибылью, рентой дефицитности или, если использовать более специальный термин, инфрамаржинальной рентой (подробнее эти вопросы рассматривались в гл. 1-6.1)².
Рента дефицитности = Краткосрочная прибыль = R- TVC.
Если рыночная цена достаточно велика, генерирующий агрегат будет покрывать свои постоянные затраты. При слишком низком уровне рыночной цены их возмещение невозможно. В реальности все выглядит несколько сложнее, поскольку цены подвержены колебаниям, иногда очень сильным, что, впрочем, не меняет логики рассуждений. Чтобы генерирующий агрегат смог покрыть свои постоянные затраты, средний уровень рыночных цен³ должен быть достаточно высоким. Вопрос только в том, какие факторы определяют среднюю рыночную цену.

¹ Поскольку на конкурентном рынке рыночная цена не зависит от объема продаж отдельного поставщика. — Примеч. ред.

² С учетом затрат на пуск агрегата и затрат холостого хода краткосрочная прибыль становится меньше ренты дефицитности, но эти виды затрат не рассматриваются в ч. 2.

³ Средний уровень рыночных цен будет различным для разных агрегатов, поскольку они вырабатывают электроэнергию в различные периоды времени. — Примеч. ред.

Почему конкурентная цена точно покрывает постоянные затраты.

Если бы цены, основанные на маржинальных затратах, не покрывали постоянных затрат, инвесторы перестали бы вкладывать деньги в строительство новых генерирующих мощностей. По мере увеличения спроса и износа оборудования электростанций на рынке возникло бы недостаточное предложение электроэнергии, приводящее к росту цен.

С другой стороны, если бы цены, основанные на маржинальных затратах, с избытком покрывали постоянные затраты (с учетом скорректированной на риск обычной нормы возврата на капитал), то в этом случае инвесторы стали бы вкладывать средства в новые мощности, предложение превысило бы спрос, и цены упали бы. Таким образом, когда рыночная цена на электроэнергию с избытком покрывает постоянные затраты поставщиков, цена падает; когда же эта цена низка для покрытия постоянных затрат, она увеличивается. Следовательно, цена всегда стремится к уровню, на котором обеспечивается точное покрытие постоянных затрат. При достижении этого уровня не возникает внутренних причин к дальнейшему изменению цен.
Рынок выводят из состояния равновесия внешние возмущения, например, такие, как изменение спроса на электроэнергию или ввод в эксплуатацию новой электростанции. Однако инвесторы стараются заранее спрогнозировать потребности в вводе генерирующих мощностей, и их ошибки, связанные с недооценкой необходимых вводов, происходят столь же часто, как и ошибки с их переоценкой. Хотя цены на основе маржинальных затрат не всегда в точности покрывают постоянные затраты, в среднем возмещение постоянных затрат все же происходит. Это все, что можно ожидать и требовать от рыночного механизма ценообразования¹.

Утверждение 2-2.1 В длительной перспективе поставщики возмещают постоянные затраты

В состоянии долгосрочного конкурентного равновесия генерирующие компании возмещают свои постоянные затраты, но не более того, несмотря на то, что цена равна маржинальным затратам (Р = МС) в каждый момент времени для всех генерирующих установок. Доходы, которые дают возможность покрывать постоянные затраты, называются краткосрочной прибылью.

Утверждение 2-2.16 Формулировка утверждения 2-2.1 для кривых предложения с вертикальными участками

В состоянии долгосрочного конкурентного равновесия генерирующие компании возмещают свои постоянные затраты, даже если рыночная цена является конкурентной и удовлетворяет условию MCLH<P<MCRHв каждый отдельный момент времени для всех генерирующих агрегатов (см. разд. 1-6.3).
Выводы о возможности возмещения постоянных затрат не зависят от конкретного вида функции затрат или от того, является ли рынок конкурентным в краткосрочном плане. Поэтому эти выводы остаются справедливыми для всех моделей рынка, которые будут рассматриваться в данной книге, а также и для всех возможных модификаций этих моделей при более сложных характеристиках затрат на производство электроэнергии. Важным здесь является только возможность для генерирующих компаний свободно входить на рынок и уходить с него. При существовании препятствий для входа на рынок генерирующим компаниям потребуется больше средств, чем нужно для покрытия своих постоянных затрат; они должны еще возместить дополнительные затраты для входа на рынок.

2-2.2 Оптимальные ценовые пики для пиковых станций

В предыдущем разделе показано, что цены конкурентного рынка могут обеспечить возмещение постоянных затрат. Однако из этого не следует вывод об оптимальности этих цен. В другом упомянутом выше заблуждении относительно постоянных затрат признается возможность возмещения постоянных затрат электростанций за счет действия долгосрочных рыночных факторов, но утверждается, что конкурентное ценообразование неизбежно приведет к серьезному дефициту генерирующих мощностей. Ниже в разделе рассматривается модель рынка с двумя типами генерирующих агрегатов и переменным спросом на электроэнергию. На этой простой модели показано, что ценовые пики, возникающие при балансировании спроса и предложения на краткосрочном рынке электроэнергии, создают достаточные стимулы для оптимального объема инвестиций в обе технологии производства электроэнергии, несмотря на то что оплата электроэнергии, выработанной на этих различных установках, производится по одной равновесной цене. Полученные выводы в равной мере справедливы для любого числа различных технологий производства электроэнергии.

¹ В гл. 2-6 рассмотрена проблема слишком большого диапазона колебаний краткосрочной прибыли и объемов капитальных вложений. Чрезмерные колебания могут существенно снизить эффективность работы энергосистемы даже в том случае, если в системе в среднем поддерживается требуемая величина генерирующих мощностей. Кроме того, инвесторы могут столкнуться как с избыточным, так и недостаточным возмещением полных постоянных затрат по инвестиционному проекту, если после сдачи электростанции в эксплуатацию вдруг обнаружатся некоторые технологические ограничения, влияющие на ее работу; однако в среднем все постоянные затраты будут возмещаться.

Модель с двумя типами генерирующих агрегатов

Сторона предложения. Сторона предложения в модели представлена двумя типами генерирующих агрегатов — базисными и пиковыми, стоимостные характеристики которых приведены в табл. 2-2.1.

Таблица 2-2.1 Затраты различных типов генерирующих агрегатов

Обратим внимание на то, что постоянные затраты здесь выражены в тех же единицах, что и переменные затраты¹, что дает возможность построить кривые полных затрат (см. гл. 1-3), представленные на рис. 2-2.2.

Рис. 2-2.2 Две кривые полных затрат, определяющие диапазоны коэффициентов загрузки, для которых оптимальными являются электростанции двух типов

Рис. 2-2.3 Кривые предложения и спроса для модели, включающей электростанции двух различных типов

Кривые полных затрат, рассмотренные в разд. 1-3.3 и 1-4.2, представляют средние полные затраты генерирующего агрегата как функцию его коэффициента загрузки (отношения средней выработки электроэнергии к максимально возможной выработке электроэнергии за год). Напомним, что эта кривая отражает не среднюю стоимость произведенной электроэнергии, а среднюю стоимость использования генерирующей мощности. Если генерирующий агрегат остановлен, его полные затраты равны постоянным затратам, т. е. кривая полных затрат начинается с уровня постоянных затрат. Переменные затраты генерирующего агрегата² увеличиваются пропорционально росту коэффициента его загрузки. Складывая переменные затраты с постоянными, можно построить кривую полных затрат. Таким образом, полученная кривая будет представлять собой среднечасовую стоимость 1 МВт установленной мощности агрегата данного типа при его использовании с заданным коэффициентом загрузки. Эти кривые можно применять при определении наиболее эффективных источников производства электроэнергии для покрытия нагрузки с заданной продолжительностью (см. гл. 1-3). Например, на рис. 2-2.2 использование пикового агрегата более экономично для всех нагрузок с продолжительностью менее 0,5 (4380 ч в год), в то время как использование базисного генерирующего агрегата дешевле для всех нагрузок с продолжительностью более 0,5.

¹ Согласно табл. 2-2.1 при использовании базисного агрегата мощностью 5 МВт в течение 100 ч для выработки 200 МВт-ч электроэнергии полные затраты составят 5 х 100 х 12 + 200 х 18 долл.

² Отнесенные к единице установленной мощности. — Примеч. ред.

Сторона спроса.

Для описания стороны спроса в модели нужны данные о продолжительности нагрузки и ценовой эластичности спроса (см. разд. 1-4.1). На рис. 2-2.3 показана кривая спроса на электроэнергию, которая сдвигается в горизонтальном направлении вправо и влево в течение суток относительно одной и той же заданной кривой предложения. Предположим, что спрос линейно зависит от продолжительности нагрузки, и, следовательно, он с одинаковой вероятностью принимает значения в диапазоне от 4000 до 8000 МВт, если не учитывать эффект снижения спроса под воздействием высоких цен на электроэнергию.
Кривая продолжительности нагрузки на рис. 2-2.4 отражает взаимодействие предложения и спроса. Горизонтальный участок в верхней части этой кривой образуется в том случае, если располагаемая мощность составляет менее 8000 МВт, что, как будет показано ниже, имеет место в равновесных условиях. Как только генерирующая мощность исчерпывается, спрос начинают ограничивать высокие цены. Это возможно в рамках принятого в настоящей главе предположения о высокой эластичности спроса на электроэнергию, реакция которого позволяет сбалансировать рынок в каждый момент времени, что и должно происходить в условиях полностью конкурентного рынка.

Рис. 2-2.4 Кривая продолжительности нагрузки с горизонтальным участком, появляющимся в результате ограничения нагрузки при высоких ценах

Горизонтальный участок кривой спроса (рис. 2-2.3) при цене 1000 долл./МВт-ч выглядит довольно неправдоподобно, поскольку в действительности кривая спроса будет иметь наклон вниз. Наличие такого участка можно было бы, например, объяснить введением на рынке ограничения максимального уровня цены, хотя в данной модели такая форма кривой спроса используется исключительно для простоты, и подобное упрощение никак не влияет на качественные выводы анализа модели. Будем считать, что горизонтальный участок кривой спроса является следствием эластичности спроса, характеризующей ценность электроэнергии для потребителей, которые не склонны покупать электроэнергию по цене выше 1000 долл./МВт-ч.

Решение в условиях регулирования

В условиях регулирования традиционным подходом к рассматриваемой в модели ситуации было бы установление цены на уровне средних затрат на производство электроэнергии, строительство достаточного количества генерирующих мощностей для покрытия пиковой нагрузки в 8000 МВт и использование кривых полных затрат для определения оптимальной структуры генерирующих мощностей, включающей 6000 МВт базисных электростанций и 2000 МВт пиковых электростанций. Принятие данного структурного решения основывается на анализе кривых полных затрат и кривой продолжительности нагрузки. Из кривых полных затрат в рассматриваемом примере видно, что критическая точка перехода от одной технологии к другой соответствует продолжительности 0,5. Из кривой продолжительности нагрузки можно установить, что при такой продолжительности нагрузка составляет 6000 МВт.
Подобный традиционный подход, используемый в условиях регулирования, позволяет правильно определить оптимальную величину базисных мощностей, но при этом получается завышенная оценка потребности в пиковых мощностях. Средние цены, устанавливаемые регулирующими органами, не стимулируют потребителей к снижению спроса на электроэнергию при появлении дефицита генерирующей мощности в системе¹, как это происходило бы вследствие высоких пиковых цен на конкурентном рынке электроэнергии.
Поэтому пиковый спрос оказывается выше оптимального общественно оправданного уровня. Если бы затраты на покрытие пиковой нагрузки полностью оплачивались потребителями пиковой энергии, то потребители использовали бы меньше электроэнергии в часы максимума нагрузки. Поскольку регулирующие органы применяют ценообразование на основе средних затрат, потребители электроэнергии платят больше в периоды внепиковой нагрузки и в целом за весь период, чем если бы им была предоставлена возможность выбора — платить высокие цены или ограничить свое потребление.

Оптимальное решение

Оптимальное решение принципиально не отличается от решения в условиях регулирования за исключением того, что в оптимальном решении учитываются повышенные затраты на покрытие пиковой нагрузки и желание потребителей оплачивать или не оплачивать услуги пиковых генерирующих мощностей. В оптимальной системе нагрузка в течение некоторого времени будет точно равна установленной генерирующей мощности².
Обозначим Dps (PS — аббревиатура от английского словосочетания «price spike», т. е. «ценовой пик») продолжительность горизонтального участка в зоне максимальных нагрузок графика продолжительности нагрузки, отметив тем самым, что на этот период времени приходятся ценовые пики, при которых цена на электроэнергию превышает переменные затраты пикового генерирующего агрегата. Вводимый в эксплуатацию дополнительный мегаватт пиковой мощности будет использован для выработки электроэнергии только в течение части времени года — а именно Dps. При этом средние затраты на производство этого объема электроэнергии АСЕ, включая постоянные затраты на установленную пиковую мощность, используемую для ее производства, составят (см. уравнение 1-3.2):
Средние затраты на производство пиковой энергии =АСр= (6 долл. /Dps + 30 долл.)/МВт-ч.
Обратим внимание на то, что это не средние затраты на использование 1 МВт пиковой мощности, которые отображены на кривой полных затрат, а средние затраты в пересчете на 1 МВт-ч выработанной электроэнергии. Такое преобразование позволяет сравнить эти затраты с ценностью электроэнергии для потребителей, которая выражается именно в долл./МВт-ч потребленной электроэнергии. Ввод 1 МВт новой мощности пикового агрегата экономически оправдан только в том случае, когда стоимость производимой им пиковой электроэнергии не превышает ценности этой электроэнергии для потребителей. В нашей модели ценность электроэнергии для потребителей равна 1000 долл./МВт-ч, что дает возможность определить оптимальную мощность пиковых агрегатов, используя следующее уравнение ³:
6/Dps+ 30 = 1000.
Из этого уравнения следует, что Dps = 6/970, или 0,62% от продолжительности года, т. е. 54 ч в год. Если мощности пикового генерирующего агрегата нужны меньше, чем 54 ч в год, его ввод не окупается. Поскольку кривая продолжительности нагрузки линейна, продолжительность 0,0062 соответствует уровню нагрузки, который всего на 25 МВт ниже потенциально возможного пикового уровня 8000 МВт, и, следовательно, горизонтальный пиковый участок этой кривой будет расположен на уровне 7975 МВт.

¹ При этом регулирующие органы обычно не устанавливают величину генерирующих мощностей К (рис. 2-2.4) на достаточно высоком уровне, необходимом для обеспечения требуемой надежности, однако это уже другая проблема, которая рассмотрена в последующих главах.

² Для включения в данный анализ величины оперативного резерва мощности требуется определить кривые спроса для различных видов оперативного резерва. Эта проблема обсуждается в последующих главах.

³ Если рыночная цена не была бы постоянной в периоды полной загрузки всей имеющейся генерирующей мощности, в правой стороне уравнения следовало бы использовать среднюю рыночную цену в эти периоды.

Рис. 2-2.5 Агрегированный ценовой пик типичной кривой продолжительности цены

Полная генерирующая мощность должна быть равна этому сниженному уровню пиковой нагрузки. При этом, несмотря на то что потребители были готовы платить до 1000 долл./МВт-ч, чтобы избежать ограничений, связанных с дефицитом генерирующей мощности, этой величины все равно недостаточно для покрытия затрат (в основном постоянных), связанных с вводом дополнительных мощностей. Поскольку мы уже установили, что оптимальная мощность базисных генерирующих агрегатов должна составлять 6000 МВт, оптимальная величина мощности пиковых агрегатов будет равна 1975 МВт.

(Агрегированный) ценовой пик

Для определения структуры генерирующих мощностей на конкурентном рынке необходимо применить условие долгосрочного равновесия, согласно которому цены должны быть на уровне, обеспечивающем точное покрытие постоянных затрат. На основе средних цен невозможно определить, является ли цена слишком высокой или слишком низкой, поскольку для этого надо знать продолжительность и высоту ценовых пиков. Наиболее удобно информацию об отдельных ценовых пиках суммировать с помощью кривой продолжительности цен (рис. 2-2.5), получить которую можно аналогично кривой продолжительности нагрузки (разд. 1-4.1), используя почасовые цены вместо почасовых нагрузок. При этом продолжительность, как и прежде, представляется дробным числом со значением от нуля до единицы, которое можно интерпретировать как вероятность нахождения цены на определенном уровне или выше него.
Генерирующий агрегат возмещает постоянные затраты лишь в те периоды времени, когда цены на электроэнергию превышают его переменные затраты. Все такие цены, формирующиеся в течение года, суммируются в той части кривой продолжительности цен, которая находится выше этого значения затрат. Чем выше цена, тем большую часть постоянных затрат она покрывает. Поэтому площадь сектора графика, ограниченного сверху кривой продолжительности цены и расположенного выше горизонтальной линии, представляющей переменные затраты пикового агрегата, позволяет оценить среднюю величину возмещения постоянных затрат в течение года. Например, если максимальное значение цены на кривой продолжительности цен равнялось бы 1050 долл./МВт-ч, и кривая снижалась бы линейно до точки, соответствующей переменным затратам генерирующего агрегата 50 долл./МВт-ч и продолжительности 5%, то возмещение его постоянных затрат в течение года составило бы в среднем 1000 долл. х 0,05/2 - 25 долл./МВт-ч, т. е. вполне приемлемую величину.
Пиковые генерирующие агрегаты часто используются как лакмусовая бумага для проверки, обеспечивает ли рынок достаточную краткосрочную прибыль, чтобы привлечь инвестиции, хотя использовать для этого именно пиковые агрегаты совершенно не обязательно. Когда рынок находится в состоянии равновесия, для такой проверки можно с успехом использовать любой другой тип экономически жизнеспособной генерирующей технологии, но в этой книге мы будем следовать общепринятому подходу проводить анализ на примере пиковых мощностей, поскольку он позволяет получить правильный результат.
Назовем ту часть кривой продолжительности цен, которая лежит выше переменных затрат пикового генерирующего агрегата, агрегированным ценовым пиком (часто ее называют просто «ценовым пиком»). По оценке специалистов энергообъединения PJM выручка генерирующих компаний, полученная в результате продажи электроэнергии по пиковым ценам, в 1999 г. составила 60000 долл./МВт в год, или 6,85 долл./МВт-ч, а в 2000 г. — 3,4 долл./МВт-ч (PJM 2001, стр. 13—14).

Определения Агрегированный ценовой пик

Агрегированный ценовой пик — часть кривой продолжительности цен рынка, которая лежит выше горизонтальной линии, соответствующей величине средних переменных затрат самого дорогого, но все еще окупающего инвестиционные затраты пикового генерирующего агрегата.

Выручка от продажи электроэнергии по пиковым ценам (Bspike)

Площадь сегмента ценового пика (на графике кривой продолжительности цен) представляет собой выручку от продажи электроэнергии по пиковым ценам. Это среднечасовая рента дефицитности, которую получает самый дорогой, но все еще окупающий инвестиционные затраты пиковый генерирующий агрегат в данном году. Этот доход может быть выражен в долл./МВт-ч.

Решение в условиях конкуренции

Чтобы определить, какие генерирующие мощности будут востребованы в условиях рынка совершенной конкуренции, воспользуемся Утверждением 2-2.1. На рынке, находящемся в состоянии долгосрочного конкурентного равновесия, обеспечивается точное возмещение постоянных затрат. В этом случае краткосрочная прибыль (рента дефицитности) генерирующих компаний должна в точности покрыть их постоянные затраты. Поскольку постоянные затраты в нашей модели известны (см. табл. 2-2.1), займемся расчетом краткосрочной прибыли.
Как показано на рис. 2-2.3, пересечение кривой спроса с кривой предложения может происходить в трех областях в зависимости от того, какие электростанции при данной величине нагрузки являются замыкающими (маржинальными). Из кривой продолжительности цен для рассматриваемой модели (рис. 2-2.6) следует, что если замыкающими являются базисные агрегаты, рыночная цена будет равна 18 долл./МВт-ч, а если же в этой роли выступают пиковые агрегаты, цена увеличивается до 30 долл./МВт-ч. При нехватке генерирующих мощностей, когда энергосистема не в состоянии покрыть дополнительный мегаватт нагрузки, цена на электроэнергию возрастает до установленного предельного уровня¹ 1000 долл./МВт-ч.

Рис. 2-2.6 Кривая продолжительности цен для примера с двумя различными типами электростанций

На рис. 2-2.6 ценовой пик представлен затемненной областью, находящейся выше уровня 30 долл./МВт-ч, и эта область определяет величину ренты дефицитности, получаемой генерирующими агрегатами обоих типов. Это единственная рента дефицитности, которую получают пиковые генерирующие агрегаты. Поэтому равновесное решение для них может быть получено исходя из условия равенства постоянных затрат пиковых агрегатов и дохода от ценового пика Kspike.

¹ Либо до уровня, определяемого эластичностью нагрузки, как это было принято ранее в данном примере. — Примеч. ред.

Базисные генерирующие агрегаты получают ренту дефицитности, состоящую из двух компонент: в зоне ценового пика и в зоне (на графике также затемнена), расположенной между ценовыми уровнями 18 и 30 долл./МВт-ч с продолжительностью Dpeaker (продолжительность работы пикового генерирующего агрегата). С учетом этих соображений можно определить условие равновесия для базисных генерирующих агрегатов (см. утверждение 2-2.2).

Утверждение 2-2.2 Условия долгосрочного равновесия для двух типов генерирующих агрегатов

В долгосрочном периоде пиковые и базисные генерирующие агрегаты должны покрывать свои постоянные затраты за счет краткосрочной прибыли (инфрамаржинальной ренты или ренты дефицитности). Таким образом, должны выполняться два условия равновесия:

Условие равновесия для пиковых агрегатов в рассматриваемой модели имеет вид:

где D*ps — продолжительность периода времени, в течение которого цена находится на принятом предельном уровне. Условие равновесия для базисных генерирующих агрегатов можно сформулировать в виде следующего уравнения:
Из этих двух уравнений можно найти значения оптимальной продолжительности иЭто позволит полностью определить кривую продолжительности цен, которая совместно с кривой продолжительности нагрузки даст нам возможность рассчитать равновесные величины генерирующих мощностей для двух рассматриваемых типов генерирующих агрегатов. Для рассматриваемой модели в результате расчетов получаем:=0,62%, = 50%, мощность базисных генерирующих агрегатов = 6 ГВт, мощность пиковых агрегатов = 1975 МВт. Отметим, что именно эти значения были получены выше при поиске оптимального решения в нашей модели. Следовательно, конкурентный рынок способствует вводу оптимальной величины установленной мощности для каждого типа генерирующего агрегата.

Заблуждение относительно постоянных затрат, выраженное в менее жесткой форме

Заблуждение 2-2.2 Ценообразование на основе маржинальных затрат приводит к дефициту установленной мощности.

Если производители электроэнергии будут продавать по ценам, сформированным на основе маржинальных затрат на производство электроэнергии, они смогут покрывать свои постоянные затраты лишь в условиях существенного дефицита генерирующих мощностей, имеющего негативные социально-экономические последствия.

Утверждение 2-2.3 Цены на основе маржинальных затрат стимулируют формирование оптимальной структуры генерирующих мощностей.

Краткосрочные конкурентные цены, отражающие маржинальные затраты на производство электроэнергии, обеспечивают необходимые стимулы для инвестиций в генерирующие мощности, которые в итоге приводят к вводу оптимальной величины генерирующей мощности в энергосистеме и формированию оптимальной технологической структуры этих мощностей.