Глава 2-10
Нерешенные проблемы надежности, ценовых пиков и инвестиций
Тот день, когда мы точно узнаем, что такое «электричество», войдет в хроники как величайшее событие, важнее которого, возможно, нет в истории человечества. Придет время, когда удобство жизни и само существование человека будут зависеть от этого удивительного явления — электричества.
Никола Тесла около 1893 г.
Низкие пиковые цены на электроэнергию и даже те цены, которые ВСЕГО НА 200% ВЫШЕ ОБЫЧНЫХ, МОГУТ СТИМУЛИРОВАТЬ ИНВЕСТИЦИИ, НО НЕ МОГУТ ОГРАНИЧИТЬ СПРОС ТЕХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ, ДЛЯ КОТОРЫХ ЦЕННОСТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ВЫСОКА.
Они также не могут обеспечить предложение электроэнергии со стороны отдельных генерирующих агрегатов с высокими маржинальными затратами и агрегатов, работающих в перегрузочном диапазоне мощности. Проблемы низких предельных уровней цен не имеют ничего общего с обеспечением достаточных инвестиций в генерирующие мощности. Они касаются только краткосрочной реакции на изменение цен потребителей с высокой ценностью электроэнергии и производителей с большими маржинальными затратами. Эти проблемы не существенны по сравнению с вопросами долгосрочной устойчивости рынка и балансовой надежности (достаточности установленной мощности), но их также необходимо решать. В этой главе рассматриваются суть этих проблем и некоторые предложения для их решения.
Краткое содержание главы 2-10.
Покупка электроэнергии, производимой с действительно высокими маржинальными затратами, должна осуществляться не на основном рынке предлагаемой к продаже электроэнергии (рынке предложения электроэнергии), а на отдельном рынке, где устанавливается свой высокий предельный уровень цен. Высвобождаемая в результате снижения нагрузки электроэнергия, большая часть которой имеет высокую маржинальную ценность для потребителей, должна приобретаться по цене, которая может превышать предельный уровень цен, установленный на основном рынке предложения электроэнергии. Относительно низкий предельный уровень цен основного рынка предложения электроэнергии следует устанавливать по всему региону рыночной торговли1 и строго его поддерживать для того, чтобы предотвратить «внерыночные» закупки электроэнергии.
2-10.1 Высокие маржинальные затраты и низкие предельные уровни цен.
Наличие нескольких небольших генерирующих агрегатов с высокими маржинальными затратами на производство электроэнергии служит оправданием для формирования на рынке высоких цен на электроэнергию. Для устранения негативных побочных эффектов высоких цен такие дорогие агрегаты должны использоваться на отдельном рынке для генерирующих мощностей, используемых только в критических ситуациях. Задача заключается в том, чтобы осуществить правильный выбор генерирующих агрегатов для этого рынка и ограничить влияние рыночной силы при установлении высокого предельного уровня цен. Адекватное решение этой задачи представляется вполне возможным.
1 Региону, в котором расположены несколько смежных взаимодействующих между собой рынков электроэнергии. — Примеч. ред.
2-10.2 Раздельное формирование цен для производителей и потребителей электроэнергии.
Если позволить ценам для потребителей подниматься выше предельного уровня цен на электроэнергию, установленного для производителей, то можно будет использовать существующий потенциал эластичности спроса и создать условия для дальнейшего увеличения этой эластичности. Для этого необходимо разработать механизмы формирования цен на стороне спроса на более высоком уровне, чем уровни цен в заявках поставщиков, а также механизмы возврата потребителям излишне собранных платежей.
2-10.3 Эластичный спрос на оперативные резервы.
Когда величина оперативных резервов близка к нулю, каждый дополнительный мегаватт резервной мощности стоит больше, чем в периоды времени, когда их величина близка к требуемому уровню. Спрос на резервные мощности должен быть представлен функцией эластичного спроса. Нахождение оптимальной формы функции спроса на резервы может оказаться довольно сложной задачей, но улучшить используемый в настоящее время подход к этой проблеме вполне возможно.
2-10.4 Психология системного оператора.
Существует мнение, что при недостатке оперативных резервов системные операторы считают невозможным для себя соблюдать установленные предельные уровни цен на электроэнергию, особенно, если это низкие предельные уровни. В этом случае низкие предельные уровни цен всегда будут нарушаться из-за внерыночных закупок электроэнергии по ценам выше установленного предельного уровня. Эта проблема в большей степени имеет регулятивный, чем экономический или психологический характер. Для ее решения необходимо жестко зафиксировать предельный уровень цен, который будет действовать в пределах всей объединенной энергосистемы, причем решение об его установлении может быть принято лишь регулирующими органами самого высокого уровня.
2-10.1 Высокие маржинальные затраты и низкие предельные уровни цен1
Иногда из-за проблем, связанных с рыночной силой или рентой дефицитности, предпочтительно установление достаточно низких предельных уровней цен на электроэнергию. Это вызывает дополнительные трудности с выбором предельных уровней, но избежать подобных трудностей не удается и при достаточно высоких предельных уровнях цен, поскольку для некоторых генерирующих агрегатов, не вписывающихся в установленные ценовые ограничения, приходится делать исключения.
Генерирующие агрегаты, для которых делаются исключения, можно разделить на три категории. 1) дорогие генерирующие агрегаты, которые не введены в эксплуатацию (например, резервные агрегаты)2; 2) дорогие генерирующие агрегаты, находящиеся в эксплуатации (например, старые низкоэффективные энергоблоки); 3) недорогие генерирующие агрегаты, работающие в перегрузочном диапазоне мощностей. Суммарная мощность всех таких генерирующих агрегатов не превышает 5% общей установленной мощности энергосистемы. Эти агрегаты обеспечивают очень малую долю общей выработки электроэнергии. Наиболее важным представляется введение исключений для мощностей базисных и полупиковых агрегатов, используемых в перегрузочном диапазоне, и эту категорию генерирующих мощностей, наверное, труднее всего вписать в систему ценовых ограничений на рынке электроэнергии. Примерно 3% общей установленной мощности генерирующих агрегатов в объединении PJM их владельцы относят к мощностям, работающим в перегрузочном диапазоне. Часть этих мощностей предоставляется для несения нагрузки при рыночной цене, превышающей переменные затраты обычных электростанций, но при этом более низкой, чем предельный уровень цен при OR-ценообразования, который обычно составляет 250—1000 долл./МВт-ч. Так как информация о работе в перегрузочном диапазоне некоторых генерирующих агрегатов их владельцами, возможно, просто не предоставляется, пока нет полного представления о возможных масштабах этой проблемы.
Необходимо отказаться от установления предельных уровней цен ниже переменных затрат новой пиковой электростанции. Если же без такого низкого предельного уровня цен невозможно обойтись, следует отказаться от планов дерегулирования рынка электроэнергии и снова вернуться к его регулированию. Другие проблемы, связанные с установлением предельных уровней цен на электроэнергию, могут быть урегулированы путем введения отдельного рынка для генерирующих мощностей, используемых только в критических ситуациях в энергосистеме.
1 Это не предельный уровень рыночных цен в том виде, в котором он применяется на других рынках, а ограничение на цену покупки электроэнергии системным оператором (см. главу 2-4).
2 Имеются в виду генерирующие мощности с высокими топливными затратами, которые могут быть достаточно быстро построены и которые могут ликвидировать имеющийся дефицит мощности — Примеч ред
Рынок для мощностей, используемых в критических ситуациях.
Только генерирующие агрегаты, допущенные на «рынок для мощностей, используемых в критических ситуациях», должны оплачиваться по потенциально высоким ценам этого рынка, на котором предельный уровень цен должен быть установлен выше, чем на основном спотовом рынке.
Задача выбора конструкции такого рынка сводится к тому, чтобы обеспечить доступ на рынок всем генерирующим агрегатам с высокими маржинальными затратами, максимально сократив на нем число агрегатов с низкими маржинальными затратами, а также ограничить рыночную силу на этом рынке. (На хорошо работающем рынке подобная ценовая дискриминация была бы проявлением монопсонии, однако, как было сказано в предыдущих главах, такие ценовые ограничения используются намеренно, чтобы обеспечить покрытие постоянных затрат на производство электроэнергии при оптимальной величине установленной мощности).
Правила допуска генерирующих агрегатов.
Производители электроэнергии должны сами решать, участвовать ли им в рынке для мощностей, используемых в критических ситуациях. При этом они должны выполнить ряд ограничений, в число которых могут входить любые из следующих: ограничения доли рынка, которую может контролировать одна компания, ограничения частоты входа на рынок и выхода из него (чтобы производители электроэнергии не ограничивали свое участие в этом рынке лишь периодами времени, когда ожидается жаркая погода); ограничения на максимальный процент мощности обычных генерирующих агрегатов, который может классифицироваться как перегрузочный диапазон и допускаться на этот рынок.
Последнее ограничение является, возможно, самым важным. Мощность, используемую только в критических ситуациях, можно определить как величину, превышающую максимальную мощность, с которой в течение последнего года работал данный генерирующий агрегат, когда цена основного рынка электроэнергии была ниже установленного для этого рынка предельного уровня цен. Эта величина может быть скорректирована с учетом температуры окружающей среды или других факторов.
Ограничения на величину ценовых заявок.
Предельные уровни цен на рынке для мощностей, используемых в критических ситуациях, должны быть установлены на уровне не выше VLL и таким образом, чтобы найти наилучший компромисс между риском использования рыночной силы и стимулированием необходимого объема поставок электроэнергии на рынок. Подача заявок на более длительные сроки должна уменьшить возможности для использования рыночной силы. Если рыночная сила не представляет большой проблемы, можно отказаться от ценовых заявок и предоставить системному оператору право самостоятельно устанавливать цены, ориентируясь на реакцию со стороны производителей электроэнергии, подобную реакции потребителей на высокие цены1.
Масштабы и последствия проявления рыночной силы.
Любую предлагаемую конструкцию рынка необходимо анализировать с точки зрения возможности проявления рыночной силы, поскольку на рынке для мощностей, используемых в критических ситуациях, велика вероятность использования рыночной силы. При этом необходимо помнить, что в ситуации вынужденного сброса нагрузки получать электроэнергию по завышенной цене (которая все же ниже величины V ) все-таки лучше, чем не получать ее вообще.
Оценка.
Разработка работоспособной конструкции рынка для мощностей, используемых в критических ситуациях, не представляет больших трудностей. В качестве низкого, но вполне приемлемого предельного уровня цен на основном рынке электроэнергии рассмотрим уровень 250 долл./МВт-ч, действующий на рынке энергообъединения PJM. Суммарная установленная мощность генерирующих агрегатов, имеющих маржинальные затраты выше этого предельного уровня, очень мала и составляет, по-видимому, существенно меньше 5% полной установленной генерирующей мощности на этом рынке. Большую часть этих генерирующих мощностей можно включить в рынок для мощностей, используемых в критических ситуациях, или, в крайнем случае, сделать так, чтобы эти мощности оказались доступными в момент, когда цена на этом рынке достигает предельного значения, установленного на весьма высоком уровне, например, 10000 долл./МВт-ч. Хотя на таком рынке вероятность использования рыночной силы может быть весьма большой, но пока системный оператор предлагает платить за электроэнергию по ценам не выше ее ценности для потребителей (величины их ущерба от отключения нагрузки), потребители больше выигрывают, чем проигрывают от существования этого рынка.
1 Речь идет о реакции потребителей на изменение цен на рынке электроэнергии реального времени. — Примеч. ред.
Пусть некоторый поставщик может предложить на рынке 500 МВт мощности с маржинальными затратами на производство электроэнергии 25 долл./МВт-ч, дополнительные 5 МВт с маржинальными затратами вплоть до 250 долл./МВт-ч и еще 5 МВт с маржинальными затратами вплоть до 2000 долл./МВт-ч.
Анализ статистических данных по участию этого поставщика в рынке показал, что по цене 250 долл./МВт-ч или ниже от данного генерирующего агрегата можно получить 505 МВт мощности, и поэтому только оставшаяся мощность свыше 505 МВт допускается на рынок для мощностей, используемых в критических.
Нерешенные проблемы надежности, ценовых пиков и инвестиций ситуациях.
Предположим, что другой поставщик использовал рыночную силу и сумел поднять цену на рынке до 3000 долл./МВт-ч. Первый поставщик с выгодой для себя воспользуется эффектом рыночной силы (которую применил не он сам), но выигрыш могут получить и потребители, если в период вынужденного сброса нагрузки дополнительные 5 МВт мощности из перегрузочного диапазона мощностей будут использованы на рынке, когда ценность электроэнергии для покупателя составляет, например, 15 000 долл./МВт-ч. Если бы рынка для мощностей, используемых в критических ситуациях, не существовало, эта дополнительная мощность была бы изъята с рынка, что только увеличило бы отрицательное воздействие на рынок уже используемой рыночной силы1 2.
Таким образом, рынок для мощностей, используемых в критических ситуациях, позволяет системному оператору использовать высокие ценовые пики, избегая при этом значительных побочных эффектов, неизбежно возникающих в случае появления высоких ценовых пиков в масштабах всего спотового рынка электроэнергии. Хотя потенциальная возможность повышения эффективности рынка в данном случае очевидна, размер выигрыша определить трудно. Поскольку дополнительная мощность, используемая только в критических ситуациях, нужна лишь несколько часов в году и составляет несколько процентов от полной установленной мощности, этот выигрыш невелик. Несмотря на значительную ценность этой дополнительно вырабатываемой электроэнергии, затраты на ее производство также будут весьма велики. Необходима количественная оценка потенциального выигрыша в эффективности.
2-10.2 Раздельное формирование цен для производителей и потребителей электроэнергии
Низкие ценовые пики могут обеспечить любой необходимый уровень инвестиций, но они не позволяют использовать высокозатратные генерирующие агрегаты, а также стимулировать снижение нагрузки потребителями, для которых недополученная электроэнергия имеет высокую ценность. Рынок для мощностей, используемых в критических ситуациях, позволяет решить первую из этих задач, относящуюся к стороне предложения, но высокие (пиковые) цены также могли бы быть полезными и для решения второй задачи, обеспечивающей повышение эффективности потребления электроэнергии3.
1 Эта дополнительная мощность не может оказать никакого воздействия (положительного или отрицательного) на основной рынок электроэнергии, поскольку, как указано выше, на нем установлен предельный уровень цен, превышающий маржинальные затраты этой генерирующей мощности. Тем не менее, поскольку без такого дополнительного рынка в критических ситуациях происходил бы сброс нагрузки, то даже при проявлениях на нем рыночной силы покупатели все равно остаются в выигрыше, т. к. вместо отключения нагрузки они дополнительно получают электроэнергию по цене, меньшей V. В то же время, эти высокие цены не используются для покупки основного объема электроэнергии, продаваемой на спотовом рынке. — Примеч ред.
2 На рынке для мощностей, используемых в критических ситуациях, оплата по повышенным ценам производится только для поставщиков. Для высокие цены остаются неизвестными, поскольку стоимость электроэнергии, купленной у поставщиков на этом рынке, распределяется на всех покупателей и оплачивается ими как надбавка к цене всей электроэнергии на основном (спотовом) рынке электроэнергии. — Примеч. ред
3 Кривая спроса на оперативные резервы должна быть представлена в виде явно выраженной убывающей функции, определенной для диапазона мощностей, равного примерно 15% от суммарной нагрузки. Во-первых, такая кривая спроса позволяет получить выигрыш за счет увеличения эластичности спроса и уменьшения рыночной силы. Во-вторых, такой подход позволяет устанавливать цену в те периоды времени, когда цена на электроэнергию
Один из вариантов решения второй задачи — во время ценовых пиков устанавливать цены для потребителей на более высоком уровне, чем для поставщиков электроэнергии. Для этого потребуется специальный балансирующий счет, который должен на больших интервалах времени обеспечить соответствие денежного потока, получаемого от потребителей, потоку денежных средств, выплачиваемых поставщикам электроэнергии.
Основная часть потребителей, как и основная часть поставщиков электроэнергии, будет защищена долгосрочными контрактами, но некоторым из них придется покупать и продавать электроэнергию по ценам спотового рынка. В число таких потребителей электроэнергии будут входить те, кто может снизить свои затраты на покупку электроэнергии, покупая ее по ценам спотового рынка и подстраивая свое потребление под эти цены (получая таким образом преимущества покупки более дешевой электроэнергии во внепиковые часы). В условиях волатильного спотового рынка1 для энергоснабжающих компаний может оказаться целесообразным стимулировать реакцию на изменение цен со стороны своих потребителей. С этой целью энергоснабжающие компании могли бы предложить своим потребителям такие системы ценообразования, которые страхуют потребителей от ценовых рисков и в то же время позволяют им сэкономить деньги, реагируя на цены реального времени. При такой системе ценообразования потребитель, покрытие графика нагрузки которого требует затрат не выше, чем покрытие усредненного графика нагрузки, будет платить за электроэнергию не больше, чем полностью защищенные от ценовых рисков потребители. Таким образом, более волатильный спотовый рынок для потребителей электроэнергии может обеспечить стимулы для более сильной реакции спроса на цены уже в настоящее время и улучшить эластичность спроса в долгосрочной перспективе.
При использовании более высоких цен на электроэнергию для потребителей, чем для поставщиков, потребители будут платить больше, чем необходимо для оплаты поставок электроэнергии ее производителям, и системный оператор будет получать прибыль. Эта ситуация ничем, кроме знака (плюс вместо минуса), не отличается от обычной практики функционирования системного оператора, когда он сталкивается с убытками. Для покрытия этих убытков с потребителей взимают дополнительную плату, помимо оплаты стоимости электроэнергии, так же как это, например, происходит при получении платы для покрытия постоянных затрат сети электропередачи. Такая дополнительная плата, как правило, взимается в виде надбавки (uplift) для всех потребителей, начисляемой на каждый мегаватт-час полученной электроэнергии. Точно так же можно было бы осуществлять возврат избыточных платежей. На самом деле избыточные платежи в большинстве случаев будут компенсировать упомянутую надбавку и таким образом можно избежать определенных проблем, возникающих в связи с налогообложением.
Основные нерешенные проблемы, связанные с предложением по раздельному формированию цен для поставщиков и потребителей электроэнергии, лежат в плоскости политики регулирования. Вместе с тем требуется более тщательное изучение ряда технических проблем, таких как, например, механизм расчета надбавки к цене электроэнергии и правила формирования цены на стороне спроса в том случае, когда ценовые заявки потребителей не используются. Эта проблема рассматривается в следующем разделе.
2-10.3 Эластичный спрос на оперативные резервы
В настоящее время формирование цен на оперативные резервы осуществляется как выбор из двух возможностей. Если резервов не хватает (величина оперативных резервов ORменьше, чем установленное требование к величине оперативных резервов ORR), цена рынка устанавливается по предельному уровню цен, по крайней мере, в теории. Если же OR > ORRцена на дополнительные оперативные резервы равна нулю. Использование данного правила на конкурентном рынке, например, таком как рынок энергообъединения PJM, приводит к тому, что цена на электроэнергию не превышает 150 долл., когда на рынке имеется один дополнительный мегаватт оперативных резервов, и равна 1000 долл., когда на рынке не хватает одного мегаватта оперативных резервов. (Существуют свидетельства того, что на ряде рынков системные операторы понимают бессмысленность такого механизма ценообразования и вводят в него определенный элемент ценовой эластичности для резервов, руководствуясь соображениями целесообразности в каждом конкретном случае.)
В инженерной среде распространены заблуждения о том, что риск сброса нагрузки резко возрастает, когда уровень резервов падает ниже величины мощности, которая может быть потеряна в результате единичной, самой крупной аварии (single-contingency rule — правило единичной аварийной ситуации). Это не подтверждается соответствующими вероятностными расчетами и выглядит неправдоподобным, если принять во внимание реальные смягчающие факторы. Во-первых, если энергосистеме не хватает 10% 10-минутного вращающегося резерва, система просто может «рассчитывать» на получение мощности по межсистемной связи в течение 11, а не 10 мин. Разумеется, использование этой возможности зависит от конкретных характеристик вращающегося резерва в энергообъединении. Во-вторых, имеется возможность понижения напряжения, и получаемый при этом эффект также трудно оценить. Величина вращающегося резерва может заметно отличаться от номинального значения (как и невращающегося резерва). Можно назвать также ряд других факторов. Совместное действие этих факторов приводит к тому, что вероятность отключения нагрузки не изменяется резко при изменении величины оперативного резерва на 1 МВт.
В результате ценность оперативного резерва изменяется плавно, и этот факт должен учитываться системными операторами при разработке механизмов оплаты оперативных резервов. Если установлено требование к величине оперативного резерва 4 ГВт, а его маржинальная ценность достигает 1000 долл./МВт-ч, когда системным оператором закуплено только 3,9 ГВт, то, даже если наличный оперативный резерв составит 5 ГВт, его маржинальная ценность будет, вероятно, равна не менее 500 долл./МВт-ч. Если же имеется только 1 ГВт оперативного резерва, его маржинальная ценность будет намного больше 1000 долл./МВт-ч.
Утверждение 2-10.1 Цена оперативных резервов должна возрастать, когда резервов не хватает
Точка зрения, согласно которой каждый дополнительный МВт мощности оперативных резервов может иметь любую цену, когда этих резервов не хватает, и не иметь вообще никакой ценности, когда их больше, чем нужно в соответствии с установленным требованием к величине оперативных резервов, не отвечает рыночным принципам. Как и любая другая кривая спроса, кривая спроса на резервы должна иметь вид убывающей функции.
для стороны предложения на спотовом рынке достигает установленного предельного уровня цен. Это значительно упрощает формирование отдельных цен на электроэнергию для потребителей и для поставщиков электроэнергии.
Нерешенной проблемой здесь является определение самой функции эластичного спроса на оперативные резервы. Установление цен на резервы требует совместного использования инженерного и экономического подходов. Ценность оперативных резервов можно было бы определять с учетом влияния, которое оказывает прирост величины резерва на 1 МВт на ожидаемую величину отключения нагрузки. Однако, если допущение 2-3.1, на котором построена упрощенная модель надежности, является правильным, может оказаться, что данный подход к ценообразованию не имеет смысла. Возможно, целесообразнее определять цену на оперативные резервы с помощью метода, который в явном виде учитывает реакцию спроса на рыночные цены, устанавливаемые в соответствии с величиной резервов, или по уменьшению эффектов проявления рыночной силы в результате введения эластичного спроса на оперативные резервы.
2-10.4 Психология системного оператора
Один из аргументов против использования предельных уровней цен (особенно низких предельных уровней) заключается в том, что для системных операторов психологически трудно придерживаться этих уровней цен. Системные операторы привыкли делать все возможное для поддержания надежной работы энергосистемы. Когда резервы опускаются до низкого уровня, системные операторы могут не устоять против искушения закупать электроэнергию вне рынка по более высоким ценам, чем установленный предельный уровень. Об этом свидетельствуют часто приводимые данные по «внерыночным» сделкам, которые совершают независимые системные операторы в Калифорнии и на рынке PJM.
Хотя эта точка зрения отчасти верна, закупки электроэнергии вне рынка имеют другое объяснение. Во-первых, эти закупки на самом деле были необходимы, и они оказались успешными. Они были необходимы потому, что не было установлено единого предельного уровня цен на электроэнергию, действующего во всем регионе рыночной торговли, и независимые системные операторы были вынужденными участниками того типа конкуренции между энергосистемами, который был описан в главе 2-9. В результате такой конкуренции энергосистема, которая имеет более низкий предельный уровень цен, снижает надежность своей работы. Надежность ее работы можно повысить с помощью «внерыночных» сделок, которые фактически поднимают низкий предельный уровень цен. Во-вторых, правила функционирования независимых системных операторов явно допускали такие нарушения установленного предельного уровня цен: не воспользоваться этой возможностью означало бы навлечь на себя административные взыскания, если в системе произойдут веерные отключения.
Следовательно, необходимо жестко зафиксировать предельный уровень цен по всему региону, и лучшим решением было бы его введение регулирующими органами самого высокого уровня. Всем системным операторам должно быть запрещено использование «внерыночных» сделок, что, однако, не исключает существования отдельного рынка для мощностей, используемых в критических ситуациях, с ограниченным допуском участников на этот рынок.
Предположим, что такой общий предельный уровень цен был введен. Рассмотрим эту ситуацию с точки зрения системного оператора. Предположим также, что резервов не хватает, и рыночная цена равна предельному уровню цен на электроэнергию. Также допустим, что предельный уровень цен установлен выше маржинальных затрат любой электростанции, а генерирующие агрегаты, используемые только в критических ситуациях, были выведены на специальный рынок для этих мощностей. Если поставщики уверены, что предельный уровень цен будет соблюдаться, то ни один из них не будет заниматься изъятием генерирующих мощностей с рынка, потому что это приведет только к уменьшению его прибыли.
Предположим, что один из поставщиков попытался нарушить предельный уровень цен, обратившись к системному оператору частным образом с предложением поставить на рынок дополнительно 100 МВт мощности по цене на 100 долл./МВт-ч больше, чем предельный уровень цен. Для системного оператора, которому нужна дополнительная мощность, такое предложение заманчиво, ведь без этой дополнительной мощности ему, вероятно, придется даже пойти на отключение нагрузки. Несомненно, эта мощность стоит той цены, которую за нее просят и которая намного ниже удельного ущерба от отключения нагрузки. Как следует поступить системному оператору? Психологически это может оказаться трудным решением, но логически оно довольно простое.
Принимая данное предложение, системный оператор создаст ситуацию, при которой поставщик придет к нему и в следующий раз, изымая с рынка все большую мощность и запрашивая все более высокую цену. Более того, и другие поставщики очень скоро научатся играть в такую же «игру». Уступив в данном случае, системный оператор поощряет изъятие с рынка все большей величины мощности и подъем цен на электроэнергию. Если системный оператор будет продолжать принимать такие предложения, то, в конце концов, цена поставщиков поднимется до недопустимо высокого уровня. В ряде случаев переговоры закончатся тем, что высокая запрашиваемая цена будет уплачена, в других же случаях переговоры зайдут в тупик, и поставщики будут изымать с рынка мощность, чтобы доказать реальность своих угроз. В итоге пострадает надежность энергоснабжения. Наверняка, системные операторы поймут эту опасность и будут держаться твердо, особенно с учетом того, что нарушение предельного уровня цен сделает их уязвимыми к обвинениям в халатном исполнении своих обязанностей.
Если системные операторы будут твердо придерживаться установленных правил, у них будут неплохие перспективы, чтобы вскоре освободиться от этих неприятных ситуаций. Отказ системного оператора платить выше установленной предельной цены ставит поставщика в очень трудное положение. Во-первых, изъятие мощности с рынка при цене, уже достигшей установленного предельного уровня, уменьшает прибыль поставщика. Во-вторых, пытаясь использовать рыночную силу, поставщик, изымая мощность, нарушает Федеральный закон США об электроэнергии (Federal Power Act). Если поставщик действительно изымает мощность, то это происходит в критической ситуации и может привести к отключениям нагрузки в масштабах всей энергосистемы. Более того, единственным мотивом для изъятия мощности с рынка в условиях, когда системный оператор отвергает предложение поставщика, является желание создать в системе дефицит электроэнергии. Такие действия поставщика нельзя объяснить естественным стремлением максимизировать прибыль, как это бывает при проявлении рыночной силы, поскольку поставщик на самом деле уменьшает свою прибыль.
С учетом этих соображений, вероятно, разумно ожидать, что системные операторы избавятся от своей «склонности» к нарушению предельных уровней цен. Им следует лишь проявить дальновидность и понять, что поддержание предельных уровней цен позволит в не столь отдаленном будущем увеличить надежность, сохранить контроль над затратами и предотвратить возникновение еще более сложных проблем.
Таким образом, проблема, которую еще предстоит решить, заключается в том, как обеспечить установление жестко зафиксированного регионального предельного уровня цен.
Это не экономическая проблема, а скорее проблема политики регулирования Она осложняется еще тем, что регион, для которого следует устанавливать такой предельный уровень цен, охватывает территорию всего электроэнергетического объединения Пока эта проблема не решена, системные операторы будут продолжать тайно осуществлять необходимые внерыночные закупки электроэнергии для того, чтобы защитить свою энергосистему от более высоких предельных уровней цен и тайных покупок со стороны других конкурирующих рынков электроэнергии1.
1 PJM публично не открывает информацию по ценам «внерыночных» сделок
