Проектирование рынков - Архитектурарынка

Часть 3
Архитектура рынка
Глава 3-1 Введение
Глава 3-2 Система двойных расчетов платежей
Глава 3-3 Особенности конструкции рынка на сутки вперед
Глава 3-4 Дополнительные системные услуги
Глава 3-5 Рынок на сутки вперед в теории
Глава 3-6 Рынок реального времени в теории

Глава 3-7 Рынок на сутки вперед на практике
Глава 3-8 Рынок реального времени на практике
Глава 3-9 Новый подход к решению задачи выбора состава генерирующего оборудования
Глава 3-10 Рынок оперативных резервов

Глава 3-1
Введение
И сегодня, семнадцать лет спустя, этот вывод, в сущности, остается неизменным... у каждой отрасли промышленности есть свои особенности, и для любой из них оптимальный набор институциональных схем нельзя определить исходя лишь из одних идеологических соображений. «Центральным институциональным вопросом регулирования компаний общего пользования» остается... поиск наилучшего сочетания неизбежно несовершенного регулирования с неизбежно несовершенной конкуренцией.
Альфред Э. Кан Экономика регулирования 1995 г.

Сделки в реальном времени требуют централизованной координации, СДЕЛКИ НА НЕДЕЛЮ ВПЕРЕД НЕ НУЖДАЮТСЯ В НЕЙ.

Где-то между этими точками временного диапазона проходит черта, за которой роль системного оператора на форвардных рынках снижается. Где именно провести эту черту — главный спорный вопрос при проектировании рынков электроэнергии. С ним связан и другой спорный вопрос, который не рассматривается в части 3 книги, — с какой детализацией системный оператор должен рассчитывать локализованные (узловые или зональные) цены.
Те, кто считает, что системный оператор должен играть большую роль в одном секторе рынка, склоняются к тому, что его роль должна быть столь же велика и в других секторах. Таким образом, в спорах относительно архитектуры рынка есть определенная последовательность. Хотя формально эти споры касаются степени централизации рыночных механизмов, но по большей части лакмусовой бумажкой для этих дискуссий является вопрос о роли системного оператора. Но, возможно, и это не главное, а суть спора заключается в следующем: чем большую роль на рынке играет системный оператор, тем меньше роль предприятий—участников рынка, нацеленных на максимизацию прибыли. Одни опасаются неэффективности рынка и злоупотребления рыночной силой частными производителями, которые призваны действовать в интересах общества. Другие сомневаются в эффективности некоммерческих организаций1 и стремятся лишить системного оператора функции главного координатора рынка.
Для рынков электроэнергии необычайно остра проблема координации. Это единственный тип рынков, на которых неустойчивость может развиться катастрофически быстро — меньше, чем за одну секунду, — и охватить сотни участников, совместно использующих одну производственную инфраструктуру.  
Системный оператор — это некоммерческая организация. — Примеч. ред. Масштабы и быстрота необходимой координации не имеют аналогов. Генерирующие агрегаты, находящиеся в 2 тысячах миль друг от друга, должны быть синхронизированы с точностью до сотой доли секунды. Все это требует, чтобы рынок в некоторых отношениях жестко координировался в режиме реального времени. Исторически сложилось так, что со временем эта координация распространилась даже на те аспекты функционирования рынка, которые не связаны с повышенным риском взаимодействия участников рынка в режиме реального времени. По мере того как рыночные отношения в процессе дерегулирования проникают во все новые области, неудивительно, что сторонники рынка электроэнергии стремятся чрезмерно расширить сферу его функционирования, а традиционные структуры оперативно-диспетчерского управления пытаются сохранить за собой функции, в которых сегодня уже нет необходимости. Это столкновение интересов вызывает жаркие дискуссии, но из них трудно понять суть проблемы.
В части 2 книги мы не рассматривали проблему архитектуры рынка и сосредоточились на вопросах его структуры. Часть 3 книги посвящена альтернативным архитектурным решениям по конструкции рынка реального времени и рынка на сутки вперед, а также взаимосвязям между этими двумя рынками. Большинство вопросов проектирования рынка, так или иначе, связано с определением объема функций системного оператора.

Краткое содержание главы 3-1.

После предварительного определения понятий форвардного, фьючерсного, спотового рынков и рынка реального времени в главе рассматриваются наиболее спорные вопросы рынков двусторонних контрактов, биржевой торговли электроэнергией и деятельности электроэнергетических пулов. Рынки двусторонних контрактов обеспечивают механизм координации частных (децентрализованных) сделок между участниками; биржевая торговля электроэнергией является механизмом для публичного, централизованного определения рыночных цен; электроэнергетические пулы устанавливают цену и дополнительные компенсирующие платежи, а также управляют пуском и остановом генерирующих агрегатов. В последнем разделе этой главы рассмотрена проблема формирования локализованных цен, сложность которой позволяет более реально оценить необходимость централизованной координации работы рынков электроэнергии.

3-1.1 Спотовые рынки, форвардные рынки и правила расчетов платежей.

Форвардные рынки — это финансовые рынки, тогда как рынки реального времени представляют собой физические рынки (рынки физических или материальных поставок). Если продавец, продавший определенный объем электроэнергии на рынке на сутки вперед, не осуществил физическую поставку, то этот продавец обязан компенсировать непоставку, купив соответствующий объем электроэнергии на спотовом рынке (рынке реального времени).

3-1.2 Споры об архитектуре рынков.

Основной вопрос, вызывающий споры, касается дилеммы: какой рынок следует использовать — рынок двусторонних контрактов на сутки вперед или централизованный рынок, управляемый системным оператором. Если рынок на сутки вперед — централизованный, то, в свою очередь, возникает проблема выбора между биржей электроэнергии с единой ценой и упрощенными заявками, с одной стороны, и энергетическим пулом с многокомпонентными заявками и дополнительными компенсирующими платежами, покрывающими убытки поставщиков, — с другой стороны. Многокомпонентные заявки применяются для решения задачи выбора состава генерирующего оборудования, т. е. для того, чтобы определить, какие генерирующие агрегаты должны быть выбраны для несения нагрузки и запущены. Эта проблема, а также проблема диспетчирования (распределения нагрузки между генерирующими агрегатами) с учетом ограничений пропускной способности линий электропередачи представляют собой два технических аспекта рынка электроэнергии, которые лежат в основе споров об архитектуре рынков.

3-1.3 Локализованное ценообразование.

На всех рынках, рассматриваемых в части 3 книги, существуют различающиеся по территории цены на электроэнергию (так называемые «локализованные» цены). Теория такого локализованного ценообразования подробно представлена в части 5 книги. Основные свойства локализованных цен: 1) это конкурентные цены¹; 2) разность цен на электроэнергию по территории — это стоимость передачи; 3) наличие хотя бы одной полностью загруженной («насыщенной») линии передачи приводит к формированию разных цен на электроэнергию в каждой (расчетной) точке сети. Поскольку это конкурентные цены, то любой рынок совершенной конкуренции — централизованный или двусторонний — формирует одинаковые локализованные цены².

3-1.1 Спотовые рынки, форвардные рынки и правила расчетов платежей

Торговля электроэнергией, поставляемой в каждую конкретную минуту, начинается задолго до ее поставки и продолжается непосредственно до того момента в реальном времени, когда электроэнергия, вырабатываемая генерирующими агрегатами, начинает использоваться потребителями. Эта торговля обеспечивается последовательностью рынков, перекрывающих друг друга во времени; самыми ранними из них являются форвардные рынки, где происходит торговля нестандартными долгосрочными форвардными контрактами. На биржах также используются стандартизованные форвардные контракты, которые называются фьючерсными контрактами (или просто фьючерсами). Обычно фьючерсы рассчитаны, например, на поставку электроэнергии в течение месяца в периоды суточного максимума нагрузки и продаются заблаговременно на различные будущие периоды — до года или двух лет вперед. Большая часть неформализованной форвардной торговли прекращается примерно за сутки до момента поставки в реальном времени. После этого начинается область действия рынка на сутки вперед, который ведет системный оператор. За этим рынком может следовать рынок на час вперед, а затем рынок реального времени, причем оба эти рынка также управляются системным оператором. Все эти рынки, кроме рынка реального времени, далее мы будем классифицировать как форвардные рынки.
Все рынки, кроме рынка реального времени, являются финансовыми в том смысле, что физическая поставка электроэнергии осуществляется по усмотрению продавца, и продавец реально несет лишь обязательство финансового характера. Если электроэнергия не поставлена, продавец обязан оплатить компенсационную поставку, либо неустойку (ликвидные убытки от непоставки электроэнергии).

¹ Локализованные цены не обязательно должны рассматриваться как конкурентные Локализованные (различные по территории) цены возникают из-за ограничений пропускной способности и из-за потерь в сети и никак не связаны с тем, является ли рынок конкурентным. При использовании участниками рыночной силы цены не будут конкурентными, хотя и будут различными по территории. — Примеч. ред.

² Поскольку на этом рынке имеются ограничения пропускной способности сети электропередачи, то двусторонний рынок сам по себе не может сформировать локализованные (узловые или зональные) цены Для этого необходимо в той или иной форме участие системного оператора, который ограничивает возможности двусторонней торговли для предотвращения перегрузки сети. —  Примеч. ред

На многих форвардных рынках, включая рынки на сутки вперед, для продажи электроэнергии участникам рынка не нужно даже владеть собственными генерирующими мощностями.
Рынок же реального времени — физический, поскольку все сделки соответствуют реальным потокам электроэнергии. Хотя термин спотовый рынок часто относят и к рынку на сутки вперед, и к рынку на час вперед, мы же в данной книге будем использовать его исключительно для рынка реального времени. Потребитель, купивший электроэнергию на форвардном рынке, получит либо электроэнергию от продавца, либо финансовую компенсацию. Такая финансовая компенсация называется ликвидными убытками. Это означает, что убытки потребителей заранее оцениваются в ликвидной (денежной) форме. Поскольку при невыполнении форвардных контрактов потребителей не отключают, они в действительности получают электроэнергию и обязаны оплатить ее. Платежи за компенсационные поставки, по сути, определяют величину ликвидных убытков. В большинстве случаев продавец, не сумевший поставить электроэнергию от собственных генерирующих агрегатов, оплачивает своему потребителю компенсационные поставки электроэнергии. В любом случае обязательства поставщика с финансовой точки зрения выполняются.
Наиболее формализованные схемы приобретения компенсационных поставок электроэнергии действуют на рынках, управляемых системным оператором. Все объемы электроэнергии, которые проданы на рынке на сутки вперед, но не поставлены в реальном времени, считаются приобретенными на рынке реального времени по спотовой цене. Такая схема называется системой двойных расчетов платежей и обладает рядом полезных экономических свойств, которые рассмотрены в гл. 3-2.

3-1.2 Споры об архитектуре рынков

При обсуждении архитектуры рынков электроэнергии три основные «развилки» в выборе правильного решения при проектировании рынка вызывают наиболее ожесточенную полемику. Эти развилки обсуждаются уже давно и до сих пор остаются актуальными. Каждая из них имеет свое децентрализованное (в описании каждой развилки приводится первым) и централизованное решение (приводится вторым). Ниже приведено описание этих трех развилок:

1. Рынки двусторонних контрактов или централизованные биржи и пулы.
2. Биржи электроэнергии или энергетические пулы.
3. Зональное ценообразование или узловое ценообразование.

Поскольку разногласия по указанным развилкам зачастую рассматривались с идеологических позиций, участники дискуссий останавливали свой выбор только на одной из двух крайних возможностей в спектре имеющихся решений. На самом же деле в области архитектуры рынков электроэнергии существует много компромиссных решений и мало однозначных ответов.
В данной части книги не рассматривается третья развилка (зональное или узловое ценообразование); она приведена здесь лишь для полноты списка. В этой части было принято, что рынки электроэнергии работают в условиях локализованного ценообразования, поэтому при чтении этой части книги следует учитывать наличие узловых или аналогичных им цен. При этом сложности формирования локализованных цен уже сами по себе служат важнейшим аргументом в пользу централизованного решения при обсуждении проблемы централизации рынка. К первым же двум развилкам из вышеприведенного списка мы будем обращаться постоянно по мере обсуждения различных временных рамок и отдельных вопросов функционирования рынков электроэнергии.
Споры об архитектуре рынков электроэнергии, по сути, вызваны двумя технологически обусловленными осложняющими факторами и одним, также вытекающим из технологии упрощением, которое в свою очередь приводит к определенным трудностям. К технологически обусловленным осложняющим факторам относятся: 1) ограниченность пропускной способности линий передачи; 2) невыпуклый характер функции затрат на производство электроэнергии. Первый из этих двух осложняющих факторов в сочетании с физическими законами передачи потоков мощности приводит к разным ценам на электроэнергию в каждой точке сети, если в системе есть хотя бы одна линия электропередачи, ограничивающая торговлю. Именно это служит причиной возникновения споров по третьей развилке, а также играет важную роль для выбора решений в рамках первой развилки из нашего списка. Суть этих споров заключается в вопросе, может ли децентрализованный рынок двусторонних контрактов решить проблему оптимизации потоков мощности в сети, в которой каждая заключенная сделка влияет на величину потока по каждой линии электропередачи.
Второй осложняющий фактор — это проблема выбора состава генерирующего оборудования, которая также включает оптимизацию режима работы всех действующих на рынке генерирующих агрегатов. Этот фактор связан с тем, что пуск генерирующего агрегата сопряжен с затратами, а экономический эффект от включения (пуска) генерирующего агрегата зависит от стоимости электроэнергии, производимой множеством других генерирующих агрегатов. Одни полагают, что создание энергетического пула необходимо для того, чтобы собрать все необходимые данные и провести централизованный расчет, который покажет, окупятся ли затраты, связанные с пуском того или иного генерирующего агрегата, за счет экономического эффекта от его работы.
Другие же считают, что механизм биржи электроэнергии обеспечивает достаточную централизацию за счет определения публично доступных равновесных рыночных цен. Поставщики могут воспользоваться этими ценами, чтобы самостоятельно принимать решение о выборе состава генерирующего оборудования.
Упомянутое выше упрощение связано с физической природой потоков мощности переменного тока. Для простоты понимания рассмотрим сеть в момент, когда ограничения пропускных способностей линий электропередачи не играют роли: тогда электрическую сеть можно сравнить с бассейном с водой. Любой производитель может подавать в этот «бассейн» свою электроэнергию и любой потребитель вычерпывать ее из «бассейна». Производитель не знает, кто получает его электроэнергию, а потребитель не может сказать, от кого поступает отбираемая им электроэнергия. С физической точки зрения это неважно, однако это делает невозможной нормальную работу механизма частной (двусторонней) торговли. Если не обеспечить централизованного учета всех сделок купли-продажи электроэнергии, любой потребитель или производитель сможет безнаказанно красть электроэнергию из этого общего «бассейна».

Рынок двусторонних контрактов или централизованный рынок.

Первые две развилки из приведенного выше списка связаны с ролью системного оператора, которую некоторые участники дискуссии хотели бы минимизировать, исходя из принципиальных соображений. В гл. 3-4 рассматриваются дополнительные системные услуги, которые системный оператор должен либо обеспечивать сам, либо организовывать их предложение на соответствующих рынках. В гл. 3-6 утверждается, что, хотя рынки двусторонних контрактов достаточно эффективны для предоставления основной услуги — оптовых поставок электроэнергии, они недостаточно быстро обеспечивают две, наиболее важные с точки зрения надежности, дополнительные системные услуги: балансирование рынка реального времени и управление надежностью работы электрической сети.
В гл. 3-5 рассматривается вопрос централизации рынка на сутки вперед. При этом оказывается, что ответ на него не столь очевиден. При наличии большего времени для торговли относительно более медленный (в силу его конструкции) рынок двусторонней торговли мог бы функционировать достаточно эффективно, однако задача выбора состава генерирующего оборудования и потребность в координации, связанная с ограниченной пропускной способностью сетей, приводят к выбору в пользу централизованного рынка. Хотя все это может быть и не так важно¹, тем не менее это серьезный довод в пользу хотя бы той минимальной координации, которую обеспечивает биржа электроэнергии под управлением системного оператора.
Ключевым фактором для выбора степени централизации управления рынком электроэнергии является потребность в быстроте процессов принятия решений, необходимых для его функционирования. Рынки двусторонних контрактов работают медленнее, чем централизованные рынки. Поскольку чрезвычайно сложно одновременно решить задачу выбора состава генерирующего оборудования и учесть ограничения на пропускную способность линий электропередачи, рынок двусторонних контрактов работает недостаточно быстро. Это объясняется главным образом отсутствием на данном рынке прозрачной (публично доступной) рыночной цены. Цена координирует работу свободных рынков, а на рынке двусторонних контрактов цену выявить трудно, тогда как на централизованном рынке она определяется легко. Обеспечивая прозрачность цены, централизованная биржа электроэнергии значительно упрощает и быстрее проводит эффективные сделки. Для рынков электроэнергии это особенно важно.
Это не означает, что не нужны рынки двусторонних контрактов. Их следует развивать в виде форвардных рынков так, чтобы они существовали совместно с централизованным рынком на сутки вперед.

Биржи электроэнергии или пулы.

В вертикально интегрированных энергосистемах задача выбора состава генерирующих агрегатов всегда решалась централизованно с использованием целого набора параметров, описывающих каждый генерирующий агрегат. Неточное решение задачи выбора состава агрегатов и заблаговременный пуск неоптимального состава агрегатов на электростанциях могут привести к неэффективности и снижению надежности. В этой связи в гл. 3-7 — 3-9 обсуждается вопрос о том, стоит ли переходить от биржи электроэнергии к энергетическому пулу. В случае перехода к пулу задача выбора состава генерирующих агрегатов будет решаться так же, как в вертикально интегрированной системе, но при этом все необходимые для расчета параметры будут предоставляться самими участниками рынка, а пул уже не будет напрямую контролировать загрузку генерирующих агрегатов.
К недостаткам, которые обычно связывают с биржевой торговлей электроэнергией, относятся неэффективность и снижение надежности в результате недостаточной координации.

¹ На самом деле, когда сетевые ограничения достаточно существенны, неспособность рынка двусторонней торговли учитывать ограничения пропускной способности сетей делает невозможным использование чисто двустороннего рынка на сутки вперед. — Примеч. ред.

Недостатками, которые связывают с энергетическими пулами, являются возможность манипулирования ценами («игра на рынке»), а также искажение ценовых стимулов и неэффективность, возникающие в результате использования дополнительных компенсирующих платежей. Сложность и непрозрачность пулов также может привести к ошибкам в их конструкции, которые трудно выявить и исправить.
Ни проблема неэффективности, ни возможность игр на рынке не получили пока серьезной количественной оценки, причем значимость обеих проблем, по-видимому, преувеличивается. Любая из систем (биржа или пул) должна функционировать вполне успешно, если она хорошо спроектирована. Поскольку затраты на пуск агрегатов составляют лишь 1% розничной стоимости электроэнергии и поскольку даже самая простая биржа может вполне эффективно справляться с выбором состава генерирующих агрегатов, на наш взгляд, достаточно лишь сделать немного более гибкими ценовые заявки на биржах. Другими словами, некоторые элементы энергетического пула могут оказаться полезны, однако, как представляется, многокомпонентные заявки, используемые в пулах, создают больше проблем, чем решают. Хотя осуществляемая пулом подстраховка в вопросе выбора состава генерирующих агрегатов может помочь системному оператору управлять набором и сбросом нагрузки агрегатов, такую же возможность может обеспечить подход с большей ориентацией на рынок.

3-1.3 Локализованное ценообразование

Биржи электроэнергии или пулы

Пулы часто ассоциируются с узловыми ценами, а биржи электроэнергии, как иногда считается, требуют установления единой цены во всей зоне их действия. Практически же на биржах электроэнергии использовались зональные цены, хотя для этого нет никаких теоретических оснований. Биржа электроэнергии может обеспечить формирование узловых цен с большей легкостью, чем пулы, а те пулы, которые существовали до дерегулирования, всегда обходились без узловых цен. В части 3 книги предполагается, что выбор локализованных цен не зависит от того, каким образом осуществляется торговля электроэнергией—с использованием бирж или пулов.
В данном разделе кратко излагается проблема локализованного (узлового или зонального) ценообразования, поскольку ряд моментов, связанных с централизацией, требует хотя бы частичного понимания всей сложности использования этого механизма ценообразования. Более подробно особенности локализованного ценообразования рассматриваются в гл. 5-3—5-5.
Существование различающихся по территории цен на электроэнергию объясняется тем, что в некоторых местах производить электроэнергию дешевле, но возможности для ее транспортировки (передачи) ограничены. Когда поток по линии электропередачи достигает своего предела, говорят, что линия «насыщена», и именно благодаря эффекту ограниченности пропускной способности сети электроэнергия имеет разные цены в разных точках сети. По этой причине локализованное формирование цен на электроэнергию также называют ценообразованием с учетом пропускной способности сети.
Локализованные цены — это именно конкурентные цены, и они однозначно определены¹. Они определяются спросом и предложением и не имеют ничего общего с архитектурой рынка при условии, что это конкурентный рынок. Это означает, что на рынке двусторонних контрактов с совершенной конкуренцией электроэнергия будет продаваться по локализованным ценам, совпадающим с узловыми ценами централизованного рынка совершенной конкуренции. Безусловно, рынок двусторонних контрактов будет менее точно формировать цены, но их средние значения могут дать полный набор конкурентных узловых цен².
Поскольку существует единственный набор локализованных цен, также имеется и единственный набор цен за передачу при перегрузке сети, которые также называют ценами (или платой) за передачу электроэнергии. Повторим, что они определяются условиями конкуренции, спросом и предложением, и не зависят от архитектуры рынка, если это рынок совершенной конкуренции³.
Если в пункте X конкурентная цена на электроэнергию составляет 20 долл./МВтч, а в пункте Υ цена равна 30 долл./МВт ч, то цена передачи из пункта X в пункт Υ составляет 10 долл./МВт-ч. Цена за передачу всегда равна разности между соответствующими локализованными ценами на электроэнергию. Если бы это было не так, то экономически было бы выгодно покупать электроэнергию в одном месте и передавать ее в другое. Тогда благодаря арбитражу на рынке цены изменялись бы непрерывно до тех пор, пока они не пришли к простому соотношению, которое можно выразить следующей формулой:

¹ Цены неконкурентного рынка также могут быть локализованными, поэтому более точно следует говорить о локализованных конкурентных ценах. — Примеч. ред.

² Локализованные цены определяются не только спросом и предложением, но также и набором конкретных сетевых ограничений (а также потерями в электрической сети). Поэтому утверждения автора вызывают серьезные сомнения, поскольку при заключении двусторонних контрактов невозможно учесть влияние ограничений и потерь и сформировать локализованные цены без участия системного оператора, централизованно координирующего всю двустороннюю торговлю. —  Примеч. ред.

³ Как уже отмечалось в предыдущем примечании, не любая архитектура рынка позволяет определить локализованные цены. — Примеч. ред.

(Цена за передачу из пункта X в пункт Υ равна цене электроэнергии в пункте Υ минус ее цена в пункте X). В части 3 книги мы будем пользоваться только этим соотношением, хотя приведенные ниже дополнительные соображения позволяют взглянуть на проблему использования локализованных цен в более широком контексте.
Когда поток мощности течет из Υ в X, он полностью компенсирует передачу равной мощности из X в Υ, поэтому мощность, которую можно передать из X в Υ, увеличивается на величину потока в противоположном направлении. Таким образом, передача встречного потока мощности из Υ в X увеличивает пропускную способность линии по направлению из X в Υ. Следовательно, если цена за передачу электроэнергии из X в Υ положительна, то цена за передачу из Υ в X будет отрицательной и равной ей по величине. Это следует из приведенной выше формулы. Верно и другое следствие: стоимость передачи электроэнергии из X в Υ не зависит от выбора пути.
Такой вывод не должен вызывать удивления, поскольку, хотя в контрактах может использоваться условие «договорного пути» для передачи, повлиять на реальный выбор маршрута передачи невозможно. Локализованные цены отражают эту реальность, обеспечивая равенстводля любой промежуточной точки Ζ.
Поток мощности не только невозможно направлять по определенному пути, но, более того, он использует все возможные маршруты между двумя пунктами, причем большая его часть пойдет по самым «легким» маршрутам. Следовательно, если в сети есть хотя бы одна «насыщенная» линия, то в каждой точке этой сети будет своя цена. На самом деле использование «насыщенной» линии имеет свою цену, а эта «насыщенная» линия в той или иной мере используется в каждой сделке. При передаче электроэнергии из пункта X в 50 других точек сети будет использовано 50 различных долей пропускной способности «насыщенной» линии, поэтому всего возникнет 50 различных цен за передачу и 50 различных цен за электроэнергию (плюс цена на электроэнергию в точке X). Например, одна «насыщенная» линия в объединении PJM приводит к появлению 2000 различных локализованных цен. Централизованный рынок точно вычислит истинные разности значений цен в каждой конкретной точке сети. Рынок двусторонних контрактов выявит их более приблизительно, при этом расхождение между ценами на разных рынках возникнут, главным образом, из-за беспорядочного характера двустороннего процесса торговли.