Оптовый рынок Модель 3
МОДЕЛЬ 3 - КОНКУРЕНЦИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ
Модель 3 предполагает дальнейшее разделение вертикально интегрированных компаний с выделением транспортной составляющей. Магистральные сети – как технологическая основа рынка. Выделение – как основа доступа. У нас это было – МЭС ( межсистемные электрические сети)
Модель 3 перемещает закупочное агентство с высоковольтного уровня на низковольтный, однако, она более не является моделью "единого покупателя". Поскольку Модель 3 предусматривает открытый доступ к линиям электропередач, она обеспечивает альтернативных покупателей для НПЭ. Таким образом, покупатель не обязан брать на себя рыночный риск, и форма контракта на электроэнергию сможет измениться с формы контракта, предусмотренного Моделью 2, на контракт, который просто защищает от ценового риска. Финансовые контракты.
Имеет место привлекательная идея существования простых договоров на поставку – контрагенты просто договариваются между собой об объемах, сроках и ценах. Роль диспетчера - ? Нужен ли? только для аварийных ситуаций?
Основные характеристики • • Наличие диспетчера, который должен быть независим от торговцев. Работа "оператора системы" заключается в обеспечении стабильности частоты и напряжения в системе электропередач. Для этого оператору требуется доступ к линиям электропередач, системам регулирования напряжения и резервной мощности. Существование наличного(спотового) рынок, или биржи электричества, куда покупатели и продавцы электроэнергии подают предложения, определяющие цену на электроэнергию (через каждый час или полчаса). Наличие цен на передачу электроэнергии , которые отражают предельные затраты на передачу и позволяют определять приоритетность и управлять загруженными элементами сети экономичным и рациональным образом. Как вариант – узловые цены ( учет ограничений и потерь при передаче) Наличие форвардного рынок, на котором стороны могут осуществлять двусторонние контакты друг с другом. (Этот рынок возникнет естественным путем, если ему не будет препятствовать непродуманное регулирование или регламенты. )
Основные характеристики И наконец, что часто выпускается из виду, требование существования свободы входа и выхода с рынка, т. е. свобода открывать и закрывать электростанции в ответ на воздействие рыночных сил. Рынку должна быть предоставлена свобода обеспечивать необходимые ресурсы. Это может потребовать внесения изменений в законодательство и традиции. Существуют сильные ограничения на выход
Торговый механизм, представляет собой форму наличного рынка или биржи электричества, которую определяется как "пул с возмещением полных затрат". Первоначальная идея. Объединение с возмещением полных затрат называется так потому, что все затраты производителей могут, по крайней мере теоретически, быть возмещены по ценам наличного рынка единой системы энергоснабжения (пула). Затраты производителей включают "затраты на мощность", и рыночная цена может подниматься до довольно высокого уровня, подавая сигнал о потребности в новых мощностях.
• Торговля только электроэнергией – • Не предусматривается отдельная оплата мощности
Рынок на сутки вперёд Конкурентный отбор заявок ЦЕНА Объем РСВ Заявки покупателей Равновесная цена Заявки поставщиков Не востребованное дорогое предложение Спрос, Непокрытый неудовлетвоспрос при ренный из-за заявленной низкой цене заявленной цены ЭЛ. ЭНЕРГИЯ
Конкурентный отбор заявок поставщиков ЦЕНА цена Не востребованное дороге предложение Заявки поставщиков ЭЛ. ЭНЕРГИЯ
Необходимо, чтобы цены в пулах с возмещением полных затрат могли свободно колебаться до уровня рыночных цен. Это условие обеспечивает строительство, наличие и эксплуатацию достаточных мощностей для производства электричества в определенный момент времени. В качестве нормальной реакции на возможность повышения (или падения) цен – использование долгосрочных контрактов. Торговцы рассчитываются за несоответствия, возникающие между этими контрактами, и фактическими потоками электричества по рыночным ценам. Таким образом рынок торговли электричеством состоит из рынка наличного электричества, организованного оператором рынка, и двусторонних контрактов.
Из стофа 1 -8 Рынки, составляющие рынок электроэнергии, включают оптовый спотовый рынок, оптовые форвардные рынки и рынки дополнительных системных услуг.
Прямые двусторонние отношения должны играть ключевую роль на конкурентном оптовом рынке электроэнергии. Двусторонние договоры имеют ряд преимуществ по сравнению с централизованным спотрынком, и, в частности, они дают сторонам возможность: • долгосрочного планирования производственной деятельности; • защиты от рисков колебаний рыночной цены; • учета индивидуальных особенностей производителя (поставщика) и потребителя электроэнергии. В мировой практике известны два типа прямых двусторонних договоров: физические и финансовые. Проблемы – учет сетевых ограничений – либо двухсторонний контракт превращается в финансовый договор с необходимость расчетов по цене спотового рынка.
Физические договоры. Двусторонний договор представляет собой юридически оформленное обязательство продавца и покупателя осуществить и принять поставку электроэнергии (мощности) в определенных объеме, точке поставки и периоде по согласованной (фиксированной) цене. При этом контрактные поставки электроэнергии могут покрывать выборочные часы суток (только пиковые), дни недели (только рабочие), а сроки действия контракта изменяются в широких пределах: от недель и месяцев до десятков лет, вплоть до окончания проектного периода эксплуатации новых генерирующих мощностей.
Различают прямые физические договоры с немедленной поставкой наличной энергии, а также форвардные контракты, которые заключаются на поставку товара, запланированного к производству в будущем. Таким образом, для форвардных контрактов характерен определенный период упреждения между датой заключения договора и датой начала поставки электроэнергии. Этот период может достигать по продолжительности сроков ввода новых электростанций; форвардные контракты, как правило, являются долгосрочными (в ряде зарубежных стран - до 30 лет). Опять проблемы учета сетевых ограничений и потерь. Особенно для сложных сетей. Для прямых сетей – проблем нет
Указанные особенности форвардных контрактов и, в частности, фиксация цены заблаговременно, до начала физической поставки товара делают этот вид прямого договора инструментом хеджирования ценовых рисков, существующих на централизованных спотовых рынках. Все параметры двустороннего договора являются исключительно результатом согласительных процедур, осуществляемых контрагентами
Однако прямые физические контракты классического типа (и форвардные здесь не исключение), несмотря на интуитивную привлекательность для участников рынка, имеют и недостатки. Например, далеко не всегда физическое исполнение обязательства произвести и потребить заранее определенное количество электроэнергии возможно на протяжении всего срока договора. Также заключению и исполнению отдельных прямых физических договоров могут препятствовать имеющиеся или возникающие ограничения пропускной способности соответствующих электрических сетей.
• Но эти и другие недостатки можно в значительной степени устранить, если модифицировать механизм договорных отношений, включив в него обязательное участие сторон в рынке «на сутки вперед» с автоматическим формированием для участников ценопринимающих заявок на объем договора и указанием почасовых договорных объемов электроэнергии.
Если на рынке «на сутки вперед» покупатель и продавец соответственно купили и продали количество электроэнергии, равное их договорному объему, то они не производят никаких дополнительных расчетов с рынком. Если же имеет место отклонение от договорного количества, то оно будет оплачиваться по равновесной цене спотрынка.
Пример Промышленное предприятие «А» заключило договор с генерирующей компанией «В» о том, что «А» БУДЕТ получать 100 МВт-ч электроэнергии в час N дня X по цене 400 руб. за 1 МВт-ч. Фактически в этот час «А» по потребило (купило по результатам аукциона на спотовом рынке 80 МВт-ч электроэнергии, а «В» выработала ( продала на том же аукционе) 70 МВт-ч по равновесной цене 350 руб. за 1 МВт-ч. .
В результате - «В» получит непосредственно от «А» по договору: 100*400 = 40 000 руб. На рынке «В» продала 70 МВт-ч вместо 100 МВт-ч, которые она должна была поставить по договору. Это означает, что она «купила» на рынке недостающее количество электроэнергии (100 -70 = 30), за которое «В» должна заплатить сумму в размере: 30*350 = 10 500 руб. ; - «А» заплатит непосредственно «В» по договору: 100*400 = 40 000 руб. На рынке «А» купило 80 МВтч вместо 100 МВт-ч, которые оно должно было получить по договору. Это означает, что оно «продало» на рынке избыточное по сравнению с договорным количество электроэнергии (100 -80 = 20), за которое должно было получить сумму в размере: 20*350 = 7000 руб.
• Таким образом, в результате расчетов платежей, производимых АТС, «В» должна заплатить рынку 10 500 руб. , а «А» должно получить от рынка 7000 руб. Рынок останется с суммой 3500 руб. (10 500 -7000), которые пойдут на оплату производителям тех 10 МВт-ч (80 -70), на которые потребление «А» превысило производство «В» по рыночной равновесной цене в 350 руб. /(МВт-ч). • Следует отметить, что расчеты между «А» и «В» в размере 40 000 руб. производятся в соответствии с условиями прямого договора и не проходят через рынок.
Такая схема расчетов носит название двойное урегулирование
Финансовые договоры. Предметом двустороннего финансового контракта является установление цены на фиксированный объем энергии. Если рыночная цена превзойдет контрактную, то продавец вернет покупателю эту разницу. Когда рыночная цена будет ниже контрактной, покупатель выплатит разницу продавцу. Таким образом, между собой стороны рассчитываются только за отклонение равновесной цены от договорной.
Непосредственно за товар каждый из участников расплачивается с рынком по равновесной цене спотрынка с учетом фактического объема поставки электроэнергии (как если бы прямого контракта не было). В результате погашаются нежелательные колебания рыночной цены, причем в интересах обоих участников договора.
Пример. Предприятие «А» и генерирующая компания «В» заключили финансовый контракт, в соответствии с которым на конкретный час определенных суток устанавливается цена 400 руб. /(МВт-ч) на фиксированный объем электроэнергии 100 МВт-ч. Фактическое потребление «А» в этот час составило 80 МВт -ч, а генерация «В» -70 МВт-ч. Равновесная цена спотрынка - 350 руб. /(МВтч).
В результате - «А» заплатит рынку: 80*350 = 28 000 руб. Рынок заплатит «В» : 70*350 = 24 500 руб. ; - «А» в соответствии с контрактом должно заплатить «В» : 100 (400 -350) = 5000 руб. (так как рыночная цена ниже контрактной). Таким образом, «В» всего получит 29 500 руб. (24 500+5000), а «А» заплатит 33 000 руб. (28 000+5000). При этом сумма 5000 руб. не проходит через расчетный центр рынка.
Пример. При тех же исходных данных рыночная цена составила 450 руб. / (МВт-ч). Тогда «А» заплатит рынку: 80*450 = 36 000 руб. , а рынок заплатит «В» 70*450 = 31 500 руб. Поскольку равновесная цена выше договорной, то «В» заплатит «А» разницу: 100(450 -400) = 5000 руб. Таким образом, «В» всего получит 26 500 руб. (31 500 -5000), а «А» заплатит 31 000 руб. (36 000 -5000).
Приведенные примеры показывают, что благодаря финансовому контракту цена электроэнергии для каждого участника договора колеблется слабее, чем для остальных субъектов рынка. В частности, в первом примере при понижении рыночной цены до 350 руб. /(МВт-ч) генерирующая компания получила цену 368, 75 руб. /(МВт-ч) (29 500/80). Или (29 500/70) = 421, 5 (при таких условиях лучше не вырабатывать, покупать – правда вопрос – где брать дешевую оператором рынка- балансирующий рынок) Во втором при повышении рыночной цены до 450 руб. / (МВт-ч) предприятие-потребитель оплачивало энергию по цене 387, 5 руб. /(МВт-ч) (31 000/80).
Структура отрасли Для осуществления торговли на оптовом рынке необходима реализация трех функций, а именно функции: 1. диспетчера – кто ведет режим, 2. поставщика линий электропередач и 3. оператора рынка –кто проводит расчеты
Диспетчер обязан поддерживать стабильность линий электропередач и действовать в качестве контролера трафика. Чтобы избежать потенциальных проблем, возникающих в результате операций в собственных интересах, в лучшем случае диспетчер должен быть независим от покупателей и продавцов электричества.
Поставщик линий электропередачи Существует мнение о возможности использования компании, действующей в качестве поставщика линий передач, также для выполнения функции диспетчера и оператора рынка. Однако в некоторых случаях интеграция этих функций создает почву для операций в собственных интересах – вместо строительства станций – будем строить линии. Напомним, что станции конкурируют с линиями передачи. В случае использования узловых цен , которые устанавливает диспетчер, Сетевая компания может получить дополнительный доход. Целесообразна отдельная компания
Оператор рынка Возможен один вариант, предполагающий объединении функций ОР и диспетчера в едином органе, поскольку между ними не существует очевидных конфликтов Однако, это не всегда самое желательное сочетание. Часто считается, что эти две функции хорошо сочетаются друг с другом благодаря общности информации, используемой диспетчерской и расчетной службами системы. Однако, навыки, необходимые для диспетчеризации системы электропередач значительно отличаются от навыков, необходимых для расчета по большому количеству сделок. Последние навыки распространены в таких сферах, как банковское дело и торговля. В результате, преимущества назначения отдельного ОР могут оправдать затраты на разделение этих функций.
Производство и розничная продажа электричества Роль дистрибьютора, покупателя электроэнергии в Модели 3, связана с розничной продажей и может конфликтовать с правом собственности на производство электричества. Этот конфликт возникает по причине потенциальных операций в собственных интересах. Дистрибьютор, являющийся филиалом производителя, может предпочитать покупать у филиала, даже если его цена выше цены электричества из других источников на рынке. Тот факт, что дистрибьютор имеет монополию на конечного клиента в Модели 3, означает, что излишние затраты могут быть взысканы с потребителей (в соответствии, конечно же, с требованиями регулирования). Таким образом целесообразно выполнение этих функций в самостоятельными компаниями.
У нас почему то существует фактическое объединение этих функций. Покупка генерирующими компаниями сбытовых компаний. Что ограничивает отрицательные последствия этого факта? Есть ли они?
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ В Модели 3 выбор средств производства электричества, как с точки зрения качества, так и в отношении типа топлива, предоставляется рынку. Производитель будет строить электростанцию, если предполагается, что рыночная цена покроет затраты на строительство и эксплуатацию, как это происходит на любом другом рынке.
Эффективность производства Производитель с низкими затратами может продать электричество на месте и на практике продает свое электричество производителю с более высокими затратами для того, чтобы последний мог выполнить свои контракты. Производитель с высокими затратами может даже принять решение о закрытии своей электростанции и выполнять свои обязательства через рынок наличного электричества. Это является мощным средством в достижении эффективного производства.
Эффективность потребления Отход от регулируемой ( фактически средней) цены и использование рыночной цены (баланс спроса и предложения) – цена реального времени фактически означает возможность возникновения пиков цен – роста цен в отдельные периоды времени – пиковая нагрузка. Цена на наличном рынке также является сильным стимулом для обеспечения эффективности при использовании. По действительной цене наличного рынка расчеты всегда осуществляются полностью - здесь не может быть "недостатка", потому что рыночная цена всегда поднимается на достаточный уровень, приводя в соответствие спрос и предложение. Предприятия вынуждены определять приемлемую для них стоимость электричества с тем, чтобы прекратить потребление, если цена превысит эту стоимость.
ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО СОЦИАЛЬНОЙ ПОЛИТИКЕ Способность производителей воплощать направления социальной политики, связанные с производством электричества, практически исчезает в Модели 3. Покупка неэкономичных ресурсов (дорогостоящий уголь, слишком высокие экологические стандарты, технологии, предпочитаемые в целях национальной безопасности) не может быть обеспечена на конкурентном рынке. Рынок производства электричества в Модели 3 становится конкурентным, на нем нет места для дорогостоящих источников, если только они не субсидируются специально. Специальное субсидирование, конечно, может предназначаться для поощрения ветряных или угольных электростанций, или электростанций, использующих другие предпочитаемые технологии, но рынок не предоставляет финансирования сам по себе.
Однако, осуществление направлений социальной политики, не связанных с производством электричества, может продолжаться, если органы регулирования решат, что они необходимы в условиях монополии на розничном рынке. Это относится к продаже электричества малообеспеченным слоям населения по цене ниже себестоимости.
Для субсидирования необходимо, чтобы кто-то взял на себя расходы. Обычно для этого подходят монополизированные потребители, которые являются в высшей степени негибкими, однако, расходы могут оплачиваться налогоплательщиками напрямую. В Модели 3 потребители попрежнему монополизированы и могут выдерживать бремя более высоких местных налогов или субсидирования электричества для малообеспеченных слоев населения.
ВЛИЯНИЕ НА СТОИМОСТЬ АКТИВОВ «замороженные» затраты И Возникновение конкуренции на оптовом рынке - это начало потенциального уничтожения стоимости средств производства электричества в системах, в которых расходы, отраженные в бухгалтерской отчетности, превосходят рыночные цены. Если расходы в бухгалтерской отчетности выше рыночных цен, введение конкуренции будет способствовать переходу к дешевым источникам. Именно в этом заключается предназначение конкуренции.
НЕОБХОДИМОСТЬ ПЕРЕМЕН Давление будут оказывать потребители, которые монополизированы распределительными компаниями ввиду возможности субсидирования и ограничениями на поисками поставщиков с низкими ценами. Давление осуществляется в сторону перехода к модели 4 – конкуренция на розничном рынке.
Экономика энергетики Узловое ценообразование
Из опыта либерализованных оптовых рынков известны три подхода к организации торговли на них: - централизованный; -децентрализованный; -интегрированный. Централизованный подход отражает мнение тех специалистов, которые считают. Что в силу специфики рынка электроэнергии торговля на нем не может быть полностью либерализована. Цена кем то определяется, не свободно складывается
Конкурировать между собой должны только производители за право поставлять на рынок электроэнергию, требуемую для удовлетворения спроса на нее. Потребители не участвуют в процессе ценообразования и оплачивают электроэнергию по цене, определяемой системным оператором на основе ценовых заявок поставщиков и издержек на оказание системных услуг. Цена электроэнергии самого дорогого отобранного поставщика и является основой для определения цены продажи электроэнергии всем оптовым покупателям.
Однако поставка электроэнергии только отобранными на основе ценовых заявок поставщиков может привести к перегрузкам в отдельных линиях электропередачи. Одним из способов решения этой проблемы является использования узлового ценообразования.
В основе такого ценообразования лежит идея о том, что цена электроэнергии в разных узлах сети должна отличаться на величину издержек на доставку. Такими издержками являются: 1. Потери на ее передачу. 2. Издержки, вызванные невозможностью из за ограничений на передачу поставки в какой либо узел электроэнергии от наиболее дешевого поставщика, в связи с чем в этом узле потребляется электроэнергия от более дорогого поставщика.
Участники рынка покупают и продают электроэнергию по узловым ценам, определяемым по оптимизационным расчетам. Если используют двухсторонние договоры ( определяют цены на основе соглашений), то все равно в случае ограничений на передачу ( или в случае учета потерь), они оплачивают разницу между ценами в узле поставки ( генерации) и узле потребления , которые зафиксированы в договоре. (см. наши двухсторонние договоры).
Расчетная узловая цена – цена за 1 МВтч электрической энергии, по которой осуществляется продажа(покупка) отнесенных к данному узлу плановых почасовых объемов электроэнергии, определенных по результатам конкурентного отбора. Узловое ценообразование – ценообразование, при котором цена электроэнергии в разных узлах сети отличается на издержек на ее доставку (транспортировку)
Учет влияние потерь Предположим, что балансирование спроса и предложения произошло при объеме 100 МВт∙ч цене 500 руб/МВт∙ч. Общий объем сделки составляет 50 000 руб. Но также известно, что объем потерь при передаче для данного потребителя составляет 3 МВт∙ч. Тогда поставщик должен произвести 103 МВт∙ч. Величина потерь составит 3 /100 = 0. 03. При цене производства 500 он должен потратить 51 500 руб. , а получить только 50 000 руб. Каким способом можно обеспечить получение поставщиком необходимой выручки?
Вариант 1. Дополнительно оплачивать потери, но тогда потребление составит 103 МВт∙ч, в то время как ПОТРЕБИТЕЛЬ потребляет только 100 МВт∙ч. Вариант 2. Увеличить равновесную цену для необходимости возмещения затрат производителя. Тогда узловая цена в точке потребления составит • руб/МВт∙ч Следовательно покупатель оплатит 100∙ 515 =51500 руб. Эта сумма внесется на некий транзитный счет, с которого поставщику оплатят 103 МВт∙ч по цене 500 руб/МВт∙ч. Следовательно, узловая цена в точке потребления составит 51500/ 100 = 515 руб/МВт∙ч. Схема расчета узловой цены, учитывающей потери, приведена на рис.
Потери электроэнергии - 3% от объема производства Цена э/э - 500 руб. за 1 МВтч А Производитель -объем производства - 103 МВт∙ч Объем платежей поставщику = 500 ∙ 103 = 51 500 руб. Чтобы в точке «В» иметь объем э/э 100 МВт∙ч, в точке «А» необходимо произвести: 100 + 100*0. 03 = 103 МВт∙ч В Потребитель с объемом потребления 100 МВт∙ч Цена э/э – 51 500/100= 515 руб. за 1 МВт∙ч Разница цен в точке поставки поставщика и в точке поставки покупателя - стоимость потерь - 15 руб. за каждый МВт∙ч
Учет сетевых ограничений. Для рассмотрения принципа учета сетевых ограничений сделаем два допущения: • Потери электроэнергии при передаче не учитываем. • Предполагаем, что спрос на электроэнергию не эластичен по цене. Схема формирования цены представлена на рис.
Спрос Цена Предложение Объем
Предположим, что имеются два электрических района электроснабжения, каждом из которых существуют поставщики электроэнергии. В первом районе зависимость цены поставщика от объема поставки представлена линейной функцией Ц= 10 +0. 05∙ W ед/ к. Вт∙ч. Максимальная величина поставки составляет 100 к. Вт∙ч. Во втором районе зависимость цены от объема поставки представлена линейной функцией Ц= 6 +0. 15 ∙ W ед/ к. Вт∙ч. Максимальная величина поставки также составляет 100 к. Вт∙ч. Рассмотрим три возможных варианта сетевых ограничений:
Вариант 1.
Случай 3. Районы работаю параллельно – сеть может пропустить 10 ед. энергии. Тогда объемы производства составят Район 1 – 90 Цена составит Ц= 10 + 0. 05* 90= 14. 5 ед/ед Район 2 – 70 Цена составит Ц= 6 + 0. 15* 70= 16. 5 ед/ед Общая стоимость выработки составит Ц = 90*14. 5 + 70*16. 5 = 1305+ 1155= 2460