Электр энергиясы саудасы жүйесі

Кіріспе

Электр энергиясын саудалау жүйесі

Электр энергиясы нарығы – электр желісі арқылы электр энергиясын алмасуға мүмкіндік беретін жүйе. Дәстүрлі түрде электр энергиясын электр станцияларын басқаратын компаниялар сатады, ал оны тұтынушылар немесе электр энергиясын бөлшек саудамен сатушылар сатып алады. Электр энергетикасы индустриясы 19 ғасырдың соңында АҚШ және Ұлыбританияда пайда болды. 20 ғасыр бойында және қазірге дейін электр энергиясын экономикалық басқаруда терең өзгерістер болып келеді. Бұл өзгерістер әртүрлі аймақтар мен елдерде технологиялық жетістіктер (талап пен ұсыныс тарапынан) сияқты себептерден бастап саясат пен идеологияға дейін көптеген факторларға байланысты жүзеге асты. 21 ғасырдың басында бірнеше ел электр энергетикасы саласын қайта құрылымдап, вертикальды интеграцияланған және қатаң реттелген «дәстүрлі» электр энергиясы нарығын электр энергиясын өндіру, беру, тарату және бөлшек сауда үшін бірнеше бәсекелестік нарықтармен алмастырды. Дәстүрлі және бәсекелестік нарықтық тәсілдер индустрияның екі көрінісін көрсетеді: дерегуляция электр энергиясын мемлекеттік қызметтен (мысалы, кәріз жүйесі) саудаға жарамды тауарға (шикі мұнай сияқты) айналдырды. 2020 жылдардың қазіргі жағдайы бойынша дәстүрлі нарықтар АҚШ пен Канаданың ірі бөліктері сияқты кейбір аймақтарда әлі де кең таралған. Соңғы жылдары үкіметтер электр энергиясы нарықтарын жаңартып, жаңартылатын энергия көздерін басқаруды жақсарту және парниктік газдар эмиссиясын төмендету мақсатында реформалар жүргізіп жатыр.

Реттен шығарылған нарықтардың дамуы

Чилиде 1980-жылдардың басында дерегуляцияның алғашқы қадамдары жасалды (1982 жылғы заң 1979 жылы басталған өзгерістерді заңдастырды). Бірнеше жыл өткен соң АҚШ-та электр энергиясына жаңа нарықтық көзқарас қалыптасты. Сол уақытта Ұлыбританияда 1983 жылғы Энергия заңы электр желілерінде ортақ тасымалдауға мүмкіндік беретін ережелерді енгізді, бұл электр компаниялары мен ірі тұтынушыларға жеткізушіні таңдауға жол ашты (АҚШ-тағы "көліктің" ұғымымен салыстырылады). Бөлінген энергия ресурстарын (БЭР) енгізу иерархиялық дерегуляцияланған нарықтық құрылымнан туындайтын, мысалы, жергілікті икемділік нарықтары сияқты инновациялық электр нарықтарын дамытуға түрткіс берді, онда жоғары деңгейдегі агрегациялық ұйымдар бірнеше БЭР-ді (мысалы, агрегаторларды) білдіреді. Икемділік нарықтары – бұл тарату жүйе операторларының (ТЖО) тарату желісінің қауіпсіз жұмыс ілеуін қамтамасыз ету мақсатында өз тарату жүйесіне қосылған активтерден қызметтерді сатып алатын нарықтар. Бұл концепция салыстырмалы түрде жаңа және оның дизайны қазіргі таңда активті зерттеулердің нысаны болып табылады. Осыған байланысты, әртүрлі ұйымдар агрегаторлар ретінде әрекет ете алады, мысалы, сұранысқа жауап беретін агрегаторлар, қоғамдық басқарушылар, электр энергиясын қамтамасыз етушілер және т.б., олар ұсынылған активтер жиынтығының ерекшеліктеріне байланысты.

Электр энергиясының көтерме сауда нарығы

Электр энергиясының көтерме сауда нарығы, сондай-ақ электр биржасы немесе PX (немесе энергия биржасы, әсіресе егер олар газбен де сауда жасаса) – сатып алу тілектерін ұсыну арқылы сатып алуға; сату ұсыныстарын беру арқылы сатуға мүмкіндік беретін жүйе. Тілектер мен ұсыныстар сұраныс пен ұсыныс қағидаттарын қолданып бағаны белгілейді. Ұзақ мерзімді шарттар электр энергиясын сатып алу туралы келісімдерге ұқсас және көбінесе қарсы тараптар арасындағы жеке екі жақты мәмілелер болып саналады. Электр энергиясының көтерме сауда нарығы бәсекелес электр өндірушілер өздерінің электр қуатын бөлшек саудагерлерге ұсынғанда қалыптасады. Бөлшек саудагерлер одан әрі электр энергиясының бағасын өзгертіп, оны нарыққа шығарады. Көтерме бағалар бұрын тек ірі бөлшек саудагерлердің ғана құзырында болған, бірақ қазір Нью-Англия сияқты нарықтар соңғы тұтынушыларға да ашыла бастады. Энергия шығындарын азайтуға тырысатын ірі тұтынушылар мұндай сатып алудың артықшылықтарын мойындауда. Тұтынушылардың электр энергиясын тікелей өндірушілерден сатып алуы салыстырмалы түрде жаңа құбылыс. Электр энергиясын көтерме саудадан сатып алудың өз кемшіліктері бар (нарықтың белгісіздігі, мүшелік төлемдері, орнату ақылары, кепілдік инвестициялары және ұйымдастыру шығындары, себебі электр энергиясын күн сайын сатып алу қажет), алайда, соңғы тұтынушының электр жүктемесі қаншалықты үлкен болса, ауысуға артықшылық пен ынталандыру соғұрлым жоғары болады. Экономикалық тиімді электр энергиясының көтерме сауда нарығының дамуы үшін бірқатар талаптар орындалуы керек, атап айтқанда, "тілек негізінде, қауіпсіздік шектеулерімен, экономикалық жіберу және түйіндік бағалармен" үйлестірілген спот нарығының болуы. Бұл талаптар көбінесе АҚШ, Австралия, Жаңа Зеландия және Сингапурда қабылданған. Нарық операторларымен талап етіліп, басқарылатын (және олар үшін төленетін) электр энергиясына байланысты тауарлар нарығы, сенімділікті қамтамасыз етуге арналған қосымша қызметтер болып саналады және оларға айналмалы резервтер, айналмалы емес резервтер, операциялық резервтер, жылдам әрекет ететін резервтер, жоғары реттеу, төмен реттеу және орнатылған қуат сияқты атаулар кіреді.

Шығынға негізделген нарық

Нарықтың жоғары дәрежедегі орталықтандырылуы нарық операторының тікелей есептеулер жүргізуін білдіреді (өндірушілер енді ұсыныстар бермейді). Өндіруші компаниялардың шығындарын арттыруға бейімділігінің айқын мәселесіне қарамастан (бұл филиалдар арқылы жасалған мәмілелер арқылы жасырылуы мүмкін), осы шығындарға негізделген электр нарығының моделі жеткізушілердің нарықтық билігін жояды және нарықтық билікті теріс пайдалану мүмкін болған жағдайларда қолданылады (мысалы, гидроэнергетика басым Чилиде, АҚШ-та жергілікті нарықтық билік жеткілікті жоғары болғанда, сондай-ақ кейбір Еуропа нарықтарында). Көзге түспейтін мәселе – бұл жағдайда нарық қатысушыларының базалық қуатқа емес, шыңдық станцияларға инвестиция салуға бейімделуі. Шығынға негізделген нарықтың бір артықшылығы – оны құрудың салыстырмалы түрде төмен құны. Шығынға негізделген тәсіл Латын Америкасында кең таралған: Чилиден басқа, Боливияда, Перуде, Бразилияда және Орталық Америка елдерінде қолданылады. Жүйе операторы әрбір генератор агрегатының параметрлерін аудиттен өткізеді (соның ішінде пайдалы коэффициент, ең төменгі жүктеме, жылдамдық өзгерту және т.б.) және оның жұмыс істеуінің тікелей айнымалы шығындарын бағалайды. Осы ақпарат негізінде, жалпы тікелей шығынды азайту үшін сағат сайынғы жөнелту кестесі құрылады. Осы процесте нарықтағы сатуды реттеуге қолданылатын әрбір түйін үшін сағаттық көлеңкелі бағалар алынады.

Орталықтандырылмаған нарық

Орталықтандырылмаған нарықтар генерациялық компанияларға күндізгі сауда-саттыққа (бағасы мен орналасуын көрсететін) энергия берудің өз жолын таңдауға мүмкіндік береді. Жеткізуші өзінің кез келген құрылғысын пайдалана алады (осыған "портфельдік сауда-саттық" дейді) тіпті энергияны жеткізу үшін басқа компанияға төлем жасауға да болады. Нарықта жүйені нақты уақытта бақылайтын орталық оператор әлі де бар, бірақ жеткізу алдындағы араласу құқығы айтарлықтай шектеулі (көбінесе күндізгі операция үшін беру желісін жоспарлау мүмкіндігі ғана). Бұл жағдай оператордың беру қабілетіне ие болу мәселесін азайтады және Ұлыбританиядан басқа Еуропа елдері осыған рұқсат береді (тәуелсіз беру жүйесі операторы немесе ITSO моделі бойынша). Еуропадағы кейбір операторлар күндізгі және күндіз ішіндегі нарықтарды құрылымдауға қатысса, ал басқалары қатыспайды. Мысалы, Ұлыбританиядағы Жаңа Электр Сауда Келісімінен кейінгі Ұлыбритания нарығы және Жаңа Зеландия нарығы нарықтарға нақты уақытқа дейін барлық келіспеушіліктерді шешуге мүмкіндік берді. Қаржылық құралдарға сену орталықтандырылмаған нарықтарға қосымша атауларды әкелді: биржалық, бөлінбеген, екітарапты.

Ұсынысқа негізделген, қауіпсіздікті қамтамасыз ететін, экономикалық диспетчерлік қызмет

Жүйе бағасы күндізгі нарықта генераторлардың ұсыныстарын тұтынушылардың сұраныстарымен сәйкес келтіру арқылы анықталады, әрбір торапта сұраныс пен ұсыныстың классикалық тепе-теңдік бағасын қалыптастыру үшін, әдетте сағаттық интервалмен, және жүйе операторының жүктеме ағыны моделі тасымалдау импортын шектеуді көрсететін аймақтар үшін бөлек есептеледі. Әрбір тораптағы электр энергиясының теориялық бағасы – есептелген "көктемдік баға", онда бұл торапта қосымша бір киловатт-сағат сұранысқа ие екендігі ескеріледі, ал жүйеге тиетін гипотетикалық қосымша шығын, қолжетімді бірліктерді оңтайландырылған қайта жіберу арқылы туындайды, гипотетикалық киловатт-сағаттың гипотетикалық өндіріс құнын анықтайды. Бұл жергілікті шекті баға белгілеу (LMP) немесе түйіндік баға белгілеу деп аталады және кейбір дерегулирленген нарықтарда қолданылады, ең бастысы – АҚШ-тағы Midcontinent Independent System Operator (MISO), PJM Interconnection, ERCOT, Нью-Йорк және ISO New England нарықтары, сондай-ақ Жаңа Зеландия және Сингапур. Іс жүзінде, жоғарыда сипатталған LMP алгоритмі іске қосылады, қауіпсіздік шектеулерін (төменде анықталғандай) ескере отырып, ең төменгі құнмен жөнелту есебі жасалады, күндізгі нарықта ұсыныс берген генераторларға негізделген ұсыныс және сұраныс, осы түйіндердегі жүктемені қамтамасыз ететін жүктемемен қызмет көрсететін субъектілердің ұсыныстарына негізделген. Электр энергиясының көтерме нарықтарындағы әртүрлі конвекстіліктердің болмауынан, мысалы, масштабтық экономия, іске қосу және/немесе тоқтату шығындары, алынып тасталатын шығындар, бөлінбеушілік, минималды жеткізу талаптары және т.б. кейбір жеткізушілер LMP бойынша шығынға ұшырауы мүмкін, мысалы, олар тауарлық төлемдер арқылы ғана тұрақты шығындарын өтемеуі мүмкін. Бұл мәселені шешу үшін бағаны шекті құннан жоғары көтеретін және/немесе қосымша төлемдер (көтерулер) беретін әртүрлі бағалау схемалары ұсынылды. Liberopoulos және Andrianesis (2016) осы схемалардың бірнешеуін баға, көтерулер және әрбір схеманың тудыратын пайдасы бойынша қарастырып, салыстырады. Теориялық тұрғыдан алғанда, LMP тұжырымдары пайдалы және манипуляцияға бейім емес, бірақ тәжірибеде жүйе операторлары LMP нәтижелеріне "жұмыссыз" деп саналатын бірліктерді жіктеу арқылы айтарлықтай ықпал ете алады, осылайша оларды LMP есептеуінен шығарады. Көптеген жүйелерде, беріліс желілерін қолдау үшін реактивті қуат беруге жіберілген бірліктер "жұмыссыз" деп жарияланады (әдетте, бұл шектеулер салынған аймақтарда орналасқан және басқа жағдайда жетіспеушілік сигналдарын тудыратын бірліктер болса да). Жүйе операторлары, әдетте, бірліктерді "айналмалы резерв" ретінде ұстап, кенеттен тоқтауларға немесе күтпеген сұраныстың өсуіне қарсы қорғану үшін желіге қосады және оларды "жұмыссыз" деп жариялайды. Нәтижесінде, сұраныстың өсуі бағаның өсуіне әкелетін кезде, клирингтік бағаның айтарлықтай төмендеуі байқалады. Зерттеушілер энергия бағасының энергияның болжамды жетіспеушілік құнынан төмен болуы, "жұмыссыз" жөнелтудің әсері, жетіспеушілік кезеңдерінде сәйкес жетіспеушілік бағасының белгісі жоқ кернеуді төмендету сияқты техникаларды қолдану және т.б. сияқты әртүрлі факторлардың "ақшаның жоғалуы" мәселесіне әкелетінін атап өтті. Салдарынан "нарықтағы" өнім берушілерге төленетін бағалар жаңа өнімдерді ынталандыру үшін қажетті деңгейден едәуір төмен. Сондықтан нарықтар жүйелік операцияларды және жөнелтуді тиімді етуге көмектесті, бірақ басты артықшылығы ретінде жарнамаланған нәрседе сәтсіздікке ұшырады: қажет болған жерде, қажет болған кезде жаңа инвестицияларды ынталандыру. Желберу желісінде шектеулер бар LMP нарықтарында, шектеудің төменгі жағындағы қымбат өндіріс жөнелтілуі керек. Шектеудің екі жағындағы бағалар бөлек, бұл тығын бағасы мен шектеулерді жалға алуға әкеледі. Желідегі белгілі бір тармақтың жылу шектеріне жетуі немесе желідегі басқа бөлікте кездейсоқ оқиға (мысалы, генератордың немесе трансформатордың істен шығуы немесе желідегі істен шығу) салдарынан ықтимал жүктеме пайда болғанда шектеу туындауы мүмкін. Соңғысы қауіпсіздік шектеуі деп аталады. Тасымалдау жүйелері, тіпті желіден шығу сияқты кездейсоқ оқиғалар орын алса да, жеткізудің үздіксіздігін қамтамасыз ету үшін жұмыс істейді. Бұл қауіпсіздік шектеу жүйесі деп аталады. Көптеген жүйелерде қолданылатын алгоритм "AC" моделіне қарағанда "DC" моделі болып табылады, сондықтан жылу шектерінен туындайтын шектеулер мен қайта жөнелту анықталады/болжалады, бірақ реактивті қуаттың жетіспеуінен туындайтын шектеулер мен қайта жөнелту анықталмайды. Кейбір жүйелер шеттік шығындарды ескереді. Нақты уақыт нарығындағы бағалар қолжетімді бірліктерден ұсыныс теңгерімін қамтамасыз ететін жоғарыда сипатталған LMP алгоритмімен анықталады. Бұл процесс әрбір 5 минуттық, жарты сағаттық немесе сағаттық (нарыққа байланысты) интервал үшін беріліс желісіндегі әрбір торапта жүзеге асырылады. LMP-ні анықтайтын гипотетикалық қайта жөнелту есебі қауіпсіздік шектеулерін сақтауы керек және қайта жөнелту есебі жүйедегі кез келген жерде болжалмаған тоқтау жағдайында жүйе тұрақтылығын сақтау үшін жеткілікті резерв қалдыруы керек. Нәтижесінде "ұсынысқа негізделген, қауіпсіздік шектеулерін ескеретін, экономикалық жөнелтумен түйіндік бағалы" спот нарық пайда болады. Көптеген дамыған нарықтар түйіндік баға белгілеуді қолданбайды, мысалы, Ұлыбритания, EPEX SPOT (Еуропаның көптеген елдері) және Nord Pool Spot (Солтүстік және Балтық елдері).

The system price in the day ahead market is, in principle, determined by matching offers from generators to bids from consumers at each node to develop a classic supply and demand equilibrium price, usually on an hourly interval, and is calculated separately for subregions in which the system operator's load flow model indicates that constraints will bind transmission imports. The theoretical prices of electricity at each node on the network is a calculated "shadow price", in which it is assumed that one additional kilowatt hour is demanded at the node in question, and the hypothetical incremental cost to the system that would result from the optimized redispatch of available units establishes the hypothetical production cost of the hypothetical kilowatt hour. This is known as locational marginal pricing (LMP) or nodal pricing and is used in some deregulated markets, most notably in the Midcontinent Independent System Operator (MISO), PJM Interconnection, ERCOT, New York, and ISO New England markets in the United States, New Zealand, and in Singapore. In practice, the LMP algorithm described above is run, incorporating a security constrained (defined below), least cost dispatch calculation with supply based on the generators that submitted offers in the day ahead market, and demand based on bids from load serving entities draining supplies at the nodes in question. Due to various non convexities present in wholesale electricity markets, in the form of economies of scale, start up and/or shut down costs, avoidable costs, indivisibilities, minimum supply requirements, etc., some suppliers may incur losses under LMP, e. g., because they may fail to recover their fixed cost through commodity payments only. To address this problem, various pricing schemes that lift the price above marginal cost and/or provide side payments (uplifts) have been proposed. Liberopoulos and Andrianesis (2016) review and compare several of these schemes on the price, uplifts, and profits that each scheme generates. While in theory the LMP concepts are useful and not evidently subject to manipulation, in practice system operators have substantial discretion over LMP results through the ability to classify units as running in "out of merit dispatch", which are thereby excluded from the LMP calculation. In most systems, units that are dispatched to provide reactive power to support transmission grids are declared to be "out of merit" (even though these are typically the same units that are located in constrained areas and would otherwise result in scarcity signals). System operators also normally bring units online to hold as "spinning reserve" to protect against sudden outages or unexpectedly rapid ramps in demand, and declare them "out of merit". The result is often a substantial reduction in clearing price at a time when increasing demand would otherwise result in escalating prices. Researchers have noted that a variety of factors, including energy price caps set well below the putative scarcity value of energy, the effect of "out of merit" dispatch, the use of techniques such as voltage reductions during scarcity periods with no corresponding scarcity price signal, etc., results in a missing money problem. The consequence is that prices paid to suppliers in the "market" are substantially below the levels required to stimulate new entry. The markets have therefore been useful in bringing efficiencies to short term system operations and dispatch, but have been a failure in what was advertised as a principal benefit: stimulating suitable new investment where it is needed, when it is needed. In LMP markets, where constraints exist on a transmission network, there is a need for more expensive generation to be dispatched on the downstream side of the constraint. Prices on either side of the constraint separate giving rise to congestion pricing and constraint rentals. A constraint can be caused when a particular branch of a network reaches its thermal limit or when a potential overload will occur due to a contingent event (e. g., failure of a generator or transformer or a line outage) on another part of the network. The latter is referred to as a security constraint. Transmission systems are operated to allow for continuity of supply even if a contingent event, like the loss of a line, were to occur. This is known as a security constrained system. In most systems the algorithm used is a "DC" model rather than an "AC" model, so constraints and redispatch resulting from thermal limits are identified/predicted, but constraints and redispatch resulting from reactive power deficiencies are not. Some systems take marginal losses into account. The prices in the real time market are determined by the LMP algorithm described above, balancing supply from available units. This process is carried out for each 5 minute, half hour or hour (depending on the market) interval at each node on the transmission grid. The hypothetical redispatch calculation that determines the LMP must respect security constraints and the redispatch calculation must leave sufficient margin to maintain system stability in the event of an unplanned outage anywhere on the system. This results in a spot market with "bid based, security constrained, economic dispatch with nodal prices". Many established markets do not employ nodal pricing, examples being the UK, EPEX SPOT (most European countries), and Nord Pool Spot (Nordic and Baltic countries).

Тәуекелдерді басқару

Қаржылық тәуекелді басқару жиі реттелмеген электр энергиясы нарықтарының қатысушылары үшін жоғары басымдыққа ие, себебі нарықтарда баға және көлем бойынша маңызды тәуекелдер болуы мүмкін. Электр энергиясының көтерме нарығының күрделілігінің салдары сұраныс пен ұсыныстың жетіспеушілігі кезінде бағаның жоғары құбылмалылығына әкелуі мүмкін. Осы баға тәуекелінің ерекшеліктері нарықтың физикалық негіздеріне, мысалы, электр станциялары түрлерінің құрамына және сұраныс пен ауа райы арасындағы байланысқа тікелей байланысты. Баға тәуекелі бағаның күрт "секіруі" арқылы көрінеді, оны болжау қиын, сондай-ақ негізгі отын немесе станция жағдайы ұзақ мерзімге өзгеретін кезде бағаның "қадамдық" өзгеруімен де көрінеді. Көлемдік тәуекел электр нарығының қатысушыларының тұтыну немесе өндіріс көлемінің немесе мөлшерінің белгісіздігін білдіретін құбылыс ретінде жиі қолданылады. Мысалы, бөлшек саудагер кейбір тұтынушылардың сұранысын бірнеше күнге дейін нақты болжауға қабілетсіз, ал өндіруші станцияның тоқтауы немесе отын тапшылығы болатын нақты уақытты болжауға мүмкіндіксіз. Бұл факторға баға мен көлемнің ерекше жағдайлардағы өзара байланысы да қосылады. Мысалы, бағаның күрт өсуі кейбір өндірушілер станцияларын тоқтатқанда немесе кейбір тұтынушылардың сұранысы шарықтап өскенде жиі орын алады. Үзіліссіз қуат көздерінің, мысалы жел энергиясының енгізілуі нарықтық бағаларға әсер етуі мүмкін. Электр энергиясын бөлшек саудамен сатушылар, көтерме нарықтан жалпы алғанда сатып алады, ал генераторлар көтерме нарыққа жалпы алғанда сатады, олар осы баға және көлем әсерлеріне ұшырайды және өздерін құбылмалылықтан қорғау үшін бір-бірімен "қорқыту шарты" (hedge contracts) жасайды. Бұл шарттардың құрылымы аймақтық нарыққа байланысты әртүрлі келісімдер мен нарық құрылымдарына сәйкес өзгереді. Дегенмен, ең қарапайым және ең көп таралған екі түрі – нақты жеткізілімге арналған қарапайым белгіленген бағалы форвардтық шарттар және тараптар белгілі бір мерзімге орындау бағасын келісетін айырмашылықтар туралы шарттар. Айырмашылық шарты бойынша, егер кез келген мерзімдегі көтерме баға индексі (шартта көрсетілгендей) "орындау" бағасынан жоғары болса, генератор осы мерзімдегі нақты баға мен "орындау" бағасы арасындағы айырманы қайтарады. Сол сияқты, егер нақты баға "орындау" бағасынан төмен болса, бөлшек саудагер генераторға айырманы қайтарады. Нақты баға индексі нарыққа байланысты "спот" немесе "пул" бағасы деп аталуы мүмкін. Күрделі электр нарықтарында ауыспалы шарттар, виртуалды сауда-саттық, қаржылық беру құқығы, сатып алу опциялары және сату опциялары сияқты көптеген басқа да қорқыту шарттары сатылады. Жалпы алғанда, олар қатысушылар арасында қаржылық тәуекелдерді бөлуге арналған.

Financial risk management is often a high priority for participants in deregulated electricity markets due to the substantial price and volume risks that the markets can exhibit. A consequence of the complexity of a wholesale electricity market can be extremely high price volatility at times of peak demand and supply shortages. The particular characteristics of this price risk are highly dependent on the physical fundamentals of the market such as the mix of types of generation plant and relationship between demand and weather patterns. Price risk can be manifest by price "spikes" which are hard to predict and price "steps" when the underlying fuel or plant position changes for long periods. Volume risk is often used to denote the phenomenon whereby electricity market participants have uncertain volumes or quantities of consumption or production. For example, a retailer is unable to accurately predict consumer demand for any particular hour more than a few days into the future and a producer is unable to predict the precise time that they will have plant outage or shortages of fuel. A compounding factor is also the common correlation between extreme price and volume events. For example, price spikes frequently occur when some producers have plant outages or when some consumers are in a period of peak consumption. The introduction of substantial amounts of intermittent power sources such as wind energy may affect market prices. Electricity retailers, who in aggregate buy from the wholesale market, and generators who in aggregate sell to the wholesale market, are exposed to these price and volume effects and to protect themselves from volatility, they will enter into "hedge contracts" with each other. The structure of these contracts varies by regional market due to different conventions and market structures. However, the two simplest and most common forms are simple fixed price forward contracts for physical delivery and contracts for differences where the parties agree a strike price for defined time periods. In the case of a contract for difference, if a resulting wholesale price index (as referenced in the contract) in any time period is higher than the "strike" price, the generator will refund the difference between the "strike" price and the actual price for that period. Similarly a retailer will refund the difference to the generator when the actual price is less than the "strike price". The actual price index is sometimes referred to as the "spot" or "pool" price, depending on the market. Many other hedging arrangements, such as swing contracts, virtual bidding, Financial Transmission Rights, call options and put options are traded in sophisticated electricity markets. In general they are designed to transfer financial risks between participants.

Бағаға шек қою және кросс-субсидиялар

2022 жылы Ресей мен Еуропалық Одақ арасындағы газ дауынан газ бағасы өскендіктен, 2022 жылдың соңында Еуроодақ газ емес электр энергиясының бағасын мегаватт сағатына 180 евроға шектеді, ал Ұлыбритания бағаны шектеуді қарастырып жатыр. Қазба отыны, әсіресе газ, жаңартылатын энергия көздерінен қарағанда қымбатқа түсуі мүмкін, ал белгілі бір тұтынушыларға, мысалы Түркияда, шектен артық түскен табыс субсидия ретінде беріледі. Осы нарықтағы бұрынғы баға шегі туралы академиялық зерттеу оның әл-ауқатты нашарлатқанын көрсетті, ал тағы бір зерттеуде Еуроодақ бойынша баға шегі "импорт бағасының және субсидиялардың аяқталмайтын өсу спираліне" алып келуі мүмкін екені айтылды. Импортталған ресейлік газ бағасын шектеу (оның бір бөлігі электр энергиясын өндіруге қолданылады) ойын теориясы тұрғысынан тиімді болуы мүмкін деген пікір бар, бірақ саяси жағдай бұл мәселені қиындатады.

Халықаралық сауда

Электр энергиясының өзі немесе көп электр энергиясы қолданылып жасалған өнімдер, көміртегі бағасы жоқ елден басқа елге экспортталса, көміртегі салығы салынуы мүмкін. Мысалы, Ұлыбританияда Ұлыбританияның ETS жүйесі болғандықтан, Еуроодақтың көміртегі шекаралық реттеу механизмінен босатылады, ал Түркияда көміртегі бағасы болмағандықтан, бұл салық салынуы мүмкін.

Болашақтағы ықтимал өзгерістер

Қадір-қасиетке негізделген, шығындармен анықталатын дәстүрлі тәртіпке қарағанда, өндіріс артық болған кезде денсаулыққа ең көп зиян келтіретін электр стансаларын тоқтату ұсынылып отыр. Жаңартылатын энергия көздерінің дамуы және 2021–2022 жылдардағы жаһандық энергия дағдарысының салдарынан кейбір елдер электр нарықтарын өзгертуді қарастырып жатыр. Мысалы, еуропалықтардың кейбіреуі электр энергиясы бағасын табиғи газ бағасынан тәуелсіз етуді ұсынады.

Жабдық нарығы

Реттеусіз желіде нарық қатысушыларына электр энергиясын өндіру және тарату ресурстарын салу және ұстау үшін белгілі бір ынталандырулар қажет, себебі олар бір күні желінің тепе-теңдігін сақтау үшін қолданылуы мүмкін ("ресурс жеткіліктілігі", немесе RA), бірақ көбінесе бұл ресурстар тоқтап тұрады және электр энергиясын сатудан табыс әкелмейді. "Энергия ғана нарықтары пайдаланушылар мен реттеушілер күтетіндей нарықтың тепе-теңдік нүктесіне қол жеткізе алмайтындықтан", барлық қолданыстағы көтерме электр нарықтары қандай да бір нысанда ұсыныс шектеріне сүйенеді. Бұл шектеулер жеткізушілерге резервтік қуатқа салған инвестицияларын қымбаттық кезеңдерде толықтай өтеуге мүмкіндік бермейді, нәтижесінде генераторлар үшін "ақша тапшылығы" мәселесі туындайды. Электр энергиясын өндіру және тарату қуатына инвестициялардың жетіспеуін болдырмау үшін барлық нарықтарда қандай да бір РА трансферттері қолданылады. Әдетте, реттеуші бөлшек саудагерден жылдық ең жоғары қуатының 110–120% көлемінде берік қуатты сатып алуын талап етеді. Шарттар екіжақты (бөлшек саудагерлер мен генератор иелері арасында) немесе орталықтандырылған қуат нарығында (мысалы, АҚШ-тың шығыс желісі үшін) жасалады.

Түркия

Қуат механизмі Түркияда көмірге субсидия беру механизмі ретінде қарастырылады және кейбір экономистер тарапынан сынға алынды, себебі олар стратегиялық түрде қуатты кері ұстауға ынталандырады деп санайды. Ол газ станцияларын жүйеде сақтап қалу үшін жасалған. Көптеген басқа нарықтардан өзгеше, бұл гибридтік жүйе, ол жартылай белгілі бір төлемдерге, жартылай нарықтық тазалау бағасына негізделген. Көптегендер бұл тиімді емес және оны өзгерту қажет деп айтады, мысалы, аймақтық бәсекелестік аймақтарын пайдалану арқылы, өйткені нарықтағы басты мәселе – жүктемелерді басқару.

Ұлыбритания

Жабдық нарығы – Ұлыбритания үкіметінің Электр нарығын реформалау пакетінің бір бөлігі. Кәсіпкерлік, энергетика және өнеркәсіптік стратегия департаментінің мәліметінше, "Жабдық нарығы электр энергиясын сенімді түрде жеткізуді қамтамасыз етеді, осы мақсатта қажет болған кезде энергия беруге дайын сенімді қуат көздеріне электр энергиясынан түсетін табысқа қоса төлем жасалады. Бұл ескі электр станцияларын жаңартуға және айнымалы және икемсіз жасыл энергия көздеріне резервтік қуатты қамтамасыз етуге қажетті инвестицияларды ынталандырады".

Аукциондық сауда-саттық

Жыл сайын екі сыйымдылық нарығы аукционы өткізіледі. T4 аукционы төрт жылдан кейін жеткізілетін қуатты сатып алады, ал T1 аукционы әрбір жеткізу жылына дейін өткізілетін қосымша аукцион болып табылады. Сыйымдылық нарығы аукционының нәтижелері бірнеше жылдан бері жарияланып келеді. 2023 жылы 2024/25 жылға жеткізілу үшін 7,6 ГВт, көбінесе газ және ядролық энергия. 2023 жылы 2027/28 жылға жеткізілу үшін 42,8 ГВт, көбінесе газ.