Система торговли электроэнергией

Введение

Система торговли электрической энергией

Рынок электроэнергии – это система, обеспечивающая обмен электрической энергией посредством электрической сети. Исторически электроэнергия продавалась преимущественно компаниями, эксплуатирующими электрогенераторы, и приобреталась потребителями или розничными продавцами электроэнергии. Электроэнергетическая отрасль начала формироваться в конце XIX века в Соединенных Штатах и Соединенном Королевстве. На протяжении всего XX века и до настоящего времени в экономическом управлении электроэнергией произошли значительные изменения. Эти изменения происходили в различных регионах и странах по множеству причин – от технологического прогресса (как в части предложения, так и спроса) до политических и идеологических факторов. На рубеже XXI века ряд стран реструктурировали свою электроэнергетическую отрасль, заменив вертикально интегрированный и жестко регулируемый «традиционный» рынок электроэнергии множеством конкурентных рынков для производства, передачи, распределения и розничной продажи электроэнергии. Традиционный и конкурентный подходы к рынку в общих чертах соответствуют двум различным взглядам на отрасль: дерегулирование трансформировало электроэнергию из общественной услуги (как, например, канализация) в товар (как, например, сырая нефть). По состоянию на 2020-е годы традиционные рынки все еще распространены в некоторых регионах, включая значительные территории Соединенных Штатов и Канады. В последние годы правительства реформировали рынки электроэнергии с целью улучшения управления переменной возобновляемой энергией и сокращения выбросов парниковых газов.

Развитие дерегулируемых рынков

Чили стала пионером в дерегулировании в начале 1980-х годов (закон 1982 года закрепил изменения, начатые в 1979 году). Лишь несколько лет спустя новый рыночный подход к электроэнергии был сформулирован в США. Одновременно в Великобритании Закон об энергетике 1983 года предусматривал услуги по передаче электроэнергии по сетям, предоставляя возможность выбора поставщика электроэнергии для энергоснабжающих компаний и крупных потребителей (аналогично понятию "wheeling" в США). Внедрение распределённых источников энергии (ДИЭ) стимулировало создание инновационных рынков электроэнергии, возникающих в рамках иерархической дерегулированной рыночной структуры, таких как локальные рынки гибкости, с агрегирующими организациями, представляющими множество ДИЭ (например, агрегаторы). Рынки гибкости – это рынки, на которых операторы распределительных сетей (ОРС) приобретают услуги у активов, подключенных к их распределительной системе, с целью обеспечения надёжной работы распределительной сети. Эта концепция относительно нова, и её разработка в настоящее время является предметом активных исследований. В этом контексте различные организации могут выступать в качестве агрегаторов, например, агрегаторы управления спросом, управляющие сообществами, поставщики электроэнергетических услуг и другие, в зависимости от характеристик представляемого комплекса активов.

Оптовый рынок электроэнергии

Оптовый рынок электроэнергии, также называемый биржей электроэнергии или PX, (или энергетической биржей, особенно если они также торгуют газом) – это система, обеспечивающая закупки посредством заявок на покупку и продажи посредством предложений о продаже. Заявки и предложения используют принципы спроса и предложения для определения цены. Долгосрочные контракты аналогичны соглашениям о покупке электроэнергии и обычно рассматриваются как частные двусторонние сделки между контрагентами. Оптовый рынок электроэнергии существует, когда конкурирующие генераторы предлагают свою электроэнергию розничным продавцам. Затем розничные продавцы переоценивают электроэнергию и выводят ее на рынок. Если раньше оптовые цены были прерогативой крупных розничных поставщиков, то все больше рынков, таких как Новая Англия, начинают открываться для конечных потребителей. Крупные конечные потребители, стремящиеся сократить ненужные накладные расходы на энергию, начинают осознавать преимущества, которые дает такой подход к закупкам. Покупка электроэнергии непосредственно у генераторов – относительно недавнее явление. Оптовая закупка электроэнергии не лишена недостатков (неопределенность рынка, членские взносы, плата за подключение, обеспечение залога и организационные расходы, поскольку электроэнергию необходимо закупать ежедневно), однако, чем больше электрическая нагрузка конечного потребителя, тем больше выгоды и стимулов для перехода на оптовые закупки. Для развития экономически эффективного оптового рынка электроэнергии необходимо выполнение ряда критериев, в частности, наличие координированного спотового рынка с "ценообразованием на основе заявок, ограничением по безопасности и экономическим диспетчеризацией с узловыми ценами". Эти критерии в значительной степени приняты в США, Австралии, Новой Зеландии и Сингапуре. Рынки сопутствующих товаров, необходимых и управляемых (и оплачиваемых) операторами рынка для обеспечения надежности, считаются вспомогательными услугами и включают такие наименования, как резерв мощности, нерезервный резерв, оперативный резерв, оперативный резерв быстрого реагирования, регулирование повышения, регулирование понижения и установленная мощность.

Рынок на основе затрат

Более высокая степень централизации рынка предполагает расчет прямых затрат оператором рынка (производители больше не подают заявки). Несмотря на очевидную проблему с incentivами для генерирующих компаний завышать свои затраты (что может быть скрыто через сделки с аффилированными компаниями), эта организация рынка, основанная на затратах, устраняет рыночную власть поставщиков и применяется в ситуациях, когда возможно злоупотребление рыночной властью (например, в Чили с ее преобладанием гидроэнергетики, в США при достаточно высокой локальной рыночной власти, а также на некоторых европейских рынках). Менее очевидной проблемой является тенденция участников рынка в таких условиях концентрироваться на инвестициях в пиковые мощности в ущерб базовой нагрузке. Одним из преимуществ рынка, основанного на затратах, является относительно низкая стоимость его внедрения. Подход, основанный на затратах, популярен в Латинской Америке: помимо Чили, он используется в Боливии, Перу, Бразилии и странах Центральной Америки. Системный оператор проводит аудит параметров каждого генераторного агрегата (включая тепловой расход, минимальную нагрузку, скорость изменения нагрузки и т.д.) и оценивает его прямые предельные затраты на эксплуатацию. На основе этой информации составляется почасовой график диспетчеризации для минимизации общих прямых затрат. В процессе формируются почасовые теневые цены для каждого узла, которые могут использоваться для расчетов по рыночным продажам.

Децентрализованный рынок

Децентрализованные рынки позволяют генерирующим компаниям самостоятельно выбирать способ обеспечения электроэнергией для своей суточной заявки (которая определяет цену и место поставки). Поставщик может использовать любые доступные ему мощности (так называемая "тендерная заявка на основе портфеля") или даже оплачивать поставку энергии другой компании. На рынке по-прежнему действует центральный оператор, который единолично контролирует систему в режиме реального времени, но его полномочия по вмешательству до поставки значительно сокращены (часто ограничиваются лишь возможностью планирования работы передающей сети на следующий день). Такая организация снижает значимость владения оператором передающими мощностями, и европейские страны, за исключением Великобритании, допускают это (в соответствии с моделью независимого оператора системы передачи, или ITSO). В то время как некоторые европейские операторы участвуют в формировании суточных и внутридневных рынков, другие – нет. Например, рынок Великобритании после введения новых правил торговли электроэнергией в Великобритании и рынок Новой Зеландии позволяют рынку самостоятельно разрешать возникающие проблемы до наступления реального времени. Эта зависимость от финансовых инструментов обуславливает дополнительные названия для децентрализованных рынков: биржевые, разделенные, двусторонние.

Экономическая доставка по предложениям, с ограничениями безопасности, с узловыми ценами

Цена системы на рынке «день вперед» в принципе определяется сопоставлением предложений генераторов и заявок потребителей в каждом узле для формирования классической равновесной цены спроса и предложения, как правило, с почасовой периодичностью, и рассчитывается отдельно для подзон, в которых модель потоков мощности системного оператора указывает на то, что ограничения будут влиять на импорт электроэнергии. Теоретические цены на электроэнергию в каждом узле сети представляют собой вычисленную «теневую цену», при которой предполагается, что в данном узле требуется дополнительный киловатт-час, а гипотетические дополнительные затраты системы, возникающие в результате оптимизированного перераспределения доступных мощностей, определяют гипотетическую себестоимость производства этого гипотетического киловатт-часа. Это известно как локальное предельное ценообразование (LMP) или узельное ценообразование и используется на некоторых либерализованных рынках, в частности, на рынках Midcontinent Independent System Operator (MISO), PJM Interconnection, ERCOT, в штате Нью-Йорк и ISO New England в Соединенных Штатах, в Новой Зеландии и в Сингапуре. На практике используется описанный выше алгоритм LMP, включающий в себя расчет оптимальной диспетчеризации с учетом ограничений по безопасности (определено ниже) и минимальных затрат, основанный на предложениях генераторов, представленных на рынке «день вперед», и на заявках потребителей, осуществляющих забор мощности в соответствующих узлах. Из-за различных невыпуклостей, существующих на оптовых рынках электроэнергии, таких как эффект масштаба, затраты на пуск и/или остановку, избегаемые затраты, неделимость, минимальные требования к поставкам и т.д., некоторые поставщики могут нести убытки при использовании LMP, например, из-за невозможности возмещения своих постоянных затрат только за счет оплаты за товар. Для решения этой проблемы были предложены различные схемы ценообразования, повышающие цену выше предельных затрат и/или предусматривающие дополнительные выплаты (надбавки). Liberopoulos и Andrianesis (2016) провели обзор и сравнили несколько таких схем с точки зрения цены, надбавок и прибыли, генерируемой каждой схемой. Хотя теоретически концепции LMP полезны и не подвержены манипуляциям, на практике системные операторы обладают значительной свободой действий в отношении результатов LMP благодаря возможности классифицировать мощности как работающие в режиме «вне оптимальной диспетчеризации», которые, таким образом, исключаются из расчета LMP. В большинстве систем мощности, используемые для обеспечения реактивной мощности для поддержки передающих сетей, объявляются работающими в режиме «вне оптимальной диспетчеризации» (даже если это обычно те же мощности, которые расположены в ограниченных районах и в противном случае привели бы к сигналам дефицита). Системные операторы также обычно вводят мощности в работу для поддержания их в качестве «резерва мощности», чтобы защититься от внезапных отключений или неожиданно быстрого роста спроса, и объявляют их работающими в режиме «вне оптимальной диспетчеризации». В результате часто происходит существенное снижение расчетной цены в то время, когда рост спроса в противном случае привел бы к ее увеличению. Исследователи отметили, что различные факторы, включая установленные ограничения на цену энергии, значительно ниже предполагаемой стоимости дефицита энергии, влияние «вне оптимальной диспетчеризации», использование таких методов, как снижение напряжения в периоды дефицита без соответствующего сигнала о цене дефицита и т.д., приводят к проблеме «недостатка средств». В результате цены, выплачиваемые поставщикам на «рынке», значительно ниже уровней, необходимых для стимулирования новых инвестиций. Таким образом, рынки оказались полезными для повышения эффективности краткосрочных системных операций и диспетчеризации, но потерпели неудачу в том, что было заявлено как основное преимущество: стимулирование необходимых новых инвестиций в нужное время. На рынках с LMP, где существуют ограничения в передающей сети, требуется диспетчеризация более дорогой генерации на стороне ограничения по потоку мощности. Цены по обе стороны ограничения разделяются, что приводит к ценообразованию на перегрузки и оплате за ограничение пропускной способности. Ограничение может возникнуть, когда конкретная линия сети достигает своего теплового предела или когда потенциальная перегрузка произойдет из-за случайного события (например, отключения генератора, трансформатора или линии) в другой части сети. Последнее называется ограничением по безопасности. Передающие системы работают таким образом, чтобы обеспечивать непрерывность электроснабжения даже в случае случайного события, такого как потеря линии. Это известно как система с учетом ограничений по безопасности. В большинстве систем используется «DC»-модель, а не «AC»-модель, поэтому ограничения и перераспределение, вызванные тепловыми пределами, идентифицируются/прогнозируются, но ограничения и перераспределение, вызванные недостатком реактивной мощности, не учитываются. Некоторые системы учитывают предельные потери. Цены на рынке в реальном времени определяются алгоритмом LMP, описанным выше, путем балансирования предложения от доступных мощностей. Этот процесс выполняется для каждого 5-минутного, получасового или часового интервала (в зависимости от рынка) в каждом узле передающей сети. Гипотетический расчет перераспределения, определяющий LMP, должен учитывать ограничения по безопасности, а расчет перераспределения должен обеспечивать достаточный запас для поддержания стабильности системы в случае незапланированного отключения в любой точке системы. В результате получается спотовый рынок с «заявко-ориентированной, с учетом ограничений по безопасности, экономической диспетчеризацией с узельными ценами». Многие устоявшиеся рынки не используют узельное ценообразование, например, рынки Великобритании, EPEX SPOT (большинство европейских стран) и Nord Pool Spot (Северные и Балтийские страны).

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).

Управление рисками

Управление финансовыми рисками часто является приоритетом для участников дерегулируемых рынков электроэнергии из-за существенных ценовых и объемных рисков, присущих этим рынкам. Следствием сложности оптового рынка электроэнергии может быть крайне высокая волатильность цен в периоды пикового спроса и дефицита предложения. Специфические характеристики этого ценового риска во многом зависят от физических основ рынка, таких как структура генерирующих мощностей и взаимосвязь между спросом и погодными условиями. Ценовой риск может проявляться в виде непредсказуемых "пиков" цен и "скачков" цен, возникающих при долгосрочных изменениях в обеспечении топливом или состоянии оборудования. Объемный риск обычно используется для обозначения ситуации, когда участники рынка электроэнергии сталкиваются с неопределенностью в отношении объемов потребления или производства. Например, поставщик не может точно спрогнозировать потребительский спрос на конкретный час более чем на несколько дней вперед, а производитель не может точно предсказать время выхода из строя оборудования или возникновения дефицита топлива. Усугубляющим фактором является распространенная корреляция между экстремальными ценовыми и объемными событиями. Например, пики цен часто возникают, когда у некоторых производителей происходит отключение оборудования или когда у некоторых потребителей наблюдается пик потребления. Внедрение значительных объемов нестабильных источников энергии, таких как энергия ветра, может повлиять на рыночные цены. Поставщики электроэнергии, которые в совокупности закупают на оптовом рынке, и производители, которые в совокупности продают на оптовом рынке, подвержены этим ценовым и объемным эффектам и для защиты от волатильности заключают между собой "хеджевые контракты". Структура этих контрактов варьируется в зависимости от регионального рынка из-за различных соглашений и рыночных структур. Однако две наиболее простые и распространенные формы – это форвардные контракты с фиксированной ценой на физическую поставку и контракты на разницу, в которых стороны согласовывают цену исполнения на определенные периоды времени. В случае контракта на разницу, если итоговый индекс оптовых цен (как указано в контракте) в любой период времени превышает цену "исполнения", производитель возмещает разницу между ценой "исполнения" и фактической ценой за этот период. Аналогично, поставщик возмещает производителю разницу, когда фактическая цена ниже цены "исполнения". Фактический индекс цен иногда называют "спотовой" или "пуловой" ценой, в зависимости от рынка. На сложных рынках электроэнергии торгуются и другие инструменты хеджирования, такие как контракты на переключение объемов, виртуальные торги, права на финансовую передачу, опционы колл и опционы пут. В целом, они предназначены для перераспределения финансовых рисков между участниками рынка.

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.

Ограничение цен и перекрестная субсидия

Из-за высоких цен на газ, вызванных газовым спором между Россией и Европейским союзом в 2022 году, в конце 2022 года ЕС установил максимальную цену на электроэнергию, произведенную не из газа, в 180 евро за мегаватт-час, а Великобритания рассматривает возможность введения ограничения цен. Для ископаемого топлива, особенно газа, может быть установлен более высокий предел цен, чем для возобновляемых источников энергии, при этом доходы, превышающие этот предел, будут использоваться для субсидирования некоторых потребителей, как это происходит в Турции. Академическое исследование предыдущего опыта ограничения цен на этом рынке показало, что оно привело к снижению благосостояния, а другое исследование предупредило, что общеевропейское ограничение цен может спровоцировать "бесконечную спираль роста импортных цен и увеличения субсидий". С помощью теории игр в академических кругах было высказано предположение, что ограничение цены на импортный российский газ (часть которого используется для выработки электроэнергии) может быть полезным, однако политически это представляется сложной задачей.

Международная торговля

Электроэнергия как таковая или продукция, произведенная с использованием большого количества электроэнергии, экспортируемая в другую страну, может облагаться углеродным тарифом, если в стране-экспортере отсутствует система ценообразования на выбросы углерода: например, поскольку в Великобритании действует британская система торговли квотами на выбросы (ETS), она не будет облагаться механизмом пограничной углеродной корректировки ЕС, в то время как в Турции такой системы нет, поэтому она может быть обложена тарифом.

Возможные изменения в будущем

Вместо традиционного приоритета по стоимости, при избыточной генерации предлагается в первую очередь снижать нагрузку на электростанции, наиболее вредные для здоровья. В связи с ростом доли возобновляемых источников энергии и глобальным энергетическим кризисом 2021–2022 годов некоторые страны рассматривают возможность реформирования своих рынков электроэнергии. Например, некоторые европейские страны предлагают отделить цены на электроэнергию от цен на природный газ.

Рынок мощностей

В дерегулируемой энергосистеме участникам рынка необходимы определенные стимулы для строительства и поддержания генерирующих и передающих мощностей, которые могут быть задействованы для поддержания баланса системы (обеспечения "адекватности ресурсов" или РА), однако большую часть времени эти мощности простаивают и не приносят дохода от продажи электроэнергии. Поскольку "рынки, основанные исключительно на энергии, могут привести к равновесию, не соответствующему ожиданиям потребителей и регуляторов", все существующие оптовые рынки электроэнергии в той или иной форме используют ограничения на предложения. Эти ограничения не позволяют поставщикам полностью возместить свои инвестиции в резервные мощности за счет высоких цен в периоды дефицита, что создает проблему недостатка средств для генераторов. Чтобы избежать недостаточных инвестиций в генерирующие и передающие мощности, на всех рынках применяются механизмы RA-трансфертов. Как правило, регулятор требует от поставщика розничных услуг приобретать гарантированную мощность в объеме 110–120% от его максимальной годовой нагрузки. Контракты могут быть двусторонними (между поставщиками и владельцами генерации) или заключаться на централизованном рынке мощности (как, например, в восточной энергосистеме США).

Турция

Механизм обеспечения мощности, как утверждается, является инструментом субсидирования угольной генерации в Турции и подвергся критике со стороны некоторых экономистов, которые считают, что он стимулирует стратегическое ограничение выработки. Он был разработан для поддержания газовых электростанций в системе. В отличие от многих других рынков, это гибридная система, основанная как на фиксированных затратах, так и на рыночной цене клиринга. Многие полагают, что он неэффективен и требует изменений, например, за счет внедрения региональных зон подачи заявок, поскольку основная проблема рынка – управление ограничениями в сети.

Великобритания

Рынок мощности является частью пакета реформ рынка электроэнергии, проводимых правительством Великобритании. Согласно Департаменту по вопросам бизнеса, энергетики и промышленной стратегии, "рынок мощности обеспечит надежность электроснабжения, предоставляя выплаты надежным источникам мощности в дополнение к их доходам от продажи электроэнергии, чтобы гарантировать их готовность к поставкам при необходимости. Это будет стимулировать инвестиции, необходимые для замены устаревших электростанций и обеспечения резервных мощностей для более непостоянных и менее гибких источников низкоуглеродной генерации".

Аукционы

Каждый год проводятся два аукциона на рынке мощности. Аукцион T-4 закупает мощность для поставки через четыре года, а аукцион T-1 – это дополнительный аукцион, проводимый незадолго до каждого года поставки. Результаты аукционов на рынке мощности публикуются уже несколько лет. 2023 год, 7,6 ГВт для поставки в 2024/25 годы, преимущественно газ и атомная энергетика. 2023 год, 42,8 ГВт для поставки в 2027/28 годы, преимущественно газ.