چرا بازار برق به همه نیروگاه‌ها بالاترین قیمت پذیرفته‌شده را پرداخت می‌کند؟

شبکه سراسری برق تحت یک قید فیزیکی بنیادین و بی‌گذشت اداره می‌شود: در هر میلی‌ثانیه، عرضه و تقاضا باید با دقت مطلق برابری کنند. از آنجا که ذخیره‌سازی کلان و اقتصادی برق هنوز مقدور نیست، بهره‌برداران شبکه ناچارند پیوسته درباره اینکه کدام نیروگاه وارد مدار شود و کدام واحد در وضعیت آماده‌باش بماند، تصمیم‌گیری کنند.[1][10]

برای اتخاذ این تصمیم‌های آنی، بازارهای عمده‌فروشی برق به سامانه‌ای از حراج‌های روزانه و ساعتی تکیه دارند. تولیدکنندگان با ارائه پیشنهادهایی رسماً اعلام می‌کنند که برای تأمین یک مگاوات‌ساعت برق، دست‌کم چه قیمتی را مطالبه می‌کنند.[4][6]

بهره‌بردار شبکه سپس این پیشنهادها را از کمترین تا بیشترین رقم مرتب می‌کند و منحنی عرضه‌ای به نام «شایستگی مرتبه ورود» (Merit Order) پدید می‌آورد. ابتدا ارزان‌ترین نیروگاه‌ها پذیرفته می‌شوند و این روند گام به گام روی منحنی بالا می‌رود تا ظرفیت لازم برای تأمین کل تقاضای آن ساعت شبکه تضمین شود.[6]

قیمت تسویه یکنواخت

نیروگاهی که آخرین مگاوات مورد نیاز برای موازنه تقاضا را تأمین می‌کند، «واحد نهایی» نامیده می‌شود. ذیل الگوی قیمت‌گذاری یکنواخت که در ایالات متحده و اروپا به کار می‌رود، به تمامی واحدهای به کار گرفته‌شده، دقیقاً همان نرخی پرداخت می‌شود که این واحد نهایی و گران‌تر پیشنهاد داده است.[1][4]

در نگاه نخست، چنین مکانیسمی برای مصرف‌کنندگان غیرمنطقی و تعجب‌آور به نظر می‌رسد. اگر یک مزرعه بادی پیشنهاد صفر دلار برای هر مگاوات‌ساعت بدهد و یک نیروگاه گازی پیشنهاد ۱۰۰ دلار ارائه کند، پرداخت ۱۰۰ دلار به هر دو به ظاهر رانتی بادآورده و غیرضروری برای نیروگاه بادی جلوه می‌کند.[3][10]

این پیامد به‌ویژه در هنگام جهش بهای سوخت، جنجال‌های سیاسی وسیعی برمی‌انگیزد. در پی جهش قیمت گاز طبیعی در سال ۲۰۲۲، سازوکار تسویه یکنواخت موجب شد بهای عمده‌فروشی برق در سراسر اروپا به نزدیکی ۴۰۰ یورو در هر مگاوات‌ساعت صعود کند، در حالی که هزینه تولید برق در منابع تجدیدپذیر دست‌نخورده باقی مانده بود.[2][7]

از همین رو، سیاست‌گذاران اغلب پیشنهاد بازگشت به سامانه «پرداخت بر مبنای پیشنهاد» (Pay-as-Bid) را مطرح می‌کنند؛ مدلی که در آن شبکه به نیروگاه بادی همان پیشنهاد صفر دلار و به نیروگاه گازی پیشنهاد ۱۰۰ دلارش را پرداخت می‌کند و ظاهراً روزانه میلیون‌ها دلار هزینه مصرف‌کنندگان را کاهش می‌دهد.[5][10]

سراب پرداخت بر مبنای پیشنهاد

با این حال، اقتصاددانان بازار یادآور می‌شوند که سازوکار پرداخت بر مبنای پیشنهاد، درک درستی از رفتار بازیگران بازار ندارد. اگر یک مزرعه بادی مطمئن باشد فقط معادل رقم پیشنهادی خود دریافت خواهد کرد، دیگر هرگز هزینه بهره‌برداری واقعی‌اش یعنی صفر دلار را در حراج ثبت نمی‌کند.[8]

در عوض، بخش بازرگانی این نیروگاه بادی تلاش می‌کند نرخ گران‌ترین واحد لازم در آن روز را پیش‌بینی کند. اگر آن‌ها گمان کنند آخرین واحد گازی با نرخ ۱۰۰ دلار تسویه خواهد شد، پیشنهاد خود را ۹۹ دلار ثبت می‌کنند تا علاوه بر تضمین ورود به مدار، درآمدشان را بیشینه سازند.[4][9]

این رفتار که در ادبیات اقتصاد انرژی «پیشنهاددهی استراتژیک» خوانده می‌شود، شفافیت بازار را نابود می‌کند. با این شیوه، بهره‌بردار شبکه دیگر هزینه‌های واقعی عملیات نیروگاه‌ها را نخواهد دید و امکان نخواهد داشت تضمین کند که در عمل ارزان‌ترین ظرفیت‌های موجود به مدار فرستاده شده‌اند.[6][10]

سازمان اپراتور مستقل شبکه نیوانگلند (ISO New England) در تحلیلی بنیادین خاطرنشان می‌کند: «در یک حراج پرداخت بر مبنای پیشنهاد، شرکت‌کنندگان وادار می‌شوند قیمت نهایی تسویه را حدس بزنند که این خود ناکارآمدی‌های سهمگینی پدید می‌آورد. نیروگاه‌هایی با هزینه‌های بسیار پایین ممکن است در تخمین دچار اشتباه شوند، پیشنهاد بالاتری ارائه دهند و از ورود به مدار بازبمانند.»[4]

پژوهشی در سال ۲۰۲۶ در نشریه Energy Economics دقیقاً همین سناریو را بررسی کرد و سامانه‌های پرداخت بر مبنای پیشنهاد و تسویه یکنواخت را در بازارهای شبیه‌سازی‌شده برق محک زد. پژوهشگران دریافتند که روی آوردن به پرداخت بر مبنای پیشنهاد، متوسط هزینه مصرف‌کنندگان را ۴.۲ درصد افزایش داده است، چرا که تولیدکنندگان همواره نرخ تسویه را بیش از واقعیت برآورد کرده بودند.[9]

پیشنهاد واقعی به عنوان راهبرد مسلط

وقتی یک نیروگاه در برآورد خود اشتباه کرده و رقمی گزاف اعلام می‌کند، بهره‌بردار ناچار می‌شود واحدی گران‌تر و ناکارآمدتر را که حدس بهتری زده وارد مدار کند. این انحراف از شایستگی ورود (Out-of-Merit Dispatch)، سوخت بیشتری مصرف می‌کند، آلایندگی بالاتری تولید می‌کند و بهره‌وری فیزیکی کل زیرساخت شبکه را به شدت می‌کاهد.[5][9]

قیمت‌گذاری یکنواخت این گره اطلاعاتی را از طریق جداسازی رقم پیشنهادی نیروگاه از دریافتی قطعی آن برطرف می‌کند. از آنجا که نرخ نهایی تسویه را واحد مرزی و آخر تعیین می‌کند، یک نیروگاه ارزان‌قیمت‌تر نمی‌تواند با دستکاری صعودی رقم پیشنهادی خود، پاداش بیشتری کسب کند.[8][10]

چنانچه یک نیروگاه اتمی با هزینه عملیاتی ۲۰ دلار دست به ریسک زده و برای دستکاری حراج رقم ۹۰ دلار را پیشنهاد دهد، اگر بازار روی ۱۰۰ دلار تسویه شود پولی اضافه بر نرخ بازار نخواهد گرفت؛ اما اگر مصرف کاهش یابد و تسویه روی ۸۰ دلار رقم بخورد، آن پیشنهاد اغراق‌شده سبب خاموش ماندن کامل نیروگاه و از دست رفتن تمامی سود آن خواهد شد.[3][6]

بر همین مبنا، استراتژی بهینه و ریاضیاتی برای هر تولیدکننده این است که همواره دقیقاً همان هزینه نهایی تولید خود را به حراج اعلام کند. این اصل بنیادین در نظریه بازی‌ها و حراج، به اپراتور امکان می‌دهد با داده‌های کاملاً واقعی و دقیق از سلسله‌مراتب هزینه‌ها شبکه را راهبری کند.[8][10]

سازوکار قیمت‌گذاری یکنواخت با تضمین اینکه واحدهای ارزان‌تر همواره در ابتدای زنجیره وارد مدار می‌شوند، مجموع هزینه‌های سوخت و عملیات شبکه را به حداقل می‌رساند. آژانس همکاری ناظران انرژی اتحادیه اروپا (ACER) نتیجه گرفته است که این مزیت در بهره‌وری سالانه میلیاردها یورو صرفه‌جویی نصیب مصرف‌کنندگان اروپایی می‌کند.[2]

معضل سودهای بادآورده

اگرچه این سازوکار در هدایت و توزیع بار بسیار بهینه عمل می‌کند، در سمت مقابل شکاف‌های درآمدی هنگفتی به بار می‌آورد. منابع با هزینه نهایی نزدیک به صفر مانند باد، خورشید و برق‌آبی، بارها تسویه‌های کلانی بر اساس ارقام تعیین‌شده توسط نیروگاه‌های فسیلی دریافت می‌کنند.[7]

ابعاد مالی این وضعیت قابل‌توجه است. آژانس بین‌المللی انرژی برآورد کرد که در سال ۲۰۲۲، تولیدکنندگان برق در اروپا بالغ بر ۲۰۰ میلیارد یورو «رانت فروحاشیه‌ای» (Infra-marginal Rents)—یعنی مابه‌التفاوت هزینه عملیاتی خود با قیمت تسویه تعیین‌شده بر پایه گاز—به دست آورده‌اند.[7]

با وجود این، درآمدهای یادشده تصادفی نبوده و یک سیگنال سرمایه‌گذاری حساب‌شده در طراحی بازار برق تلقی می‌شوند. حاشیه‌های سود بالا در ساعات اوج تقاضا، جریان نقدی و انگیزه سرمایه‌گذاری را برای ساخت زیرساخت‌های جدید تجدیدپذیر بدون اتکای کامل به یارانه‌های دولتی تأمین می‌کند.[1][6]

کمیسیون اروپا در بازنگری طراحی بازار برق در سال ۲۰۲۶ متذکر شد: «الگوی قیمت تسویه یکنواخت برای گذار به انرژی‌های پاک عنصری حیاتی است. این چارچوب دقیقاً همان سیگنال‌های قیمتی را می‌فرستد که برای کشاندن سرمایه‌گذاری بخش خصوصی به فناوری‌های کم‌کربن ضروری‌اند.»[1]

اما هنگامی که شوک‌های برون‌زا بهای سوخت‌های فسیلی را به اوج می‌رسانند، این سیگنال‌ها در فضای عمومی به سودهای نامتعارف و غیرقابل‌دفاع سیاسی تعبیر می‌شوند. طی بحران انرژی سال ۲۰۲۲، فاصله عمیق هزینه تمام‌شده تجدیدپذیرها با قیمت تسویه گازمحور، صنایع مصرف‌کننده را تا آستانه بحران مالی کشاند.[2][7]

اصلاحات پیرامونی سازوکار

نهادهای نظارتی به جای برچیدن مکانیسم تسویه یکنواخت، به سراغ ابزارهای حفاظتی مالی پیرامون آن رفته‌اند. شاخص‌ترین ابزار در این زمینه، «قراردادهای ما‌به‌التفاوت دوطرفه» (Contracts for Difference) است که دولت‌ها به کار می‌گیرند تا آثار نوسان‌های شدید بازار را پوشش دهند.[1][10]

در چارچوب قرارداد مابه‌التفاوت، یک نیروگاه پاک طبق روال عادی برق خود را در بازار لحظه‌ای با قیمت تسویه یکنواخت می‌فروشد؛ با این حال، اگر نرخ تسویه از سطحی مشخص—مثلاً ۶۰ دلار به ازای هر مگاوات‌ساعت—بالاتر رود، نیروگاه مازاد درآمد را به دولت پس می‌دهد تا صرف تخفیف در قبوض مصرف‌کنندگان شود.[1][10]

برعکس، در صورت ریزش قیمت بازار به زیر آن سقف تضمین‌شده، دولت کسری رقم را تا رقم هدف به نیروگاه می‌پردازد. این فرمول علاوه بر مصون‌سازی مصرف‌کنندگان و سرمایه‌گذاران از تلاطم‌های فرساینده، کارآمدی حراج‌های کوتاه‌مدت یکنواخت را دست‌نخورده نگه می‌دارد.[7]

این رویکرد ترکیبی اکنون به الگویی جهانی بدل شده است. نشریه Yale Journal on Regulation اخیراً تأکید کرد که بازارهای انرژی در ایالات متحده باید «بر حفظ قیمت‌گذاری یکنواخت پافشاری ورزند» و همزمان ریسک مالی گذار انرژی را از طریق پیمان‌های بلندمدت مدیریت کنند.[3]

افق شبکه کربن‌صفر

آزمون نهایی الگوی تسویه یکنواخت زمانی فرا خواهد رسید که نفوذ انرژی‌های تجدیدپذیر در شبکه به نزدیکی ۱۰۰ درصد برسد. از آنجا که باد و خورشید از سوخت بدون هزینه استفاده می‌کنند، شبکه‌ای که تماماً متکی بر این منابع باشد پیوسته با ریزش نرخ عمده‌فروشی برق به صفر دلار روبرو خواهد شد.[6][9]

اپراتورهای شبکه در کالیفرنیا و استرالیای جنوبی هم‌اکنون این پدیده را که به اصطلاح «خودتخریبگری قیمت» (Price Cannibalization) خوانده می‌شود، تجربه می‌کنند. در بعدازظهرهای آفتابی بهار، حجم عظیم تولید خورشیدی، قیمت تسویه را ساعت‌ها به صفر یا مقادیر منفی می‌رساند.[5][10]

وقتی واحد نهایی تعیین‌کننده قیمت سوختی مصرف نکند، نرخ تسویه بازار دیگر جوابگوی هزینه‌های ثابت سرمایه‌گذاری شبکه نخواهد بود. در یک سامانه فاقد کربن، حراج تسویه یکنواخت در توزیع لحظه‌ای بار کارآمد می‌ماند، اما درآمد کافی برای بقای مالی نیروگاه‌ها تولید نمی‌کند.[7][10]

برای مدیریت این دوران گذار، بازارها به‌طور روزافزون به تشکیل «حراج‌های ظرفیت» جانبی متکی می‌شوند. در این بازارهای موازی، اپراتورها فارغ از آنکه نیروگاه در طول روز برقی تولید کند یا خیر، صرفاً بابت آماده‌باش بودن و تضمین پایداری فنی به آن مبالغی مشخص می‌پردازند.[4][7]

همگام با چرخش بنیادین شبکه از مصرف سوخت فسیلی به مهار نیروهای اقلیمی، معماری مالی بازار نیز باید دگرگون شود؛ اما رکن اصلی آن یعنی قیمت تسویه یکنواخت—که به همه بالاترین پیشنهاد را می‌پردازد تا هزینه‌های واقعی هویدا بماند—همچنان سنگ‌بنای ریاضیاتی این صنعت خواهد بود.[10]