Электротехнический-портал.рф

2.1.1. Эра вертикально-интегрированных компаний и предпосылки изменения структуры электроэнергетики

Дадим предварительно несколько определений.

Электроэнергетической системой (ЭЭС) называется электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электроэнергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.

Энергетической системой (энергосистемой) называется совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом.

ЭЭС — совокупность множества объектов. Их можно условно разделить на три группы, которые обеспечивают:

• выработку электроэнергии — турбогенераторы и гидрогенераторы, являющиеся синхронными машинами и осуществляющие преобразование механической энергии вращающегося ротора паровой или гидравлической турбины в электрическую;
• распределение электроэнергии, осуществляемое посредством электрической сети, состоящей из трансформаторов, линий электропередачи различных классов напряжения и вспомогательного оборудования;
• потребление электроэнергии. Объекты нагрузки — это в основном электродвигатели, являющиеся основой электропривода в различных отраслях промышленности и транспорта, электротехнологические установки, осветительные приборы, электропечи.

Из множества объектов ЭЭС только синхронные машины определяют характерное свойство синхронной зоны — работу ЭЭС с единой частотой переменного тока. В нормальном режиме частота вращения роторов всех синхронных машин должна быть такой, чтобы обеспечить частоту тока 50 Гц во всех частях синхронной зоны. Если по каким-либо причинам частота вращения ротора отдельной синхронной машины отклоняется от синхронной, такая машина переходит в асинхронный режим, который считается аварийным и должен быть прекращен действием автоматических устройств и (или) оперативного персонала ЭЭС.

Главные тенденции развития электроэнергетических систем (ЭЭС) на рубеже XX и XXI столетий связаны с процессами глобализации, либерализации, диверсификации, децентрализации и модернизации в электроэнергетике. Глобализация в электроэнергетике характеризуется усилением интеграции ЭЭС в следующих аспектах: экономическом (рынки электроэнергии, инвестиции); технологическом (расширение охвата территории централизованным электроснабжением); межгосударственном; межконтинентальном (межгосударственные и межконтинентальные энергообъединения). Либерализация ведет к возрастанию дерегулирования и конкуренции, развитию региональных, межрегиональных и межгосударственных рынков электроэнергии. Диверсификация выражается в увеличении разнообразия используемых видов топлива, источников топливо- и электроснабжения, используемых типов энергоустановок. Децентрализация связана с вводом наряду с крупными электроэнергетическими объектами небольших энергоустановок при сохранении роли транспортной и распределительной электрической сети как инфраструктуры, обеспечивающей эффективность, надежность и качество электроснабжения потребителей (в связи с этим появилось понятие распределенной генерации). Модернизация определяется повышением эффективности традиционных и созданием новых высокоэффективных технологий и установок.

На протяжении почти столетия электроэнергия повсеместно поставлялась конечному потребителю вертикально-интегрированными энергокомпаниями (ВИК) -монополистами. Они владели и управляли объектами на всех трех технологических этапах электроснабжения — производства электроэнергии, ее передачи по магистральным сетям и распределения. Вертикальная интеграция и монопольные права означают, что в руках одной организации сосредоточено управление всем процессом электроснабжения — от закупки топлива для электростанций до выставления счета за потребленную электроэнергию. Во многих случаях вертикально интегрированные энергокомпании были государственными монополиями. Но даже там, где они находились в частных руках, такие компании наделялись монопольными правами в пределах определенной территории, а государство лишь контролировало их тарифы и инвестиционные программы.

Логика конструирования систем электроснабжения, созданных в прошлом столетии, была такова, что они базировались на крупных электростанциях и разветвленных сетях линий электропередачи. Подобные системы позволяли полностью электрифицировать все индустриальные страны и частично электрифицировать большинство развивающихся стран. В эпоху бурного роста спроса на электроэнергию во второй половине прошлого века им удалось обеспечить надежное электроснабжение потребителей по доступным ценам. Некоторые государственные энергокомпании были сформированы за счет национализации частных компаний, которые были или слишком малы, чтобы воспользоваться преимуществами эффекта экономии от масштаба производства (например, в Западной Европе сразу после Второй мировой войны) или слишком велики, чтобы можно было предотвратить их монополистическое поведение (например в ЮАР). В ряде случаев национализация мотивировалась идеологическими соображениями, тем не менее, участие государственного сектора в электроэнергетике во многом объяснимо с точки зрения ее технологической эволюции.

В процессе погони за достижением эффекта экономии от масштаба системы электроснабжения укрупнялись, становились структурами с сильной централизацией управления, что приводит к необходимости привлечения существенных капиталовложений. Средства, вложенные в объекты электроэнергетики, приносят огромную пользу всей экономике страны. В то же время период окупаемости капиталовложений по необходимости должен быть длительным, иначе тарифы на электроэнергию станут недопустимо высокими. Справиться с привлечением крупных инвестиционных средств и ждать их возврата десятилетиями зачастую под силу только государству. Кроме того, такой мощный рычаг, как электроснабжение, позволяет государству контролировать не только экономику страны, но и ее политическую жизнь. Даже там, где частный сектор активно участвовал в электроснабжении с самого зарождения электроэнергетики (например, в США, Японии и Германии), государство все же играло существенную роль, иногда поддерживая частный сектор, а иногда конкурируя с ним.

Деятельность ВИК повсеместно регулировалась государством. В зависимости от эффективности и развитости институтов регулирования (прежде всего тарифного) в разных странах существовали как государственные, так и частные вертикально-интегрированные компании. При этом, чем более развитым являлся режим регулирования, тем меньше необходимости в подкреплении его инструментами прямого административного управления и тем шире и эффективнее участие частного бизнеса в управлении и владении вертикально-интегрированными компаниями.

В последние десятилетия прошлого века стало ясно, что прозрачность системы управления вертикально-интегрированными энергокомпаниями и общественный контроль за их деятельностью оставляют желать лучшего, несмотря на существенную роль государства в отрасли. Важнейшие решения принимались узким кругом технических специалистов и правительственных чиновников, иногда с участием представителей крупных потребителей электроэнергии. Тарифы устанавливались таким образом, что риск, связанный с инвестиционными решениями, ложился на конечного потребителя электроэнергии и/или на налогоплательщика. Монопольные энергокомпании превратились в могущественные организации, способные продвигать свои политические и корпоративные интересы, зачастую в ущерб общественным. В отсутствие эффективного общественного надзора они во многих странах стали очагами коррупции, клановости и неблаговидной политической деятельности, а не защитниками общественных интересов, как это предполагалось.

Существование и деятельность крупных централизованных систем электроснабжения стали причиной серьезных экологических и экономических проблем. Мегапроекты — крупные ГЭС, АЭС и ТЭС, использующие ископаемое топливо, — не только наносят ущерб окружающей среде, но и изымают из бюджета страны средства, необходимые для решения насущных социальных задач, что особенно ощутимо в развивающихся странах.

Результаты деятельности вертикально-интегрированных энергокомпаний резко различались в разных странах. В электроэнергетике многих развивающихся стран наблюдались низкая производительность труда, плохое качество обслуживания потребителей, высокие технологические и коммерческие потери в сетях, низкая собираемость платежей. Из популистских соображений государство устанавливало тарифы на электроэнергию, не покрывшие затрат. Энергокомпании эксплуатировали оборудование, оставшееся в наследство с колониальных времен, и не были в состоянии инвестировать в строительство сетей, новых электростанций, или модернизацию имеющихся. Только узкий круг городских элит имел доступ к электроснабжению.

В промышленно развитых странах электроэнергетика работала намного лучше и надежнее, но большие эксплуатационные расходы, высокая стоимость нового строительства, зачастую в разы превышавшая сметные оценки, дорогостоящие, обусловленные политическими причинами, программы развития и, в конечном счете, высокие розничные цены вызвали общественное недовольство и необходимость перемен.

В восьмидесятые годы прошлого века становилось все более очевидным, что долгий период государственного владения и управления предприятием при отсутствии конкуренции и без стимула извлечения прибыли в конечном счете ведет к высоким затратам, низкому качеству обслуживания потребителей, плохим инвестиционным решениям, отсутствию инноваций и не способствуют развитию. В эти годы пересмотру подвергся подход не только к энергетическим компаниям, но и к иным отраслям, до того рассматривавшимся как естественные монополии, например газоснабжению, телефонной связи и индустрии авиаперевозок. В них выявлены и выделены естественно-монопольные виды деятельности (обслуживание газотранспортных сетей, проводной инфраструктуры в телефонии и управление аэропортами в авиаперевозках) и конкурентные — торговля природным газом, предоставление услуг связи в телефонии и эксплуатация авиалиний в авиаперевозках. Связь и индустрия авиаперевозок были успешно реструктурированы и потеряли статус монополий. Возникла конкуренция. В результате качество обслуживания потребителей повысилось, а цены упали. Успешные прецеденты реструктуризации связи, авиаперевозок и газоснабжения привели к пониманию, что производство электроэнергии и ее передачу по магистральным и распределительным сетям также стоило бы рассматривать в отдельности.

2.1.2. Общие черты и суть либерализации электроэнергетики

В девяностые годы прошлого века развитые и развивающиеся страны приступили к реформированию электроэнергетического сектора с целью улучшения его работы. В программы реформ входили такие меры, как разделение энергокомпаний по видам деятельности, чтобы обособить потенциально конкурентные производство электроэнергии и ее сбыт от естественно-монопольных электропередачи и диспетчерского управления; создание конкурентных оптовых и розничных рынков электроэнергии и внедрение мотивационных регулятивных систем, основанных не на затратном принципе, а на стимулировании снижения производственных затрат, создание достаточного для обеспечения конкуренции частных рыночных агентов. Этот набор институциональных реформ принято называть «либерализацией».

Первичная цель либерализации — через создание конкурентной среды повысить эффективность работы системы, а, следовательно, максимально удовлетворить основные требования потребителей:

• обеспечить рыночный (а не завышенный) уровень цен, их стабильность и предсказуемость изменения;
• создать возможность получения электроэнергии для новых объектов или увеличения потребления на существующих;
• повысить качество обслуживания — надежность электроснабжения, качество поставляемой электроэнергии и весь диапазон взаимодействия с поставщиком, точность выставляемых счетов, скорость восстановления электроснабжения после аварий и т.д.

Основное содержание либерализации  - изменение структуры отрасли и создание рыночных механизмов и новых механизмов управления отраслью, которые, как правило, подразумевает:

• внедрение рыночных механизмов, призванных снизить затраты на строительство и эксплуатацию генерирующих мощностей, стимулировать технологические инновации, а также перенести риски, связанные с выбором технологии, стоимостью строительства и эксплуатационными «ошибками», с потребителей на производителей;
• внедрение конкуренции между производителями электроэнергии и между ее оптовыми покупателями, чтобы оптимально осуществлять планирование и управление (ведение) режимами работы генерирующих мощностей, и, в конечном счете, добиться снижения оптовых цен;
• внедрение конкуренции в сбытовой деятельности на уровне розничной торговли электроэнергией, чтобы дать возможность потребителю выбрать поставщика, предлагающего оптимальные для данного потребителя условия приобретения электроэнергии;
• пересмотр подхода к регулированию естественно-монопольных областей деятельности как важного дополнения к внедрению конкуренции на оптовом и розничном уровне.

Возможны разного рода конструкции конкурентной электроэнергетики, однако все они содержат перечисленные ниже общие черты:

• вертикальное обособление потенциально конкурентных видов деятельности (генерация и сбыт) от естественно-монопольных (оперативно-диспетчерское управление и эксплуатация сетевого хозяйства). Это достигается либо с помощью структурных изменений — (за счет дробления вертикально интегрированных энергокомпаний), либо организационно (с помощью так называемых «китайских стен» между подразделениями внутри одной корпорации);
• горизонтальная интеграция сетевых предприятий по региональному принципу и централизация оперативно-диспетчерского управления в руках одной структуры для управления системой и режимами генерации, чтобы поддерживать частоту, напряжение, и устойчивость в режиме реального времени;
• создание публичных инфраструктурных организаций для управления рынками электроэнергии и оперативных резервов, чтобы поддерживать баланс спроса и предложения на электроэнергию, сохранять надежность системы и способствовать созданию условий для совершения торговых операций между продавцами и покупателями;
• разработка и применение правил недискриминационного доступа к сетям для оптовых продавцов и покупателей электроэнергии, чтобы создать возможность конкуренции между ними, включая механизмы для эффективного распределения ограниченной пропускной способности сети между ее пользователями;
• разделение розничных тарифов на составляющие, чтобы выделить цены на электроэнергию и сопутствующие услуги, поставляемые конкурирующими сбытовыми организациями, от регулируемой составляющей тарифов за использование магистральных и распределительных сетей. Это дает возможность розничным потребителям выбирать между конкурирующими сбытовыми организациями;
• наличие, независимых от участников рынка, регулирующих органов, обладающих информацией о затратах и качестве обслуживания компаний, предоставляющих сетевые услуги, наделенных соответствующими полномочиями правоприменения, имеющих квалифицированный персонал и возможность привлечения экспертов, способных использовать эту информацию и полномочия для того, чтобы устанавливать эффективные сетевые тарифы, выявлять и пресекать нарушение правил недискриминационного доступа к сетям.

Если программа либерализации и внедрения конкуренции спроектирована правильно и эффективно реализуется,  то практика показывает значительный рост эффективности системы.

2.1.3. Примеры рынков электроэнергии

В период доминирования вертикально-интегрированных компаний между ними существовало тесное сходство в том, как они работали. С началом либерализации электроэнергетики и с созданием конкурентных рынков в разных странах и юрисдикциях (штатах, или отдельных местностях со своими законами) обозначились существенные различия, обусловленные историческими, политическими, экономическими и иными причинами. На сегодняшний день в мире не существует двух абсолютно идентичных по устройству в той или иной степени конкурентных рынков электроэнергии. Описать все здесь не представляется возможным. Однако с некоторыми наиболее характерными, краткое описание которых приводится ниже, полезно ознакомиться.

Прежде всего рассмотрим Пул Англии и Уэльса и новую систему торговли (NETA). В Великобритании, после национализации всех предприятий электроэнергетики лейбористским правительством Антони Идена в 1947 г. создано предприятие под названием Центральная дирекция по производству электроэнергии (Central Electricity Generating Board или CEGB), которому переданы все электростанции и вся высоковольтная сеть. Эта организация продавала электроэнергию двенадцати региональным распределительным компаниям по оптовому тарифу (который утверждался правительством), а те продавали ее конечным потребителям. К концу восьмидесятых годов прошлого века цены на электроэнергию в Великобритании были выше, чем во всех остальных странах Западной Европы. Причины этого заключались в следующем.

Во-первых, большая часть электростанций в Англии и Уэльсе работала на дорогом угле, который поставлялся государственной угольной компанией, а на использование импортного топлива действовал правительственный запрет.

Во-вторых, Центральная дирекция по производству электроэнергии закупала оборудование, произведенное только в Великобритании, иногда по ценам намного выше, чем на мировом рынке. Как выяснилось в дальнейшем, количество персонала в Центральной дирекции и в распределительных компаниях намного превышало необходимое. Производительность труда была низкой. Центральная дирекция по производству электроэнергии настаивала на необходимости масштабной программы строительства новых генерирующих мощностей, в основном чрезвычайно дорогих АЭС.

Экономическая политика правительства г-жи Тэтчер была направлена на приватизацию государственных предприятий и внедрение конкуренции всюду, где есть для этого возможность. В 1989 г. Британский Парламент принял закон о прекращении деятельности Центральной дирекции по производству электроэнергии. Вместо нее были созданы две крупные генерирующие компании, которым передали все тепловые электростанции в Англии и Уэльсе. Их акции были проданы на бирже. Производство электроэнергии на АЭС осталось в руках государства. В то время считалось, что по разумной цене АЭС в тот момент продать не удастся. Тем не менее, они были успешно приватизированы уже через несколько лет. Все двенадцать распределительных компаний приватизированы также путем продажи их акций на бирже. Вся система электропередачи высокого напряжения была передана вновь созданной Национальной Сетевой Компании (NGC), акции которой были переданы теперь уже частным распределительным компаниям. Правительство сохранило за собой «золотую акцию», дающую право вето на любое решение Совета Директоров Национальной Сетевой Компании. До сегодняшнего дня это право ни разу не было использовано.

Первый в истории полностью конкурентный рынок электроэнергии (England and Wales Pool — далее Пул), начал работать в Англии и Уэльсе в 1990 г. В нем использовалась практика централизованного планирования и ведения режимов, так как в тот момент никто не верил, что надежность энергосистемы удастся обеспечить каким-либо другим образом. Алгоритм оптимизации механизма производства - потребления электроэнергии учитывал большое число различного рода особенностей энергосистемы и даже исторических факторов, связанных со сложившимися традициями в управлении генерацией, и поэтому был чрезвычайно сложным. Попытки упростить его и усовершенствовать оказались безуспешными.

Перечислим особенности Пула Англии и Уэльса:

• наличие рынка «на сутки вперед» и балансирующего рынка; причем цены последнего рассчитывались уже postfactum (после факта); как в одном, так и в другом рынке использовалось ценообразование на основе цены в замыкающей заявке (маржинальное ценообразование, см. параграф 6.2.);
• одновременная оптимизация как производства электроэнергии, так и размещения резервов;
• однобокость конкурентного механизма — конкурируют только предприятия — производители энергии без участия потребителей;
• отсутствие требования заявлять всю рабочую мощность и практически отсутствие санкций за невыполнение обязательств — прошедшую через аукцион заявку производитель электроэнергии мог не выполнять;
• плата за мощность устанавливалась пропорционально расчетной вероятности перерыва в энергоснабжении;
• компенсация упущенной выгоды производителям электроэнергии, чье производство ограничивается или не востребовано ввиду системных ограничений;
• распределение стоимости потерь среди потребителей пропорционально количеству потребленной электроэнергии.

Цена электроэнергии для оптовых покупателей была одинакова и не зависела от дифференцированного сетевого тарифа, который определялся следующим образом. Территория Англии и Уэльса была поделена на 11 зон; в каждой из них производители и потребители энергии оплачивали сетевой тариф по разным ставкам. В зонах с избыточной мощностью ставки для потребителей были низкими, а для производителей — высокими. В зонах с дефицитом мощности наоборот. Пул Англии и Уэльса, несмотря на ряд недостатков, доказал, что эффективная конкуренция между производителями электроэнергии не только возможна, но и весьма благотворна. Результатами его работы стали: модернизация существующих электростанций; вывод из строя заведомо убыточного устаревшего генерирующего оборудования; привлечение крупных частных инвестиций в строительство новых электростанций; существенное снижение издержек производства электроэнергии, в частности, за счет снижения числа работников. За время работы Пула заметно снизились цены на электроэнергию для конечных потребителей. Пул научил энергетиков работать в конкурентной среде и положил конец мифу о том, что без вертикальной интеграции нельзя обеспечить надежность электроснабжения. Его конструкция послужила основой для проектирования конкурентных рынков электроэнергии в Австралии, Новой Зеландии, Сингапуре.

Пул Англии и Уэльса прекратил свое существование в 2001 г. Ему на смену пришла новая система торговли. Причиной замены пула на новую систему торговли NETA (New Electricity Trading Arrangement) послужили перечисленные выше его недостатки и политические соображения. Можно привести следующие доводы, в которые власти Великобритании, очевидно, верили, идя на этот, стоивший, по многим оценкам, около 1 млрд английских фунтов, шаг:

• негибкость управления Пулом препятствовала изменениям и тормозила проводимые реформы энергетики;
• ограниченное влияние спроса на механизм ценообразования привело к ценам, которые оказались выше экономически обоснованных;
• сложность и непрозрачность механизма ценообразования и ограниченная конкуренция задерживали развитие рынков финансовых производных инструментов и ограничивали ликвидность на рынке контрактов;
• Пул давал возможность злоупотреблений, поскольку у всех производителей электроэнергия покупалась оптовиками по одной и той же цене, в то время как сама эта цена устанавливалась на основании заявок лишь немногих из них. То есть существование единой цены Пула вместо договорных цен между индивидуальными продавцами и покупателями препятствовало оказанию давления спроса на уровень цен.

Последнее утверждение, наиболее сомнительное с точки зрения доказательности, оказалось определяющим для принятия решения. К сожалению, те, кто принимали решение по поводу ввода NETA, не предоставили абсолютно никаких доказательств злоупотреблений, а фактом остается то, что с начала работы новой системы никакого снижения цен для конечных потребителей не произошло.

Существуют документальные доказательства того, что лейбористское правительство Великобритании, поддерживая ввод NETA, было убеждено, что таким образом создаются более благоприятные условия для продолжения жизни британской угольной промышленности и соответственно шахтеров, традиционно голосующих за лейбористскую партию. Тем не менее одного введения NETA оказалось явно недостаточно для осуществления этой цели. В настоящий момент впервые за много лет разрабатывается новая энергетическая стратегия Великобритании, предусматривающая специальные меры, стимулирующие строительство угольных и атомных электростанций. Предыдущая энергетическая стратегия Великобритании определялась одной фразой: «Мы создали рынок электроэнергии и убеждены, что он обеспечит необходимое количество генерирующих мощностей сегодня и в будущем».

Основной принцип NETA — все, в том числе и физические, лица, желающие купить или продать электроэнергию, имеют право вступать в любые свободно заключенные договорные отношения между собой. Это, по мнению разработчиков NETA, должно было привести к тому, что львиная доля поставляемой на рынок электроэнергии будет продаваться или покупаться через одну из биржевых площадок или посредством двусторонних или многосторонних контрактов. В число тех, кто торгует электроэнергией, входят не только генерирующие и сбытовые организации, которые непосредственно производят и поставляют электроэнергию конечным потребителям, но и перекупщики (трейдеры).

Роль NETA не только в том, чтобы задавать правила торговли электроэнергией на биржевых площадках и/или через двусторонние договоры, но и в осуществлении в режиме, близком к режиму реального времени, клиринга и расчетов отклонений между контрактными и физическими объемами электроэнергии у лиц, покупающих, продающих, производящих и потребляющих электроэнергию.

На практике трейдеры могут купить или продать больше или меньше электроэнергии, чем они продали или купили; генерирующие предприятия могут физически произвести больше или меньше, чем они продали; конечные потребители могут потребить больше или меньше электроэнергии, чем их сбытовые компании для них приобрели. Центральная система NETA как раз и предназначена, чтобы измерять эти отклонения и определять цены, по которым они торгуются, а также рассылать счета за них. Процессы, с помощью которых рассчитываются объемы отклонений и размеры платежей за них, носят название «Расчет отклонений» (Imbalance Settlement). Задача расчета отклонений не в том, чтобы установить оптовые цены на электроэнергию, как это было ранее, а в том, чтобы определить цену и произвести расчет именно за отклонения фактических объемов от плановых при относительно малой разнице между контрактными и физическими объемами покупки-продажи электроэнергии участниками рынка.

Данные коммерческого учета по генерации и потреблению на оптовом рынке в Англии определяются каждые полчаса, поэтому расчет отклонений в рамках NETA также производится каждые полчаса.

Помимо расчета отклонений, NETA также призвана осуществлять функции балансирования системы, т.е. корректировки загрузки генерирующих мощностей в зависимости от спроса в режиме реального времени. Необходимость в этом механизме обусловлена двумя причинами: весьма возможно, что совокупный объем генерации, который электростанции готовы произвести или физически производят, не будет равняться совокупному уровню потребления, который потребители намерены потребить или физически потребляют в любой заданный момент; из-за ограниченной пропускной способности сети иногда необходимо изменить объем производства или потребления отдельных генераторов или потребителей по сравнению с их желаемым объемом производства-потребления, чтобы предотвратить нарушение системных ограничений.

Именно поэтому в дополнение к расчету отклонений в рамках NETA предусмотрено функционирование «механизма балансирования» (balancing mechanism). Системный оператор определяет, какие действия следует предпринять для поддержания баланса между потреблением и производством, как на национальном (поддержание стабильности частоты), так и на локальном (предотвращение нарушения системных ограничений) уровне. Для этого он заключает с производителями электроэнергии краткосрочные контракты, действующие в режиме, близком к режиму реального времени. Таким образом, в NETA отсутствуют механизмы централизованного выбора состава оборудования, планирования и отчасти ведения режимов, присущие Пулу Англии и Уэльса. Вместо этого действия продавцов и покупателей определяются в основном теми договорами, которые им удалось заключить. Эффективность данной системы торговых отношений, а также надежность снабжения электроэнергией подкрепляется следующими немаловажными факторами:

• наличием избытка генерирующих мощностей, значительная часть которых представлена самым современным и маневренным оборудованием типа ПГУ, введенным в действие на протяжении предыдущего десятилетия;
• наличием достаточно мощной магистральной сети с избыточной пропускной способностью;
• накопленным за последнее десятилетие опытом работы в конкурентной среде;
• тщательно разработанной нормативно-правовой базой;
• достаточно совершенной структурой финансовых отношений;
• развитой системой измерений и оснащенностью приборами типа АСКУЭ и соответствующими базами данных для коммерческого учета;
• практически полностью конкурентными рынками топлива.

Внедрение NETA было сопряжено со многими трудностями, в основном связанными с созданием програмно-аппаратного комплекса (ПАК), призванного реализовать положения Кодекса «О балансировании и проведении расчетов». После внедрения NETA обнаружилось много ошибок как в самом ПАКе, так и ошибок, допущенных участниками. Тем не менее можно утверждать, что внедрение комплекса NETA стало успешным благодаря именно тому, что участники к этому моменту уже имели за своими плечами десятилетний опыт жизни в рыночной среде.

Существенное развитие идея конкурентного рынка электроэнергии с централизованной системой планирования и ведения режимов получила благодаря работам группы ученых Гарвардского университета под руководством профессора Вильяма Хогана. Эти работы стали основой предложенной Федеральной Энергетической Комиссией США (FERC) Стандартной модели рынка (Standard Market Design). Основные отличительные черты Стандартной модели рынка:

• ценообразование на основе аукционов ценовых заявок продавцов и покупателей с использованием оптимизационных алгоритмов, учитывающих системные ограничения для планирования режимов на «сутки вперед»;
• ведение режимов в реальном времени через «спотовый» рынок, объединяющий технологию и коммерцию (системный оператор обеспечивает баланс производства и потребления на основе заявок и оптимизационного алгоритма);
• почасовые узловые цены;
• допустимость двухсторонних договоров между продавцами и покупателями при условии оплаты ими разницы узловых цен между точкой поставки и точкой потребления торгуемой электроэнергии.
• требование к организациям, управляющим сетями, обеспечить участникам рынка возможность приобрести финансовые права на передачу электроэнергии (Firm transmission rights), ограждающие их от рисков, связанных с разницей узловых цен.

В США к 2004 г. активно функционировали шесть конкурентных оптовых рынков электроэнергии, под управлением независимых системных операторов: PJM (Пенсильвания — Нью-Джерси — Мэрилэнд); рынок Новой Англии; рынок штата Нью-Йорк; рынок Среднего Запада (MISO); рынок Калифорнии; рынок Техаса.

Рынок Новой Англии, рынок штата Нью-Йорк, рынок PJM и рынок Среднего Запада (MISO) близки по своей конструкции к предложенной Федеральной Энергетической Комиссией США (FERC) Стандартной модели рынка. Устройство первых трех рынков во многом объяснимо тем, что до перехода к торговле на конкурентной основе все три объединения существовали в виде жестких пулов (tight pools) — объединений вертикально интегрированных энергокомпаний, для которых характерно централизованное планирование и контроля режимов всех генерирующих мощностей, принадлежащих различным энергокомпаниям, входящим в такой пул. Отличия правил рынка в Калифорнии и Техасе существеннее, однако по всей вероятности, всем энергосистемам США придется привести их в соответствие со Стандартной моделью рынка.

Особенности розничного рынка электроэнергии США

Создание розничных рынков в США связано с образованием независимых системных операторов (НСО) и управляемых ими конкурентных оптовых рынков, а также с реструктуризацией вертикально интегрированных энергетических компаний, приведшей к отделению передающих сетей от генерации. В результате образовались сетевые компании (передающие и распределительные), подлежащие регулированию со стороны администрации штатов, и конкурентные генерирующие и сбытовые компании. Первые НСО появились на Северо-Востоке США в 1997 г. (PJM и Новая Англия), первый оптовый рынок в 1998 г. (PJM), первые розничные рынки в 1999 г. В настоящее время наиболее развитые розничные рынки работают в штатах PJM и Новой Англии — с 1999 г., Нью-Йорк — с 2000 г., Техас — с 2002 г. Розничные рынки, как правило, регулируются регулирующими комиссиями штатов, НСО (за исключением Техаса) в работу розничных рынков не вмешиваются. В Техасе розничный рынок управляется НСО штата Техас — ERCOT. В большинстве штатов с розничной конкуренцией сети выведены в отдельные компании. Но в некоторых штатах ограничились введением Кодекса поведения, регламентирующего разделение функций в рамках одной компании.

В упомянутых выше розничных рынках все розничные потребители имеют право выбора поставщиков. Обеспечение почасового учета объема потребления может обуславливаться требованиями конкретного конкурентного поставщика, но в общем случае не обязательно.

Роль гарантирующего поставщика выполняют распределительные компании — «поставщики стандартного предложения». В некоторых штатах (например, Массачусетс) не все потребители, не выбравшие себе поставщика, имеют право на «стандартное предложение»; для них существует «предложение дефолта». Это потребители, подключившиеся после начала действия «стандартного предложения», и те, кто вернулся от конкурентных поставщиков. «Стандартные предложения» предполагались только на время переходного периода, но регулирующие комиссии штатов пока не собираются от них отказываться, так что в обозримом будущем с распределительных компаний эта ответственность не будет снята. Практика показала, что среди бытовых потребителей доля перешедших к конкурентным поставщикам оказалась небольшой — меньше 10 %, среди промышленных — до 30—40 %.

Цены для розничных потребителей устанавливаются регулирующими комиссиями штатов, при этом стоимость электроэнергии и мощности, поставляемой конкурентными поставщиками, регулированию не подлежит. В принципе стоимость поставляемой «поставщиком стандартного потребления» электроэнергии и мощности не является предметом регулирования, но комиссии имеют право требовать от такого поставщика доказательств того, что он добросовестно отнесся к их приобретению на оптовом рынке для своих потребителей. В штате Мэн регулирующая комиссия сама занимается выбором оптового поставщика для своего «гарантирующего поставщика». Как правило, все расходы, связанные с операциями на оптовом рынке, напрямую транслируются в счета розничных потребителей. Для регулирования затрат, связанных с остальными видами деятельности распределительных компаний, применяется традиционная система, учитывающая качество выполнения компанией своих функций. Разрешенная норма прибыли для распределительных компаний сейчас обычно ниже, чем до реструктуризации. Принято считать, что привлечение капитала для них обходится дешевле, чем раньше, из-за отсутствия рисков, связанных со строительством и эксплуатацией генерирующих мощностей.

Все поставщики электроэнергии для розничных потребителей должны быть зарегистрированы в НСО как участники оптового рынка. Конкурентные поставщики могут требовать от своих потребителей наличия приборов с почасовым учетом объемов потребления. Те, кто этого не требует, вырабатывают с распределительной компанией систему расчета часовых нагрузок, базирующуюся на профилях нагрузок за предыдущие периоды. Как правило, учет нагрузок и передача данных в НСО для выдачи счетов с учетом цен оптового рынка производится персоналом распределительных компаний.

В Скандинавии работает уникальный международный рынок электроэнергии «Nord Pool». Норвегия основала «Nord Pool» в январе 1991 г. В январе 1996 г. к нему присоединилась Швеция, в январе 1998 г. — Финляндия, в январе 2000 г. — Дания (включая Восточную часть).

В Скандинавских странах доминирует гидроэнергетика. В Норвегии ГЭС составляют 99,2 % установленной мощности генерации; в Швеции — 49,7 %. Доля АЭС и ТЭС в Скандинавских странах соответственно 23,5 и 20,4 %. Около 1,2 % электроэнергии производится на возобновляемых источниках (ветер и др., кроме ГЭС). Участники рынка Nord Pool вправе заключать между собой двухсторонние физические договоры купли-продажи электроэнергии или торговать на рынке с централизованным планированием режимов (бирже). Около 70 % всего объема электроэнергии продается по двухсторонним договорам.

Характерные особенности скандинавского рынка электроэнергии:

• унифицированные правила торговли;
• отсутствие трансграничных пошлин на покупку и продажу электроэнергии;
• торговля электроэнергией на централизованном рынке (бирже) в двух формах:
• физические поставки электроэнергии;
• финансовые инструменты.

Первоначально возник рынок физических поставок. Со 2 января 2002 г. рынок физических поставок электрической энергии работает в рамках самостоятельного структурного подразделения биржи — Nord Pool Spot AS. Рынок физических поставок разделен на два сектора: Elspot и Elbas. Elspot — рынок электрической энергии. На нем торгуются контракты на физические поставки на сутки вперед. Цена на электроэнергию формируется на основе баланса спроса и предложения участников торгов. В заявке участника указывается цена, по которой участник готов купить определенный объем электроэнергии, и цена, по которой он готов этот объем продать, поскольку владельцы ГЭС ежедневно должны принимать решение по поводу реальных запасов воды в водохранилище ГЭС. Если в будущем ожидается ситуация, в которой цена воды будет больше, чем сейчас, разумно не производить электроэнергию самому, а купить ее на рынке и наоборот.

На рынке физических поставок Elbas торговля осуществляется непосредственно перед поставкой с целью балансирования спроса и предложения электрической энергии. Эта часть рынка эффективно функционирует с 1998 г. В настоящий момент энергобаланс производства и потребления сводится за 2 часа до момента фактической поставки.

Специально для торгов финансовыми инструментами образованы два структурных подразделения биржи: Nord Pool ASA и Nordic Electricity Clearing House ASA (NECH). Если контракты регистрируются для клиринга, биржа становится дополнительной стороной в контрактах и гарантирует расчеты по ним. В настоящее время 90 % двухсторонних контрактов предусматривают клиринг. NECH оказывает такие услуги участникам рынка по снижению рисков.

Nord Pool — механизм, способный достаточно точно оценивать факторы, влияющие на производство и потребление электроэнергии: структуру производственных мощностей, их загрузку, климатические и погодные условия, уровень водности рек. Правительства Скандинавских стран в основном воспринимают изменчивость рыночных цен на электроэнергию как факт жизни и не предпринимают экстренных мер, если цены растут.

Рынок электроэнергии в Японии зародился в  девяностые годы прошлого века, когда была осуществлена реформа электроэнергетики. На первом ее этапе предоставлена возможность конкуренции при инвестировании в новые генерирующие мощности. На втором этапе возникла конкуренция за право снабжать крупнейших потребителей электроэнергии (26 % от общего потребления в стране) по двухсторонним физическим договорам.

В 2003 г. по инициативе Правительства Японии внесены поправки в законодательство, предусматривающие рост эффективности в отрасли за счет внедрения конкуренции вначале на оптовом, а затем и на розничном рынках электроэнергии. Переход к полностью конкурентному розничному рынку был осуществлен в 2007 г. Программа реформирования электроэнергетики в Японии предусматривала разделение по видам деятельности внутри частных вертикально интегрированных энергокомпаний за счет раздельного бухгалтерского учета. Были  учреждены независимый системный оператор и энергетическая биржа, где происходят торги в режиме на «сутки вперед» и заключаться долгосрочные двухсторонние договоры. Применяемый ныне метод ценообразования на передачу электроэнергии по сетям, основанный на расчете цены за каждую конкретную двухстороннюю сделку, заменят сетевым тарифом по принципу «почтовой марки».

Электроэнергетика Испании реструктурирована в середине девяностых годов прошлого века. Процесс завершился в 1998 г. созданием квазиконкурентного рынка в Испании, который, по всей видимости, останется таким достаточно продолжительное время. Электроэнергетическая отрасль в настоящий момент состоит из четырех частных вертикально-интегрированных компаний, в капитале которых присутствует и иностранный капитал, в том числе в форме контрольного (например, итальянская  компания ENEL) и еще трех иностранных компаний, строящих газотурбинные электростанции. Магистральные сети принадлежат независимой компании Red Electrica. Регулирующий орган не имеет каких-либо властных полномочий и представляет собой скорее консультативный для правительства, нежели регулирующий орган. Несмотря на такую структуру отрасли, правительству удалось сконструировать систему отношений, допускающую некоторую степень конкуренции. Отрасль остается высоко политизированной, так как правительство рассматривает цены на электроэнергию как инструмент сдерживания инфляции. Посредством этих цен субсидируются некоторые отрасли промышленности. Тарифы регулируются правительством и одинаковы по всей территории страны.

Рынок электроэнергии (NZEM) в Новой Зеландии функционирует с 1996 г. Ему предшествовал процесс акционирования государственной вертикально интегрированной энергетической монополии ECNZ. Из нее выделена сетевая компания TransPower. Впоследствии из генерирующих активов ECNZ образовано несколько генерирующих компаний, которые были приватизированы. В Новой Зеландии не предусматривался регулирующий орган. Предполагалось, что отрасль будет действовать на основе принципа саморегулирования, т.е. правила рынка будут предметом договоренности между его участниками. Рынком NZEM управляет нанятая по конкурсу частная компания, отвечающая за коммерческий учет и расчеты между участниками. В устройстве рынка NZEM принцип узловых цен в реальном времени используется практически до теоретического идеала. В энергосистеме определено 244 узла, в отношении которых принимаются заявки продавцов и покупателей. Режимы, а соответственно и цены рассчитываются для каждого получаса в режиме «на сутки вперед» с учетом потерь, системных ограничений и потребности в резервах мощности. По мере приближения к реальному времени цены пересчитываются несколько раз, а участники рынка вправе изменять свои заявки в любой момент, но не позднее, чем за два часа до реального времени. Расчет платежей, однако, производится на основе фактического режима. Имеют место двухсторонние договоры между продавцами и покупателями, но нет площадки, где бы они торговались.

Новая Зеландия состоит из двух островов — Северного и Южного. Большая часть потребления приходится на Северный остров, и на нем же расположены тепловые генерирующие мощности. На Южном острове есть комплекс ГЭС, электроэнергия с которых передается на Северный остров по подводному кабелю постоянного тока. С начала действия NZEM в стране имели место два засушливых периода. Оказалось, что стимулы, заложенные в механизм ценообразования, недостаточны, чтобы предотвратить дефицит электроэнергии. Правительство страны пришло к выводу: саморегулирование электроэнергетики не обеспечивает страну надежным и бесперебойным электроснабжением. Поэтому был учрежден регулирующий орган, разработавший систему резервирования на случай засушливого года. Система предусматривает наличие определенного объема воды в водохранилищах, соответствующего количественному эквиваленту электроэнергии, который владельцы ГЭС не вправе выставлять на рынок.

Политика либерализации в странах ЕС прошла несколько стадий. К моменту объединения  страны ЕС пришли с существенно отличающимся построением электроэнергетики: от уже упомянутых либерализованных энергетик Великобритании и скандинавских стран, до государственной монополии во Франции и крупных частных вертикально-интегрированных монополий в Германии. Первые шаги ЕС в направлении либерализации были достаточно осторожными, но, в тоже время, довольно определенными. Директива ЕС предписывала всем странам открыть свои рынки для доступа «третьих» стран, обеспечить недискриминационный доступ к инфраструктуре и «мягкое» организационное разделение по видам деятельности.

Первые годы реализации указанной директивы показали, что «половинчатое – мягкое» движение по пути либерализации не снимает проблемы конфликтов интересов, в связи с чем, в 2008 году была принята новая – значительно более жесткая Директива ЕС.         Согласно указанной директиве не допускается одновременное управление конкурентными и монопольными видами деятельности. Таким образом, компании, владеющие сетями и генерацией будут вынуждены отдать свои сети под управление независимых операторов. Одновременно с этим, по инициативе ЕС, начались работы над объединенным рынком электроэнергии ЕС, первым этапом которых является создание межстрановых региональных рынков. Первые шаги в данном направлении уже осуществляются. Так страны Бенилюкс вместе с Францией и Голландией создали совместную энергетическую биржу и общий рынок электроэнергии.

2.1.4. Уроки, вытекающие из обобщения опыта и функционирования рынков электроэнергии

Либерализованная энергетика — новое явление в экономической и общественной жизни. От нее принято ожидать разных благ, в первую очередь снижения цен на электроэнергию для потребителей и одновременно притока в отрасль частных инвестиций. Здравый смысл подсказывает, что эти задачи противоречат друг другу. Конкурентные рынки электроэнергии, если грамотно спроектированы, хорошо справляются с задачей снижения цен, когда они начинают функционировать в период избытка установленных генерирующих мощностей. Эти рынки хорошо справляются и с задачей привлечения частных инвестиций при недостатке мощности, но только когда правительства не ограничивают их естественной деятельности. Вмешательство правительств в виде ограничений цен, как правило, ни к чему хорошему не приводят. Но если складывается ситуация, когда одновременно присутствуют плохо сконструированный рынок, нелепые действия властей, допускающий серьезные экономические нарушения крупный участник рынка, дефицит генерирующих мощностей и необычные погодные условия, катастрофы не миновать. Это и произошло в Калифорнии. Там установились очень высокие оптовые цены на электроэнергию начиная с лета 2000 г. до зимы 2000/01 г. Для понимания событий этого периода приведем краткую справку о конструкции рынка электроэнергии в Калифорнии и системе управления им.

В Калифорнии Системный оператор (Cal ISO) управляет системой в реальном времени, т.е. обеспечивает балансирование производства и потребления энергии и поддерживает допустимые значения перетоков по сечениям сети. Для этого он ведет рынок реального времени, для которого регулирующий орган установил предельную цену (price cap). В дополнение к этому, существовала торговая площадка (PX), чтобы управлять еще двумя рынками электроэнергии — рынком «на сутки вперед» и рынком «того же дня», за час до реального времени потребления. Участниками этих рынков были координаторы режима. Каждый из них в зоне своей ответственности вел мини-рынок генераторов энергии и конечных потребителей, а на торги РХ выставлял излишки электроэнергии своей зоны. Каждый координатор режима был обязан сбалансировать производство и потребление в своем регионе за счет внутренних ресурсов, а если это не представлялось возможным, то за счет сделок на рынках РХ. Режимы производства и потребления, полученные в результате работы координаторов режима и рыночного процесса на РХ, представлялись в Cal ISO на утверждение (после проверки на технологическую осуществимость). Оба рынка РХ устанавливали единую для всей Калифорнии часовую клиринговую цену, если не было насыщения пропускной способности сетевых сечений. При насыщении сечений устанавливались отдельные клиринговые цены для заранее (в процессе создания рынка) определенных энергозон по обе стороны от насыщенного сечения. Цены в каждой из зон устанавливались на основе заявок на «отклонения», т.е. цен, по которым координаторы режима были готовы отклониться от того режима, который складывался на основе заявок продавцов и покупателей в их зоне ответственности. Для трех крупнейших энергетических компаний Калифорнии — Southern California Edison, San Diego и PG&E — установлены иные правила. Они должны были выставлять всю вырабатываемую ими электроэнергию на торги РХ и покупать всю электроэнергию для своих потребителей на рынках РХ. Поскольку РХ выполнял для этих компаний роль координатора режима, то РХ превращался в самого большого координатора режима в Калифорнии. Сделано это было для того, чтобы можно было ограничить рыночную силу этих трех компаний, а также рассчитать доходность от использования ими возможностей нового рынка и направить полученную выгоду на погашение затрат, связанных с их прошлыми инвестициями в генерирующие мощности. Считалось, что рыночные цены будут недостаточны для покрытия этих затрат. Если плата за энергию на рынках РХ указанных трех компаний была меньше, чем их замороженные розничные тарифы для конечных потребителей, излишки следовало направлять на покрытие долгов компаний за прошлые инвестиции. До наступления кризиса компания San Diego именно за счет этого полностью покрыла свои прежние долги, PG&E собрала для этих же целей 8,3 млрд долл., а Southern California Edison — 9,3 млрд долл. Система, однако, дала сбой, когда рыночные цены превысили замороженные розничные тарифы. В результате разразившегося кризиса торговая площадка прекратила функционировать в 2001 г.

Очень высокие оптовые цены на электроэнергию в Калифорнии были обусловлены высокими ценами на природный газ в сочетании с ростом потребления (дефицит мощности около 6000 МВт), необычно жарким летом, нехваткой воды в водохранилищах ГЭС, авариями на электростанциях, ошибками в регулятивной политике штата и недостаточной пропускной способностью сетей. Электростанции, использовавшие природный газ в качестве топлива, вынуждены были покупать газ на спотовом рынке, так как регулирующий орган Калифорнии (CPUC) ограничивал их в праве заключать долгосрочные контракты на поставку топлива. Рост потребности в поставках природного газа на 44 % в 2000 г. по сравнению с 1999 г. и ущербная конструкция рынка электроэнергии стали главными причинами роста цен на рынке газа, хотя и ценовые манипуляции участников рынка также сыграли в кризисе не последнюю роль. В настоящее время опубликована информация о различных организациях, которые принимали участие в ряде стратегий по манипулированию рыночными ценами, применявшимися компанией Enron. Эти компании вступали с Enron в соглашения о делении прибыли, чтобы скрыть реальную долю рынка, приходившуюся на Enron; практиковали экономическое (не путать с физическим) изъятие мощностей с рынка; завышали клиринговые цены рынка за счет подачи необоснованно высоких заявок. Компания Enron создала и контролировала электронную торговую площадку под названием EOL (Enron on line), одновременно являясь участником рынка. Площадка эта не стала прозрачной для рынка, но дала Enron огромное информационное преимущество, которое оно использовала для извлечения прибыли. EOL была не только площадкой, на которой совершались сделки. Она сама была активным и достаточно агрессивным игроком. Используя свое информационное преимущество, площадка EOL добивалась крупных прибылей на рынке финансовых производных (порядка полмиллиарда долларов в 2000—2001 гг.). Enron могла позволить себе небольшие убытки на рынке, на котором торговались физическая электроэнергия или топливо, одновременно получая информацию, дающую возможность заработать миллионы на производных финансовых инструментах. На EOL нормальным явлением стали так называемые «сделки-постирушки» (wash trades), в которых EOL объявляла о своей готовности продать и купить по одной и той же цене. В результате создавалась видимость ликвидности, искажавшая цены. Enron также манипулировала ценами, заставляя две из своих аффилированных компаний быть сторонами сделок типа «постирушек», создавая искусственную изменчивость (волатильность) цен и их рост. Есть доказательства, что компания Enron и аффилированные с ней организации преднамеренно применяли стратегии по манипулированию рынком. В мае 2002 г. адвокаты Enron представили Федеральной Энергетической Комиссии США внутреннюю переписку, подтверждавшую, что трейдеры Enron заключали фиктивные сделки, чтобы получать платежи за разгрузку перегруженных сечений сети. Это достигалось следующим образом: аффилированное лицо заключало сделку, предопределявшую переток энергии, заведомо перегружавший некоторое сечение; затем трейдер Enron регистрировал эквивалентную сделку в обратном направлении и получал за это плату за разгрузку сечения. Так как сальдо двух встречных сделок было нулевым, то никакой связанной с ними энергии не производилось и не поставлялось. Неоправданная сложность конструкции рынка Калифорнии и его правил привела не только к его неэффективности, но и к возникновению стратегий поиска выгоды в обход правил.

Говоря о недостатках устройства рынка в Калифорнии, следует, однако, подчеркнуть, что они не являлись непоправимыми. Ошибки такого рода могли бы быть без излишних потерь устранимы, как только выяснилась практика  обхода правил, если бы «замораживание» розничных цен на фоне либерализации не привело к быстрому коллапсу и банкротству основных игроков. Дело в том, что рост цены в Калифорнии в целом имел под собой вполне объективные основания, связанные с дефицитом развития мощностей из-за слишком высоких экологических требований. Приписывать все проблемы Калифорнии лишь неадекватному поведению игроков бессмысленно. Такое поведение лишь существенно ускорило процесс, в основании которого лежал объективный рост цены оптового рынка из-за дефицита мощностей, который сбытовые компании не смогли «оттранслировать» своим потребителям, что и вызвало череду банкротств.

Опыт различных стран показывает, что либерализация рынка электроэнергии при продуманной организации его функционирования способствует притоку инвестиций в электроэнергетику и устранению дефицита мощностей.

Механизмы привлечения инвестиций в электроэнергетику зависят от многих объективных и субъективных факторов. Первоочередную роль при этом играет уровень и прогнозируемость цен на электроэнергию. Все регулируемые системы подвержены высокому регуляторному риску и потому, в большинстве случаев, инвесторы использует лишь те механизмы, которые перекладывают все риски на потребителей электрической энергии.

Либерализованная система отношений в электроэнергетике позволяет распределить риски между инвесторами и потребителями и повысить качество принимаемых инвестиционных решений.

Во многих промышленно развитых странах в последние десятилетия в ходе либерализации электроэнергетики правительства переместили ответственность за поддержание достаточного уровня мощностей с вертикально интегрированных монополий, по большей части государственных, на частный сектор. Частный инвестор, лишенный возможности переложить ценовой и количественный риск на конечного потребителя, вынужден принимать инвестиционное решение с учетом этих факторов. Решение инвестора и банков, предоставляющих ему кредиты, в отличие от государственной или даже частной монополии, мотивируется только ожиданием прибыли, соответствующей степени риска вложения. Никакие побочные факторы в расчет не принимаются. Это, безусловно, приводит к более взвешенному и тщательно проработанному инвестиционному решению.

В тоже время, повышая качество принимаемых инвестиционных решений, либерализация выдвигает и дополнительные требования к устройству систем регулирования и рынков. Новая система отношений должна быть спроектирована таким образом, чтобы обеспечивать не только эффективное текущее функционирование системы, но и создавать адекватные инвестиционные сигналы. Наибольшей сложностью при проектировании является проблема «приближения» во времени инвестиционных сигналов с тем, чтобы, в отличие от остальных рынков, обеспечить расширение инвестиционного процесса не с возникновением дефицита, а опережая, не допустить его возникновения.

Проблема наиболее адекватного формирования инвестиционных механизмов в настоящее время является одной из наиболее обсуждаемых в мире.

Либерализация, проведенная консервативным правительством Великобритании в начале 1990 г., стала одним из самых масштабных событий в мировой электроэнергетике. Она распространялась только на Англию и Уэльс, как уже упоминалось в 2.1.3, и не коснулась других частей Объединенного Королевства. Созданные в процессе либерализации две крупные частные генерирующие компании унаследовали ряд устаревших и неэффективных угольных электростанций, которые в новых условиях, требовавших экономичных и высокоманевренных мощностей, приносили только убытки. Практически в то же время сняли долго существовавший законодательный запрет на использование природного газа для производства электроэнергии. В Англии и Уэльсе пошел активный процесс вывода из строя и демонтажа старых электростанций, модернизации тех, которые оставались рентабельными и строительства новых. За 11 лет работы Пула с 1990 по 2001 гг. в структуре выработки электроэнергии Англии и Уэльса по виду топлива произошли существенные изменения. Использование угля сократилось с 65 до 36 %; нефти — с 11 до 2 %; доля природного газа, наоборот, выросла с 1 до 33 %; доля выработки на ядерном топливе постоянно колеблется в пределах от 21 до 29 %; доля гидрогенерации в выработке электроэнергии 1 %.

При модернизации угольных электростанций основное внимание уделялось увеличению маневренности. Изначально генерирующие агрегаты были спроектированы для несения базовой нагрузки в недельном цикле. Их включали в ночь с воскресенья на понедельник и выключали в пятницу вечером для текущих ремонтов, чтобы запустить вновь в воскресенье ночью. Однако такой режим работы в рынке оказался убыточным. В течение двух лет, несмотря на утверждения, что это невозможно, ценой существенных капиталовложений практически все генерирующие агрегаты в Англии переоборудовали так, что их можно было останавливать вечером и утром запускать вновь. За счет этого резко увеличилась прибыльность. Все 12 созданных в 1990 г. распределительных компаний, за исключением одной, инвестировали в строительство парогазовых генерирующих мощностей на принципах проектного финансирования. Основой для привлечения инвестиций стали 15-летние договоры на поставку газа и 15-летние договоры на продажу электроэнергии и мощности. Оплата по этим договорам поступала от потребителей с мощностью потребления ниже 1 МВт, которые вначале не получили права выбора альтернативного поставщика.

Цель инвестиций в эти мощности состояла в получении нерегулируемых доходов и в противодействии доминирующей роли двух крупнейших тепловых генерирующих компаний. На этой основе возникла первая волна инвестиций. Две крупнейшие генерирующие компании National Power и PowerGen одновременно инвестировали в строительство парогазовых блоков суммарной мощностью 4500 МВт и демонтировали убыточные устаревшие угольные электростанции. На оставшихся угольных электростанциях проводилась программа модернизации, позволившая значительно улучшить их операционные характеристики. Первая волна инвестиций приостановилась из-за увеличения цены на газ на 25 % в 1992 году. Второй цикл инвестиций пришелся на вторую половину девяностых годов прошлого века. Инвестиции в этом случае были на коммерческой основе (merchant plant), т.е. без долгосрочных договоров.

В результате в Англии и Уэльсе произошли:

• масштабная модернизация тепловых электростанций;
• демонтаж устаревших мощностей;
• строительство электростанций, использовавших новейшие технологии;
• увеличение резерва установленной мощности до 30% от пика потребления.

Принятие нового порядка торговли электроэнергией (NETA) в 2001 г. существенно изменило картину.  Если в предыдущей системе торговли наиболее прибыльным сегментом рынка была генерация, то в новых условиях в выигрыше оказались структуры, одновременно владевшие и генерацией, и сбытом. Они продают энергию, произведенную своим генератором, своей сбытовой компании, которая продает ее конечным потребителям по свободным (трансфертным) ценам в условиях отсутствия репрезентативного ценового сигнала.. С этого времени строительство новых электростанций в Англии практически прекратилось.

Многие из введенных в ряде регионов Соединенных Штатов Америки конкурентных энергорынков строились и начали функционировать в условиях избытка генерирующих мощностей. Поэтому конкуренция привела к снижению цен на электроэнергию для потребителей. Однако в плане долгосрочного развития вопрос о привлечении инвестиций в новые мощности остается открытым. Достаточно много средств инвестировано в генерирующие мощности в 90-х годах, когда в строй введены новые электростанции суммарной установленной мощностью около 150 000 МВт. Инвестиции в инфраструктуру электроэнергетики в США в период с января 2002 г. до июня 2003 г. позволили увеличить установленную мощность генерации еще на 10 %. Из 85 000 МВт новых мощностей, сданных в эксплуатацию за этот период, 96 % составляли газотурбинные электростанции. Многие из них построены на основе решений, принятых ранее в период высоких оптовых цен на электроэнергию. Львиная доля средств инвестирована в производство электроэнергии в основном коммерческими компаниями (merchant companies) для участия в конкурентных рынках. Небольшие инвестиции в сетевое хозяйство сделаны регулируемыми коммунальными компаниями. Коммерческие компании инвестировали около 30 млрд. долл. на финансирование строительства 60000 МВт новых генерирующих мощностей, что составило приблизительно 42 % от всех новых мощностей, сданных в эксплуатацию за период с 1998 по 2002 г. Инвесторы (а не конечные потребители электроэнергии) взяли на себя риск, связанный с этими инвестициями, в ожидании высоких прибылей. С вводом новых мощностей увеличились резервы и упали цены на рынках мощности, где генераторы обычно получают существенную долю своих доходов. В дополнение к этому, как обычно происходит на рынках с устойчивыми или снижающимися ценами на электроэнергию для конечных потребителей, рост цен на газ вызвал спад прибылей генераторов. При зарегистрированных в 2002 и 2003 гг. рыночных ценах на электроэнергию в большинстве регионов США инвестиции в новые генерирующие мощности оказались бы неоправданными. Тем не менее, в отдельных местностях рыночные цены продолжают сигнализировать о необходимости ввода новых мощностей.

В континентальных странах Европейского союза на протяжении многих десятилетий поставки электрической энергии были достаточно надежны. Практически повсеместно наблюдался избыток генерирующих мощностей. До либерализации рынка это обеспечивалось за счет деятельности монопольных вертикально интегрированных компаний, зачастую находившихся в государственной собственности. Либерализация рынка, появление конкуренции и падение цен ухудшили финансовое положение отрасли. Проведенный в 2001 г. организацией «Евроэлектрик» анализ показал, что рентабельность вложений капитала в период с 1997 по 2000 гг. для большинства энергокомпаний либо была нулевой, либо сократилась. Фактически электроэнергетический сектор в странах ЕС сегодня можно считать высоко рисковым, с длительным сроком возврата инвестированных средств и средним уровнем доходности. Потребление электроэнергии в Европе растет год от года, хотя темпы этого роста несколько снизились. По прогнозам, в период с 2000 по 2030 г. в зонах ЕС-15 и ЕС-25 рост потребления составит 1,5 % в год.

Размеры капиталовложений для покрытия такого увеличения спроса будут почти в два раза больше, нежели расходы на простое расширение производства. Дело в том, что до 2030 г. ожидается вывод  из эксплуатации большого количества устаревших электростанций или электростанций, которые будут закрыты из-за ужесточения природоохранного законодательства, слишком высоких затрат на соблюдение требований по сокращению выбросов в атмосферу, из-за низкой рентабельности, вызванной неэффективностью производства.

Внутренний рынок электрической энергии (ВРЭ) стран ЕС только сейчас, после 15 лет дискуссий становится реальностью. Новая директива по созданию ВРЭ от 2003 г. определяет эффективные инструменты, которые могут использоваться правительствами, когда рынок не обеспечивает привлечение необходимых инвестиций. В частности, одним из инструментов являются тендеры на строительство электростанций с гарантией возврата вложенного инвестором капитала.

Несмотря на изменение обстановки, в отрасли ощущается уверенность в способности либерализованного рынка обеспечить надежность поставок электроэнергии и  наличие инвестиционных средств. Практика показывает, что если в вопросе либерализации электроэнергетики как направления дальнейшего ее развития в мировом масштабе достигнут консенсус, то инструменты развития и привлечения инвестиций все еще находятся в стадии разработки и вызывают активные дискуссии.

Создание институтов конкурентного рынка электроэнергии ставит новые задачи и требует учета новых рисков, которые связаны с введением свободного ценообразования.

Неравномерность уровней потребления, порождает необходимость искать в разные моменты времени разные уровни равновесных цен. Низкая эластичность текущего спроса может порождать в моменты временного дефицита (в силу аномальных климатических условий или интенсивных ремонтных программ) высокие всплески цен, к которым должны быть готовы как потребители, так и производители электроэнергии. Собственно ничего необычного в таких колебаниях цен нет, мы сталкиваемся с ними и на многих других товарных рынков. Особенностью электроэнергетики, как уже отмечалось, является невозможность хранения, а, следовательно колебательные процессы могут проявляться гораздо сильнее.

В таких условиях, как для потребителей, так и для производителей крайне важным становится появления инструментов хеджирования ценовых колебаний, в качестве которых обычно выступают долгосрочные контракты с формулами цен или финансовые инструменты вторичного рынка (фьючерсы и форварды).

Другим следствием нестабильности цен является необходимость учета ценовой кривой при принятии инвестиционных решений. В новых условиях инвестор не может ориентироваться на «средний» уровень цен, а должен избирать тип электростанции (базовый, пиковый или полупиковый), которую он собирается строить. При этом справедливо общее правило – чем более маневренна генерирующая станция, тем более выгодно ее функционирование с точки зрения доходов от продажи (см. пример инвестиций в рынке Великобритании).

Следует подчеркнуть, что волатильность цен сама по себе (как и все в рыночной экономике) является и риском и возможностью заработать. Настоящим риском является неадекватное поведение регулирующих органов в условиях волатильности цен.

Во многих странах конечные потребители изолированы от влияния рыночных цен с помощью усредненных тарифов. Но даже там, где потребитель платит цены краткосрочного рынка, зачастую нет достаточного осознания связанного с этим риска и нет достаточного количества долгосрочных договоров. Это ведет к недостатку инвестиций в генерирующие мощности, росту цен, недовольству потребителей и панике в правительстве. Правительства и регулирующие органы, как правило, ведут себя сдержанно, когда уровень рыночных цен ниже их представлений о средних издержках производителей. Как только уровень рыночных цен начинает расти, у регуляторов возникает непреодолимая тяга к действию, вначале в виде анализа причин этого роста, а затем регулятивным вмешательством в виде ограничения цен. Работа рыночного механизма в результате этого нарушается, а ценовой сигнал, призванный стимулировать инвестиции, искажается или пропадает. Как результат – еще более высокие цены в последствии, когда, в силу необходимости обеспечить растущее потребление, приходится срочно привлекать инвестиции в электроэнергетику. При этом инвестор, напуганный нерациональным поведением регулятора, будет инвестировать только в том, случае, когда уровень доходности обеспечивает не только возврат капитала, но и окупает значительные регуляторные риски.

Конкурентные рынки электроэнергии достаточно хорошо справлялись с проблемой привлечения инвестиций в новые мощности не только в таких инвестиционно привлекательных странах и юрисдикциях, как Соединенные Штаты и Великобритания, но и в менее стабильных странах, в частности, в Латинской Америке. Однако этот процесс подвержен циклам нарастания и спада. Инвесторы строят новые электростанции в период высоких рыночных цен, за счет чего возникает избыток мощности. Тогда цены падают, и постепенно вновь возникает дефицит, после которого должен начаться новый период роста цен и строительства. Однако риск того, что он начнется с запозданием, достаточно велик.

В мире на сегодняшний день используются три основных типа регулятивного подхода к проблеме обеспечения достаточного резерва генерирующих мощностей: (а) положиться на рынок электроэнергии для решения этой проблемы; (б) установить регулятивный механизм платы за мощность, чтобы обеспечить нужный уровень инвестиций и, в некоторых случаях стабилизировать непредсказуемые доходы генерирующих компаний; (в) обязать покупателей приобрести и оплатить доступ к определенному объему мощности, возможно через некий рыночный механизм, что должно обеспечить наличие достаточной величины установленной мощности в системе.

Первый подход наиболее простой. Однако на протяжении начального периода, когда покупатели только привыкают к заключению хеджирующих риски договоров, может привести к множественным случаям всплеска цен и перебоям в электроснабжении. Покупатели и власть, как правило, интерпретируют эти явления как недостатки рыночного механизма, а не как последствия недостаточного хеджирования рисков. Скорее всего, регулятор потребует существенного изменения правил работы рынка намного раньше, чем покупатели научатся вести себя соответствующим образом.

Во втором подходе предусматриваются административно установленные платежи за мощность. В теории они должны были бы привлекать новые инвестиции и приводить к стабильным и более низким ценам за электроэнергию. Однако регулятивная сущность процедуры установления цен за мощность и распределение собранных средств между разными генерирующими мощностями вызывают серьезные разногласия. Наиболее остро этот вопрос стоит в системах с тепловой и ГЭС-генерацией, так как последняя ограничена не установленной мощностью, а наличием воды. Кроме этого, совершенно неочевидно, улучшается ли надежность энергосистемы за счет этих платежей, а раздраженные потребители утверждают, что платят деньги, не получая ничего взамен.

Третий подход заключается в создании рынка мощности. Регулирующий орган устанавливает количество мощности, доступ к которой должен обеспечить себе каждый участник рынка, являющийся покупателем, и максимальную мощность, которую позволено продать каждому производителю электроэнергии. Организуется рынок, на котором осуществляется торговля мощностью по сформированным на нее ценам. Таким образом, размер компенсации генерирующим компаниям за их инвестиции в генерирующие объекты определяется на основе конкурентного рыночного процесса. Однако и этот подход обладает рядом недостатков. Основной из них - покупатели не видят реального продукта, который они получают в обмен на плату за мощность. Производители же энергии имеют ограниченное количество обязанностей, вытекающих из сделки по продаже мощности и имеют право экспортировать энергию за пределы рынка, если цены там выше. При этом рынки мощности должны быть адекватным образом связаны с рынками электроэнергии для того, чтобы отразить иные потребительские свойства мощности (эффективность, маневренность и т.д.). Одним из направлений совершенствования механизмов рынков мощности является стимулирование долгосрочных стандартизованных контрактов на мощность и энергию и вторичная торговля такими контрактами. Рынки мощности, по-видимому, наиболее адекватный механизм регулирования цикличности процесса инвестиций в новые мощности.

Рассмотренные выше примеры деятельности конкурентных рынков электроэнергии убедительно показывают, что рыночные цены на электроэнергию подвержены влиянию таких объективных факторов, как климат, цены на топливо, водные режимы рек и наличие или отсутствие достаточных резервов мощности. Цены зависят и от структуры используемых ресурсов (органическое, ядерное топливо, гидроресурсы), структуры отрасли и механизма ее регулирования. Они зависят от таких субъективных факторов, как недостаточная степень конкурентности, неадекватные правила рынка и, наконец, от вмешательства властей в их работу. Пример Аргентины показывает, что политические соображения способны разрушить даже эффективно функционирующий рынок или существенно исказить его работу, как это видно на примере канадской провинции Онтарио. Пример Новой Зеландии и Чили показывает, что стандартные правила не способны обеспечить стабильность цен в локальных энергосистемах с высокой долей гидрогенерации. Опыт либеризации рынка электроэнергии в разных странах подтверждает способность рыночных структур привлекать частные инвестиции в создание новых мощностей. Примечательно, что даже весьма существенные инвестиции не влекут за собой роста рыночных цен, как это было бы при ценовом регулировании. При избытке мощности инвесторы могут терпеть убытки или даже обанкротиться из-за падения цен, а на потребителях это почти не отразится.

Не выявлено ни одного факта явного роста цен, инспирированного введением конкурентного рынка взамен вертикально-интегрированной энергокомпании. Как правило, цены демонстрируют высокую волатильность в течение года-двух после запуска рынка, а затем начинают снижаться, по крайней мере в реальном выражении (с поправками на инфляцию и топливную составляющую). Все без исключения конкурентные рынки электроэнергии характеризуются повышением качества обслуживания потребителей. Стимулом для повышения качества обслуживания становится конкуренция, возникающая при получении потребителем права выбирать поставщика.

Если качество обслуживания потребителей повысилось во всех странах, где предпринималась реформа электроэнергетики, то этого нельзя сказать о снижении цен. Очевидно, что в тех странах, где дореформенные цены не покрывали затрат энергокомпаний, либерализация должна была привести к повышению тарифов. Однако и там, где тарифы соответствовали затратам, а в некоторых случаях были даже необоснованно выше их, наблюдались случаи резких скачков цен на электроэнергию.

Цена зависит от эффективности работы оптового рынка электроэнергии. Сбои в эффективной работе рынков, приводившие к резким всплескам цен, являлись следствием одного или нескольких следующих факторов:

• злоупотребления рыночной силой, возникающей из-за недостаточного количества участников рынка при неправильной структуре и размещении генерирующих компаний;
• просчетов в проектировании рынков;
• вертикальной интеграции между производителями электроэнергии и владельцами сетей;
• неучастия потребителей в рынках.

Дискуссия о наиболее эффективной конструкции оптового рынка электроэнергии остается в центре внимания. Центральный вопрос здесь следующий: как нужно строить рынок, — основываясь  на принципе централизованного планирования и ведения режимов или на основе двухсторонних договоров между продавцами и покупателями. Эта дискуссия носит в значительной мере теоретический характер,  очевидно одно, что ни одна конструкция рынка не будет эффективной, если нет достаточного числа конкурирующих продавцов электроэнергии.

Задачи контроля за эффективностью работы рынка и за развитием добросовестных конкурентных отношений в нем ставились во многих странах, где возникли либерализованные рынки электроэнергии. Они решались в разных странах по-своему и с разным успехом. Этот аспект деятельности регулирующих и антимонопольных органов имеет крайне важное значение для успешной либерализации электроэнергетики.

Наряду с большими успехами, достигнутыми в ряде стран, иногда усилия государств по созданию эффективных оптовых и розничных рынков электроэнергии сталкиваются с проблемами. Среди них отметим энергетический кризис в Калифорнии; скандалы, связанные с деятельностью компании Энрон; провал плохо продуманных реформ в Бразилии; макроэкономические проблемы, препятствующие инвестициям в такой достаточно продуманной системе, как в Аргентине; непрекращающееся политическое вмешательство, препятствующее частным инвестициям в Индии и Пакистане.

Имеющийся опыт позволяет сделать следующие основные выводы:

• либерализация электроэнергетики из регионального процесса, который начался с реформ в нескольких странах (Чили, Великобритания, Скандинавия), несмотря на объективные и субъективные сложности, превратился в глобальный процесс, который идет на всех континентах и только набирает обороты;
• проблемы, возникшие в странах, вступивших на путь либерализации, связаны не столько с либерализацией как таковой, сколько с непоследовательностью или нерешительностью в ее реализации (Аргентина, Онтарио, Калифорния);

поиск наилучших форм либерализации в мире не закончен и связан, в основном, с «балансированием» потребностей в текущей и долгосрочной эффективности электроэнергетики.

Следующая >2.2. Синхронная зона ЕЭС/ОЭС — роль и стратегия развития на евроазиатском континенте