Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики (стр. 8 )

·  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.