Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 11 )

Во многих странах тарифы на электроэнергию, сложившиеся в условиях регулирования, считались чрезмерно высокими сравнительно с ценами продукции, производимой в других отраслях [37]. В США, например, несмотря на почти 20-летний тренд снижения тарифов на электроэнергию в реальном выражении (начиная с 1982 г.) [40], в 2001 г. средний тариф по стране составил 7,32 цент/кВт×ч [44]. Максимальные же тарифы, имевшие место на северо-востоке и юго-западе страны, а также на Гавайях и Аляске, примерно в полтора и более раз превышали средний уровень:

Тариф, цент/кВт×ч

Аляска ………………………………………………... Гавайи ………………………………………………... Калифорния …………………………………………. Массачусетс …………………………………………. Нью-Гемпшир ……………………………………….. Нью-Йорк …………………………………………….

10,5 14,0 11,8 11,5 11,0 11,6

В то же время в центральных и северо-западных штатах тарифы сложились на 1-2 цент/кВт×ч ниже среднего уровня. Следует отметить, что наибольшую активность в отношении реформирования электроэнергетики, как правило, проявляют штаты, где наблюдаются высокие тарифы на электроэнергию.

Таким образом, условия были довольно разнообразными. Состав собственников основных производственных фондов энергокомпаний варьировался от государства до частных инвесторов. Организационная структура электроэнергетики отличалась разнообразием в части горизонтальной интеграции. Вертикальная интеграция в «долиберализационный» период преобладала, и в электроэнергетике доминировали ВИЭК. Уровни резервов и цен на электроэнергию признавались завышенными.

Главной причиной реформирования электроэнергетики считается недостаточная эффективность регулируемых монополий, отсутствие у них должных стимулов для снижения издержек производства ввиду затратного принципа формирования тарифов на электроэнергию [1, 20, 24, 37 и др.]. В сочетании с недостатками и трудностями государственного регулирования монопольных энергокомпаний это приводило к высоким ценам на электроэнергию.

В [38] отмечается, что в системе государственного регулирования его последствия асимметричны для «регулятора». «Переинвестирование» (ввод избыточного объема мощностей) вызывает только повышение тарифов для потребителей, но не приводит к каким-либо штрафным санкциям для регулятора или компании. «Недоинвестирование» (ввод недостаточного объема мощностей) может вызвать ограничения электроснабжения потребителей с соответствующими экономическими и иными ущербами, получить общественный и политический резонанс, что в свою очередь может привести к негативным последствиям для регулятора или компании. Считается, что теоретическое обоснование склонности частной монополии с регулированием нормы прибыли к «переинвестированию» было сделано еще в начале 60-х годов XX в. [45]. Ожидается, что введение рыночных механизмов в электроэнергетику позволит повысить экономическую эффективность капиталовложений и рационализировать инвестиционную деятельность отрасли, а также улучшить эффективность ее функционирования, снизив эксплуатационные издержки [46], что в конечном итоге приведет к снижению цен на электроэнергию.

Существует точка зрения, что свой вклад в высокие уровни тарифов на электроэнергию внесла также атомная энергетика, развивавшаяся в условиях регулирования. Во многих странах мира население выражало свою озабоченность безопасностью функционирования атомных электростанций и других предприятий ядерного топливного цикла. В связи с этим государственными органами принимались регулирующие акты по повышению безопасности работы АЭС, предприятий по получению ядерного топлива и переработке и хранению ядерных отходов. Для реализации мероприятий по обеспечению требуемой безопасности были необходимы значительные расходы энергокомпаний, отражавшиеся в тарифах на электроэнергию. Следует также иметь в виду, что АЭС, будучи капиталоемкими объектами, требовали от энергокомпаний значительных затрат на свое сооружение. Эти затраты также дополнительно «нагружали» тарифы на электроэнергию. Считается, что решения о вводе капиталоемких объектов, таких как АЭС, которые потребовали к тому же значительных дополнительных затрат на повышение их безопасности и привели к увеличению тарифов, не были бы приняты в условиях дерегулирования энергокомпаний и организации отрасли на рыночных принципах [47].

Еще одной причиной либерализации электроэнергетики называют технологический прогресс в области производства электроэнергии и создания новых средств измерения и контроля [37]. Новые установки для производства электроэнергии на основе комбинированного цикла объединяют газовые турбины с паротурбинными установками, когда отработавшие газы после выхода из турбины утилизируются в котле, что приводит к существенному росту КПД выработки электроэнергии. Такие парогазовые установки имеют низкие удельные топливные и капитальные затраты. Кроме того, данная технология позволяет снизить минимальный эффективный размер электростанции, который в начале 1980-х годов оценивался в 1 ГВт, до 50-350 МВт [48]. Таким образом, считается, что появление высокоэффективных малозатратных генерирующих установок стало технологической основой для небольших независимых производителей электроэнергии, которые могут эффективно функционировать вне регулируемых энергокомпаний. Кроме того, снижение затрат на микропроцессорную технику позволило получить относительно дешевые средства контроля, измерения и управления в электрических сетях. Поэтому установка данных средств в больших количествах, требующаяся при оперативном управлении функционированием электроэнергетических систем в условиях рынка, становится экономически оправданной.

Топливом для ПГУ-электростанций является природный газ. Увеличение разведанных запасов природного газа как в Северной Америке, так и Западной Европе (на шельфе Северного моря) с одновременным снижением цен на него, в том числе вследствие либерализации газовой отрасли [37], дополнительно стимулировали развитие ПГУ-электростанций.

Либерализация авиационного транспорта и телекоммуникационной индустрии, проведенная в США (а затем и в других странах) и в целом рассматриваемая как успешная, возможно, также послужила неким дополнительным толчком к либерализации электроэнергетики. Авиационный транспорт в США был либерализован в 1978 г. Поэтому имеется уже более чем двадцатилетний опыт работы данной отрасли в условиях либерализации [38]. В период регулирования в авиационном транспорте существовали значительные избыточные мощности. После либерализации коэффициент загрузки мощностей возрос с 48 до 60%. Цены на перевозки значительно снизились из-за жесткой конкуренции, так как на рынке возросло число компаний с приходом после либерализации новых участников. При этом увеличилась дифференциация цен. Большинство новых участников, появившихся на рынке, не выдержали конкуренции и обанкротились. Так, из 18 основных новых участников к 1988 г. остались только двое. Парк самолетов в среднем оценивается как более старый, чем до начала либерализации. Вместе с тем считается, что безопасность полетов не ухудшилась.

Что касается телекоммуникаций, то отмечается [38], что после либерализации цены незначительно снизились, причем постоянная составляющая платы возросла, а переменная – снизилась. Расширился спектр предоставляемых услуг. Уровни поступаемых в отрасль инвестиций обеспечивали необходимые потребности.

В качестве причин либерализации электроэнергетики выступают также недостаток инвестиций в отрасли и получение дохода в бюджет от приватизации государственной собственности в электроэнергетике. В частности, в Бразилии в условиях дефицита инвестиционных ресурсов либерализация электроэнергетического сектора рассматривалась как предпосылка для привлечения инвестиций, в том числе зарубежных [49]. Кроме того, сопровождающая либерализацию приватизация государственной собственности в отрасли позволяла пополнить бюджет, что соответствовало политике «финансовой жесткости», проводимой бразильским правительством [49].

Наконец, можно указать причину субъективного характера, состоящую в том, что в 80-е - 90-е годы XX в. за рубежом усилилось влияние рыночных идей в обществе и возросли усилия, направленные на поиск путей максимизации экономической эффективности производства [37]. Это происходило на фоне растущей напряженности сведения государственных бюджетов и ослабления макроэкономической активности [37]. В частности, в 80-е годы решения о приватизации и либерализации ряда отраслей экономики Великобритании, в том числе электроэнергетики, принимались консервативным кабинетом министров во главе с М. Тэтчер. Как отмечается в [50], мотивация решений консерваторов была весьма политизирована и базировалась на вере в рыночные силы и свободную конкуренцию. Однако то, что именно консерваторы-рыночники пришли к власти, отражало преобладавшие в то время настроения в британском обществе. Рост популярности рыночных идей в западном обществе, по-видимому, происходил не без влияния начавшейся в Советском Союзе перестройки политической и экономической систем, закончившейся распадом страны и всего Восточно-Европейского социалистического блока с провозглашением вновь образовавшимися государствами политики приверженности рыночной идеологии и «ухода» государства из экономики.

Перечень названных выше причин либерализации электроэнергетики за рубежом, возможно, не является исчерпывающим, и существуют еще некоторые (хотя, может быть, и менее значимые). Однако, исходя из уже указанных причин, можно представить основные цели либерализации. Упоминаемые в различных источниках, они сформулированы ниже.

В качестве одной из целей либерализации указывают снижение цен на электроэнергию [38, 51 и др.]. Однако при этом отмечается, что там, где цены не отражают полные затраты на производство, транспорт и распределение электроэнергии, что имеет место в ряде развивающихся стран, рыночная либерализация направлена на то, чтобы поднять цены до такого уровня, при котором они могли бы полностью покрывать сделанные затраты [38].

Еще одна из целей – привлечение инвестиций в электроэнергетическую отрасль [49, 52]. Данная цель выдвигается в качестве важнейшей и при реформировании российской электроэнергетики. Однако следует отметить, что она находится в определенном противоречии с предыдущей целью. В рыночной электроэнергетике приход инвесторов на рынок и их готовность финансировать развитие мощностей определяются уровнем цен. При низких ценах отсутствуют стимулы для инвестирования. Более подробно данный вопрос рассматривается в гл. 2 и 4.

Среди целей либерализации указываются также повышение эффективности работы энергокомпаний и внедрение всякого рода инноваций [49, 50]. Предполагается, что введение конкуренции между производителями электроэнергии будет стимулировать повышение эффективности производства, в том числе за счет инноваций. Это приведет к снижению издержек производства. Кроме того, как отмечается в [46], следует иметь в виду не только повышение эффективности функционирования электроэнергетики, но и, принимая во внимание капиталоемкость отрасли, повышение экономической эффективности капиталовложений и рационализацию ее инвестиционной деятельности.

В некоторых публикациях в качестве цели либерализации электроэнергетики называется внедрение конкуренции на оптовых и розничных рынках электроэнергии [40, 53]. Однако данную цель, видимо, следует рассматривать как некую промежуточную, так как в конечном итоге она направлена на достижение перечисленных выше целей.

Вставка 12. Условия, причины и цели реформирования электроэнергетики за рубежом 1. Несмотря на разнообразие условий, сложившихся до начала реформирования электроэнергетики за рубежом, практически во всех странах имелись: - высокие тарифы на электроэнергию; - большие резервы генерирующих мощностей (до 30-40%). 2. Основными причинами реформирования являлись отсутствие у регулируемых монополий достаточных стимулов для повышения эффективности производства и трудности (сложность, недостатки) государственного регулирования монополий. Определенное влияние оказало также общее усиление рыночных идей и веры в конкуренцию. 3. Основными целями реформирования ставились: - снижение цен на электроэнергию; - привлечение инвестиций в электроэнергетическую отрасль; - повышение эффективности производства и внедрение инноваций

.

3.2. Влияние либерализации на развитие электроэнергетики за рубежом

Одним из первых рынок электроэнергии был введен в Норвегии. В период развития в условиях регулирования в норвежской энергосистеме были созданы существенные избытки мощностей (см. табл. 3.2). С введением либерализации в отрасли некоторые электростанции, оказавшиеся неконкурентоспособными, были закрыты. Только после 1997 г. более 2000 МВт генерирующих мощностей было выведено из работы, как неконкурентоспособные [54]. В то же время строительство новых электростанций было либо приостановлено, либо отменено, что обусловливалось увеличением финансовых рисков, а также экологическими ограничениями. В результате в конце 1990-х годов Норвегия из экспортера превратилась в импортера электроэнергии. Сократились также инвестиции в развитие электрических сетей. При этом загрузка существующих ЛЭП возросла. Все указанные выше факты отрицательно сказались на надежности норвежской энергосистемы [55]. Как отмечается в [54], трудности с покрытием баланса мощности могут возникнуть уже в ближайшем будущем в целом в скандинавском энергообъединении «Нордел».

Сходный эффект наблюдается и в США. Из табл. 3.2 видна динамика снижения резервов в этой стране. В [40] дополнительно отмечается, что начиная с 1983 г. в США растет загрузка электростанций. Это объясняется снижением избыточных мощностей в энергосистемах страны. Ожидается, что в перспективе данный процесс продолжится [56]. Требуется подчеркнуть, что снижение резервов в США началось еще в «долиберализационный» период. Однако, как отмечается в [40], повышение степени использования электростанций в последние годы ряд экспертов приписывают (по крайней мере, частично) влиянию либерализации, поскольку возросшая конкуренция вынуждает собственников использовать станции более интенсивно. В то же время выделить «в чистом виде» степень влияния либерализации на указанный процесс затруднительно.

Интересен опыт Калифорнии, где электроэнергетика была либерализована в наибольшей степени. Через несколько лет после начала реформ в штате из-за нехватки генерирующих мощностей в летний период максимальных нагрузок стали необходимы массовые отключения потребителей, а цены электроэнергии на оптовом рынке резко возросли. Это было обусловлено тем, что, вопреки ожиданиям, новые производители электроэнергии на рынке не появились из-за большой стоимости электростанций, высокого финансового риска, которому подвергались инвесторы, вкладывая деньги в электроэнергетику, краткосрочности ценовых сигналов, формирующихся на спотовом рынке, и экологических ограничений [10, 57]. Кроме того, недостаточную обеспеченность генерирующими мощностями усугубили такие факторы, как манипуляции ЭГК с выводами в ремонт мощностей электростанций, а также снижение приточности воды к водохранилищам ГЭС [58] и др.

Конечно, калифорнийский кризис не представляет собой «чистый» пример влияния либерализации на процессы развития и инвестирования электроэнергетики, поскольку здесь дополнительно сказались экологические факторы, неблагоприятные погодные условия и др. Однако события в Норвегии и Бразилии [49, 59], где также возник недостаток генерирующих мощностей, свидетельствуют о том, что обеспечение необходимого уровня развития и инвестирования генерирующих мощностей в условиях дерегулированного рынка электроэнергии не является специфической проблемой электроэнергетики Калифорнии.

С другой стороны, необходимо отметить, что имеются примеры ввода мощностей в условиях либерализации электроэнергетических рынков [50, 60, 61]. Так, в Великобритании в 1990-е годы было введено около 10 ГВт новых мощностей на ПГУ-электростанциях. В [50, 60] отмечается, что данные вводы были обусловлены главным образом тем, что распределительные компании и независимые производители (которые и вводили эти станции) хотели защитить себя от «рыночной власти» (market power) энергокомпаний «Нэйшэнэл пауэр» и «Пауэр Джен», доминировавших на электроэнергетическом рынке Англии и Уэльса. Однако новые ПГУ-электростанции вытесняли угольные тепловые станции из балансов энергии, что приводило к снижению потребностей в угле и в конечном итоге внесло свой вклад в массовое закрытие угольных шахт [62]. В результате правительство Великобритании ввело мораторий до конца 2000 г. на сооружение электростанций, работающих на газе [63].

Обобщая изложенное, следует отметить, что в условиях либерализации электроэнергетических рынков во многих случаях происходит снижение резервов и ввода новых генерирующих мощностей.

Для либерализованной электроэнергетики характерна ориентация на новые малозатратные высокоэффективные энергетические технологии, в частности на основе парогазового и газотурбинного циклов. Сооружение парогазовых и газотурбинных установок требует относительно небольших капиталовложений, и в условиях конкуренции производителей электроэнергии и повышенного финансового риска дерегулированные энергокомпании инвестируют преимущественно в такого рода малозатратные генерирующие источники. В [64], в частности, отмечается, что современные ПГУ-электростанции могут производить электроэнергию по цене примерно 4 цент/кВт×ч, что сравнимо с современными тарифами на оптовых рынках электроэнергии США. В связи с высокой конкурентоспособностью ПГУ-электростанций до 90% ожидаемых вводов мощностей в США намечается на базе установок этого типа [64]. Похожая картина наблюдается в Англии и Уэльсе, где бóльшая часть вводов электростанций – порядка 80% (осуществленных с начала либерализации электроэнергетики и ожидаемых на перспективу) выполняется на основе ПГУ [65]. Согласно [66], доля инвестиций в генерирующие мощности, вырабатывающие электроэнергию на газе, составила в среднем по разным регионам мира (без учета России) около 90% в 2000 г.

В условиях либерализации происходит существенное снижение либо прекращение вводов капиталоемких гидравлических, атомных и угольных электростанций. Изложенное относится и к нетрадиционным возобновляемым источникам электроэнергии (НВИЭ), использующим солнечную, ветровую и другие возобновляемые виды энергии, которые в большинстве случаев оказываются еще более дорогими, чем указанные электростанции. В то же время некоторые авторы считают, что многие люди захотят внести свой вклад в дело охраны окружающей среды, заключая договоры с генерирующими энергокомпаниями, использующими НВИЭ, и рассчитываясь с ними за электроэнергию по повышенным ценам, включающим все затраты на использование этих источников [67].

В условиях конкуренции, когда краткосрочные цели преобладают над долгосрочными, инвестор выбирает проекты с коротким сроком строительства и низкими капитальными вложениями [68], минимизируя свои финансовые риски и стремясь как можно быстрее получить отдачу от вложенных средств. Поэтому, если исходить только из краткосрочных интересов, вложения в долгосрочные проекты ГЭС, АЭС, КЭС на угле фактически приводят к омертвлению капиталовложений, которые могли бы принести инвестору более быструю отдачу, будучи вложенными, например, в ПГУ - и ГТУ-электростанции.

В энергетической стратегии администрации президента США Дж. Буша, выпущенной в мае 2001 г., атомная энергетика рассматривается как важнейшая составляющая национальной электроэнергетики и предполагается ее развитие [69]. Однако, учитывая изложенное выше, задача развития капиталоемкой атомной энергетики находится в противоречии с политикой либерализации, проводимой в электроэнергетике США. Как отмечается в [70], либерализация рынков электроэнергии неблагоприятно влияет на инвестирование в атомные электростанции. В связи с этим развитие атомной энергетики потребует разработки специальных механизмов, позволяющих реализовывать капиталоемкие долгосрочные проекты энергообъектов в условиях рыночной электроэнергетики.

В условиях либерализации дополнительный импульс получает развитие установок распределенной генерации (УРГ) [71], когда потребители, стремясь оградить себя от неустойчивости и слабой предсказуемости цен спотового рынка, а также снизить свои расходы на покупку электроэнергии и зависимость от ЭГК, устанавливают у себя электрогенерирующие установки малой мощности. Стоимость производства электроэнергии такими установками может быть не ниже или даже несколько выше стоимости электроэнергии, вырабатываемой на крупных станциях. Однако, поскольку в стоимость электроэнергии, вырабатываемой УРГ, не входят затраты на передачу и распределение, а также прибыль генерирующих компаний, их использование потребителями дает положительный эффект.

К УРГ обычно относят электрогенерирующие установки на базе малых газовых турбин, топливные элементы, НВИЭ. Что касается топливных элементов и НВИЭ, то пока они неконкурентоспособны, хотя в долгосрочной перспективе, когда в результате технического прогресса затраты в них будут снижены до необходимого уровня, они смогут занять свою нишу на рынке электроэнергии. В настоящее время все большее распространение получают УРГ на базе малых газовых турбин [72, 37]. Например, в ближайшее десятилетие рынок УРГ в США, по оценкам, приведенным в [74], превысит 60 млрд дол.

Широкомасштабное использование ПГУ и ГТУ, в том числе малых газовых турбин, характерное для либерализованной электроэнергетики, приведет к тому, что существенно возрастут потребности электростанций в газе. По оценкам американского института электроэнергетики (EPRI), при условии умеренного роста электропотребления в стране (рост до 2020 г. на 20% по сравнению с современным уровнем) и сохранении современных темпов роста использования газа в электроэнергетике доля природного газа в топливном балансе электростанций вырастет в 4 раза [64]. Высокую зависимость электроэнергетики от газа эксперты данного института считают опасной.

В условиях либерализации в электроэнергетике происходит формирование транснациональных энергокомпаний (ТНЭК). Это подтверждают примеры стран Южной Америки, Восточной Европы и СНГ.

Так, две чилийские энергокомпании - «Дженер» и «Энергсис» владеют частью активов генерирующих, передающих и сбытовых компаний практически во всех странах Южной Америки [75]. Причем бóльшая часть принадлежащих им генерирующих мощностей находится за пределами Чили. «Энергсис» через свои дочерние компании участвует в снабжении электроэнергией населения основных столичных городов Южной Америки. В [75] отмечается, что процесс формирования ТНЭК в этом регионе продолжится и на рынке появятся крупные энергокомпании из других регионов мира. Ожидается, что в ближайшем будущем за счет слияний и поглощений на южноамериканском электроэнергетическом рынке останется не более 5-6 крупных ТНЭК, в том числе «АЭС Корпорэйшн» (США), ЭДФ (Франция) и др.

В ходе приватизации венгерской электроэнергетики все основные производственные фонды этой отрасли, за исключением основных электрических сетей и атомной электростанции Пакш, были куплены французской энергокомпанией ЭДФ и германскими РВЕ и БВЕ [76].

В Казахстане часть крупных электростанций была куплена американской энергокомпанией «АЭС Корпорэйшн» [77]. В частности, была приобретена крупнейшая электростанция страны, Экибастузская ГРЭС-1, мощность которой составляет примерно 20% всех генерирующих мощностей Казахстана. В 20-летнюю концессию этой компании отданы Усть-Каменогорская и Шульбинская ГЭС. «АЭС Корпорэйшн» управляет также рядом сбытовых энергокомпаний в стране. В 1996 г. энергокомпания «Алматыэнерго» была продана бельгийской компании «Трактебель» по цене в десятки раз ниже реальной стоимости основных фондов энергокомпании [77]. В соответствии с контрактом тарифы на электрическую и тепловую энергию в 1997 г. были значительно повышены с тем, чтобы для компании была обеспечена высокая рентабельность. Компанией «Трактебель» по контракту были взяты на себя обязательства по инвестированию развития энергетики Алматы. Однако эти обязательства не выполнялись. Из-за невыполнения плана ремонта энергоблоков их простои в аварийном ремонте превышали нормативные сроки, а оборудование работало со значительным отклонением от номинальных показателей. В связи с невыполнением условий контракта правительство Казахстана расторгло контракт с компанией «Трактебель» в 2000 г.

Приведенные примеры показывают, что в ходе либерализации электроэнергетики в разных регионах мира в крупные ТНЭК превращаются преимущественно американские и западноевропейские энергокомпании, расширяя свой бизнес в развивающихся странах и на постсоветском пространстве за счет поглощения местных энергокомпаний.

Выше либерализация рассматривалась в аспекте развития и организации электроэнергетики. Для полноты картины далее дополнительно приводятся отдельные примеры влияния либерализации на эффективность функционирования отрасли.

В [37] отмечается, что в ряде энергокомпаний, ранее находившихся в государственной собственности, после дерегулирования на 60% повысилась производительность труда и на 40% снизились эксплуатационные расходы. В распределительных компаниях производительность также возросла, а цены на розничных рынках снизились на 13-19%. В Великобритании после либерализации количество занятых в электроэнергетическом секторе сократилось примерно на 50% [41], что позволило снизить издержки производства. В то же время происходило снижение цен на топливо, а эффективность его использования с распространением ПГУ-электростанций значительно возросла. Сочетание данных факторов привело к существенному снижению эксплуатационных издержек. В то же время снижение издержек мало повлияло на цены электроэнергии. В [41] отмечается, что цены настолько превышали издержки, что в течение только одного года акционеры «Нэйшэнэл Пауэр» получили такие дивиденды, которые превышали стоимость этой компании при приватизации. Следует, однако, отметить, что после введения в Великобритании в 2001 г. новой системы организации рынка электроэнергии NETA (New Electricity Trading Arrangement) оптовые цены на электроэнергию снизились примерно на 40% [79].

В [40] указывается, что в США за четырехлетний период розничные цены на электроэнергию в штатах, где проводилась либерализация электроэнергетики, снизились в среднем на 4 %. Однако там же отмечается, что штаты, проводящие реструктуризацию, снизили розничные тарифы и заморозили их на таком уровне, для того чтобы потребители сразу же ощутили позитивное влияние либерализации, поскольку считается, что она должна привести к снижению цен. Как видно, снижение цен в данном случае произошло не за счет действия рыночных механизмов, а за счет регулирующих воздействий государственных органов.

Более того, в [80] утверждается, что при большом количестве различных факторов общеэкономического и структурного характера, воздействующих на цены на электроэнергию, трудно определить вклад каждого из них, но прямой зависимости между либерализацией рынков электроэнергии и снижением цен на них, видимо, не существует. Данный вывод основан на широком сравнительном анализе статистики по разным странам мира, проводящим либеральные реформы в электроэнергетике и по-прежнему осуществляющим государственное регулирование своих электроэнергетических отраслей. В частности, в [80] отмечается, что за период гг. цены на электроэнергию во Франции снизились на 20-23%, а в Испании - на 28-30% (в зависимости от типа потребителей). При этом обе страны в тот период не проводили либеральных реформ в электроэнергетике.

Хотя результаты либерализации пока еще можно считать предварительными, однако в части развития и инвестирования электроэнергетики некоторые из начинающих проявляться в данной области тенденций имеют негативный характер. Это касается снижения резервов и ввода новых генерирующих мощностей и существенного снижения ввода либо отказа от ввода капиталоемких гидравлических, атомных и угольных электростанций. Для того чтобы преодолеть эти тенденции, требуется формирование новых подходов, правил и механизмов, обеспечивающих сбалансированное развитие электроэнергетической отрасли в условиях рынка.

Вставка 13. Тенденции, проявляющиеся в либерализованной электроэнергетике: 1. Трудности с инвестированием развития генерирующих мощностей, снижение резервов (до опасных пределов) и вводов новых мощностей. При-мерами этого, хотя и не в «чистом» виде, явились энергетические кризисы, вызванные образованием дефицита электроэнергии, в Калифорнии в гг. и в Бразилии в 2001 г. 2. Ориентация на малозатратные установки, особенно парогазовые и газотурбинные. Существенное снижение ввода либо отказ от вводов капиталоемких гидравлических, атомных и угольных электростанций. 3. Развитие установок распределенной генерации преимущественно на базе малых газовых турбин и комбинированного производства тепловой и электрической энергии. 4. Формирование транснациональных энергетических компаний, главным образом американских и западноевропейских, которые расширяют свой бизнес в развивающихся странах и странах с переходной экономикой. 5. Процесс реформирования электроэнергетики ни в одной из стран нельзя считать завершенным. Концепции реформирования корректируются в ходе реформ.

3.3. Опыт управления развитием генерирующих мощностей

в условиях рынка

Как отмечается в [59], до энергетического кризиса в Калифорнии было общепризнано, что генерация должна быть полностью отдана на откуп рыночным силам и государство не должно вмешиваться каким-либо образом в этот сектор электроэнергетики, в том числе в его развитие и инвестирование.

В период до калифорнийского кризиса незначительное количество исследований было посвящено вопросу, сможет ли дерегулированный рынок обеспечить оптимальный уровень инвестиций в развитие генерирующих мощностей [62, 81]. После кризиса поток публикаций на данную тему возрос [82-84 и др.].

В настоящее время фактически отсутствует опыт управления развитием и инвестированием электростанций в условиях либерализации. Необходимость разработки специальной организационной системы, реализующей функции такого управления, только начинает осознаваться. В частности, в разработанном Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) США и широко обсуждавшемся проекте Свода правил по организации, функционированию и развитию электроэнергетических рынков предлагалась система правил и процедур для регламентации (регулирования) процесса развития либерализованных энергокомпаний [85]. Там называются причины, по которым необходима такая регламентация:

· Противоречие между краткосрочным характером ценовых сигналов, формирующихся на спотовом рынке, и долгосрочным характером инвестиций. Для ввода в эксплуатацию новых электростанций требуются годы. В то же время спотовые цены отражают лишь текущую ситуацию на рынке и не дают никакой информации о том, когда нужно начать развитие мощностей, чтобы избежать дефицита.

· Если цены спотового рынка каким-либо образом ограничены, чтобы оградить потребителей от резкого роста и неустойчивости цен, то ценовые сигналы для инвесторов вообще не формируются на спотовом рынке даже в случае возникновения дефицита.

· Электрогенерирующие компании в условиях рыночного «пресса» склонны вводить генерирующие мощности, которые имеют короткие сроки строительства и низкие первоначальные затраты. В то же время они пренебрегают такими целями, как долгосрочная экономическая эффективность принимаемых решений, минимизация экологических последствий и диверсификация топливоснабжения электростанций.

· Альтернативой развитию генерирующих источников является регулирование нагрузки (добровольное снижение или перераспределение во времени потребителем нагрузки взамен на сниженную плату за потребленную электроэнергию). Однако бóльшая часть электрической нагрузки в современных условиях не способна адекватно реагировать на изменение цен спотового рынка из-за недостаточной информативности этих цен для потребителей, негибкости существующей системы цен, ограниченности средств измерения.

· В условиях конкуренции ЭГК, борющиеся за потребителей, могут снижать свои затраты за счет экономии на собственных резервах, используя резервы других энергокомпаний. Такая возможность есть, поскольку в условиях дефицита электроэнергии энергокомпаниям, имеющим достаточные резервы, предписывается «делить» их с энергокомпаниями, таковых не имеющими.

В [59] рассматриваются предложенные или уже применяемые механизмы обеспечения требуемых объемов генерирующих мощностей в условиях рынка.

Простейшим из таких механизмов является поддержание «стратегического резерва» генерирующих мощностей. Этот резерв аналогичен стратегическому резерву нефти, который имеют многие страны. «Стратегический резерв» генерирующих мощностей поддерживается неким нерыночным агентом (например, государством). Данный механизм на практике пока еще не опробован. Он рассматривается как нерыночный, так как цена и объем резерва определяются вне рынка самим нерыночным агентом. Тем не менее данный нерыночный механизм нашел широкое применение в нефтяной отрасли, где сильно развиты рыночные отношения.

Второй механизм обеспечения требуемых объемов генерирующих мощностей состоит в том, что владелец мощностей получает специальную плату (дополнительно к доходу от продажи электроэнергии) за наличие у него мощностей независимо от того, загружены эти мощности или нет. Такая плата может быть фиксированной, как, например, принято в Испании, Колумбии и Аргентине. Представляет трудность определение уровня платы за мощность, поскольку заранее неясно, приведет ли принятый ее уровень к требуемому уровню генерирующих мощностей или нет. В Англии и Уэльсе, когда существовала пуловая организация электроэнергетического рынка, была принята переменная плата за мощность, изменяющаяся в зависимости от ситуации на рынке. Однако переменная плата за мощность очень чувствительна к зависимости между спросом и предложением. Небольшой избыток мощности снижает ее до нуля, в то время как небольшой недостаток мощности быстро увеличивает ее и соответственно прибыль производителя.

Встречаются мнения, что специальная плата за мощность не нужна [86]. В пользу этого выдвигаются следующие основные аргументы: а) плата за мощность препятствует появлению на рынке новых производителей и современного оборудования, так как поддерживает существующих производителей независимо от того, эффективны они или нет; б) плата за мощность создает условия для манипулирования на рынке со стороны производителей; в) ожидавшееся положительное влияние платы за мощность на инвестиционные решения в области генерации на практике не имело убедительного подтверждения.

Третий механизм регламентирует поддержание производителями определенного уровня резервов. Цена этих резервов полностью определяется рынком. Органом, уполномоченным контролировать поддержание необходимых резервов, может быть, например, системный оператор [59] либо сетевая компания. Производитель может сам обеспечить требуемые резервы либо купить их у других. Таким образом, развивается специальный рынок мощностей. Поскольку выполнение требования поддержания необходимого уровня резервов обязательно, то производители должны его выполнять, чего бы им это ни стоило (в буквальном смысле). В результате любые затраты производителя на поддержание необходимых резервов должны оплачиваться потребителями. Таким образом, финансовый риск в данном механизме перекладывается на потребителей. При формировании данного механизма ключевым вопросом является определение приемлемого уровня резервов.