Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 2 )

За немногим более чем столетнюю историю электроэнергетика в развитых странах мира претерпела существенные трансформации и в своем развитии прошла путь от небольших локальных генерирующих установок до крупных государственных и межгосударственных электроэнергетических объединений. Основными предпосылками интеграционных процессов, связанных с созданием и расширением электроэнергетических систем (ЭЭС) и их объединений, были и остаются ограниченность и неравномерное распределение топливно-энергетических ресурсов, улучшение технико-экономических показателей ЭЭС по сравнению с изолированно работающими электростанциями, прежде всего за счет реализации системных эффектов, повышение качества и надежности электроснабжения потребителей, ограничение экологического давления со стороны энергокомплексов, повышение инфраструктурной роли электроэнергетики и ЭЭС в жизни общества.

Наряду с отмеченными тенденциями преимущественно технического характера в этот период происходили и существенные институциональные изменения в электроэнергетике многих стран, связанные с организационной структурой отрасли, отношениями собственности, экономическими механизмами управления. До 30-х годов ХХ в. (до известного глобального экономического кризиса) в электроэнергетике большинства развитых стран преобладала частная собственность на электроэнергетические объекты, а в процессах функционирования и развития ЭЭС существенную роль играли рыночные механизмы конкуренции. Экономический кризис 30-х годов прошлого века привел к осознанию важной роли электроэнергетики как базовой отрасли экономики и топливно-энергетического комплекса. Одним из существенных факторов в этом плане оказывается то, что электроэнергия по своим потребительским свойствами является наиболее универсальным, технологически удобным и чистым энергоносителем. Результатом такого осознания стала национализация электроэнергетической отрасли во многих странах и организационная трансформация структуры электроэнергетики путем создания вертикально-интегрированных электроэнергетических компаний, монопольно производящих электроэнергию и снабжающих ею потребителей на обслуживаемой территории. Важно отметить, что вертикально-интегрированные монополии создавались и в тех странах, где сохранялась частная или смешанная (включая частную) собственность на электроэнергетические объекты.

В СССР мотивация национализации электроэнергетики по известным причинам была другой, другими были также экономические отношения в электроэнергетике, как и в экономике в целом, однако структурные преобразования в отрасли были похожими.

Примерно к середине 70-х годов прошлого века многими специалистами было признано, что сложившаяся институциональная среда функционирования и развития ЭЭС накопила много негативных факторов и является тормозом для повышения эффективности производства электроэнергии и снабжения ею потребителей, внедрения новых прогрессивных энергетических технологий и др. Для преодоления этих негативных факторов в х годах во многих странах были произведены институциональные преобразования в отрасли, выделены потенциально конкурентные (генерация, сбыт, услуги) и естественно-монопольные (передача и распределение электроэнергии, диспетчерское управление) виды деятельности. В потенциально конкурентной среде были введены рыночные конкурентные механизмы. На рубеже ХХ и ХХI вв. подобные преобразования начали происходить и в России.

Опыт рыночных преобразований в электроэнергетике большинства стран мира показал, что первоначальная чрезмерная эйфория по поводу эффективности чисто рыночных сил в функционировании, и особенно развитии ЭЭС, оказалась неоправданной. Произошел определенный «откат» от чрезмерно либеральных моделей организации и функционирования электроэнергетических рынков, была осознана важная роль «мягкого» регулирования этих рынков путем реализации соответствующей государственной политики. По существу, сейчас можно считать общепризнанным среди специалистов тот факт, что наиболее рациональным с точки зрения эффективного функционирования и развития ЭЭС является сочетание рыночных механизмов и государственного регулирования. Важно подчеркнуть, что определение такого рационального сочетания – очень непростая задача и ее решение для каждой страны имеет свою специфику вследствие особенностей экономики и электроэнергетики, условий их функционирования и развития.

Настоящая книга затрагивает один из наиболее важных аспектов рыночных преобразований в электроэнергетике, связанный с проблемами развития генерирующих мощностей. Анализируются основные модели рынка в электроэнергетике, механизмы и модели формирования цен на электроэнергию, зарубежный опыт развития либерализованной электроэнергетики. Выполнен экономический анализ рынка в этой отрасли, рассмотрены особенности реформирования электроэнергетики России. Сформулированы пути обеспечения бездефицитного развития Единой энергосистемы России.

Книга весьма своевременна и актуальна, хотя в ней и есть определенные упрощения и, возможно, спорные положения, отражающие позицию авторов. С ними можно соглашаться или не соглашаться, однако они играют во многом стимулирующую роль, обращая внимание на непростые, но исключительно важные проблемы, связанные с реформированием электроэнергетики, важные не только для российского опыта ее рыночных преобразований, но имеющие и более общее значение. Без сомнения, книга заинтересует широкие круги специалистов, работающих в электроэнергетике и смежных сферах, и внесет свой вклад в определение наиболее рациональных путей дальнейшего реформирования электроэнергетики России.

ВВЕДЕНИЕ

В электроэнергетике России идет реформирование, предполагающее введение конкуренции и рыночных отношений. Между тем трудности с переходом к рынку в этой сфере наблюдаются практически во всех странах, начавших реформирование, и процесс перехода ни в одной из них еще нельзя считать завершенным. Можно ожидать, что такие же трудности возникнут и в России.

Исторически в электроэнергетике стран Запада уже действовал свободный (нерегулируемый) рынок в конце XIX - начале XX в. [1]. Затем там сформировались естественные электроэнергетические монополии, регулируемые государством. В настоящее же время происходит фактически возврат к конкурентному рынку в этой отрасли. Интересно проанализировать процессы прежней и новой ее реструктуризации.

Особые трудности при переходе к рынку проявляются в развитии генерирующих мощностей. Ощущается недостаток инвестиций в новые электростанции, происходит сокращение резервов мощности, прекратилось строительство капиталоемких ГЭС, АЭС, а кое-где и конденсационных электростанций (КЭС) на угле. Наиболее яркими примерами этого явились энергетические кризисы, связанные с образованием дефицита электроэнергии, в Калифорнии в гг. и в Бразилии в 2001 г.

При переходе к рынку предполагается функциональное разделение вертикально-интегрированных монопольных компаний с выделением сфер, в которых возможна конкуренция. По аналогии с другими странами в России, в частности, намечается:

- образование нескольких электрогенерирующих компаний (ЭГК), которые будут конкурировать друг с другом на оптовом рынке электроэнергии;

- создание федеральной сетевой компании, которая сохранит статус регулируемой естественной монополии;

- выделение системы оперативно-диспетчерского управления и учреждение независимого администратора торговой системы;

- организация розничных рынков электроэнергии и др.

Основные и распределительные электрические сети останутся под государственным контролем, и механизм финансирования их развития будет в общих чертах прежним - включение инвестиций в тарифы на передачу электроэнергии, устанавливаемые регулирующим органом. Поэтому главное внимание следует уделить развитию генерирующих мощностей. Проблемы финансирования строительства новых электростанций в условиях конкурентного рынка оказались недостаточно проработаны и решены в концепциях перехода к рынку в странах Запада. Для России эти проблемы стоят еще более остро.

При анализе проблем развития генерирующих мощностей в условиях рынка возникает множество вопросов (некоторые из них уже ставились ранее [2]):

1. Какие условия необходимы для привлечения инвестиций в новые электростанции?

2. Могут ли ценовые сигналы рынка обеспечить своевременное развитие и оптимальную структуру генерирующих мощностей?

3. Можно ли преодолеть монопольный характер электроэнергетического рынка?

4. Как координировать развитие генерирующих мощностей и электрических сетей?

5. Что показывает опыт реформирования электроэнергетики за рубежом?

6. Каковы особенности российских условий при переходе к рынку в электроэнергетике?

Кроме того, остается неясным, будут ли решения, принимаемые отдельно различными участниками рынка, оптимальны для экономики и общества в целом; действительно ли эффект, достигаемый от конкуренции, превышает затраты на организацию рынка и неизбежные отрицательные его последствия и т. д.

Одна из главных причин трудностей с развитием генерирующих мощностей видится в том, что рынок в электроэнергетике относится к категории рынков с несовершенной конкуренцией и существенно отличается от рынков в других отраслях экономики. Обусловлено это, в первую очередь, тем, что электроэнергетика является по существу сложной технологически единой электроэнергетической системой. Принято говорить о реформировании (реструктуризации, дерегулировании, либерализации) электроэнергетики, а фактически реформируются электроэнергетические системы.

Можно отметить следующие свойства ЭЭС и особенности, которые они вносят в рынок электроэнергии:

А. Специализированный транспорт электроэнергии и территориальная ограниченность ЭЭС, что обусловливает локальный характер рынка. В рынке электроэнергии могут участвовать лишь производители и потребители, непосредственно подключенные к данной ЭЭС. Для расширения производства электроэнергии требуется строительство в данной ЭЭС новых электростанций.

Б. Переменность режимов электропотребления в годовом, недельном и суточном разрезах. С одной стороны, это приводит к необходимости (и экономической целесообразности) строительства в ЭЭС электростанций разных видов (базисных, полупиковых, пиковых), которые имеют неодинаковые технико-экономические показатели (удельные капиталовложения, эксплуатационные издержки). Структура (пропорции) таких электростанций должна быть оптимальной. С другой стороны, годовые издержки электростанций и ЭГК, которые определяют экономическую эффективность участия в рынке, зависят от режимов их работы в разные сезоны года и часы суток, т. е. неоднозначно зависят от годового производства электроэнергии.

В. Длительные сроки строительства электростанций. Это делает невозможной быструю ликвидацию дефицита, если он по каким-то причинам образовался на рынке электроэнергии. Для эффективного функционирования рынка необходимо постоянно поддерживать на нем определенный избыток производственных мощностей. Применительно к ЭЭС это можно обеспечить лишь заблаговременным планированием и своевременным вводом новых электростанций. Следовательно, избежать дефицита на рынке электроэнергии можно только если не допускать его. Фактически для этого требуется централизованное управление развитием ЭЭС, аналогичное оперативно-диспетчерскому управлению (которое предусматривается при переходе к рынку).

Для финансирования развития ЭЭС, в том числе и генерирующих мощностей, необходимо повышение тарифов или цен на электроэнергию по сравнению с чистыми эксплуатационными издержками. В своем анализе авторы обнаружили, что для инвестирования новых электростанций в условиях конкурентного рынка необходимы более высокие цены электроэнергии, чем тарифы при регулируемой монополии. Объясняется это изменением механизмов формирования инвестиционной составляющей.

При регулируемой монопольной компании инвестиции (в том числе кредиты) для нового строительства, включаемые в тарифы, распределяются на всех потребителей ЭЭС. Инвестиционная составляющая получается при этом относительно небольшой. В условиях конкурентного рынка инвестиции (частные) в новую электростанцию должны окупаться за счет продажи электроэнергии только одной данной электростанции. Кроме того, ввиду высокой неопределенности и повышенного финансового риска инвестор будет рассчитывать на возврат инвестиций с более высоким процентом на капитал (по сравнению с кредитами в условиях регулируемой монополии). Эти обстоятельства делают необходимую инвестиционную составляющую цены на электроэнергию более высокой, чем при регулируемой монополии (для электростанций одного и того же вида).

Одновременно в условиях конкурентного рынка появляется противоречие (происходит «разрыв») между ценами (издержками) действующих электростанций и ценами, необходимыми для привлечения инвестиций в новые аналогичные электростанции. Издержки действующих электростанций могут снижаться под влиянием конкуренции на оптовом рынке. В то же время цены, которые могут предложить новые электростанции такого же типа, будут превышать эксплуатационные издержки на величину указанной выше инвестиционной составляющей, требующейся для возврата (окупаемости) инвестиций.

Если на оптовом рынке устанавливаются цены на уровне издержек действующих электростанций, то будет создан экономический барьер для строительства новых электростанций (в том числе для вхождения в рынок новых производителей электроэнергии). По мере роста электропотребления или вывода из эксплуатации изношенных электростанций это должно привести к дефициту электроэнергии и вызванному им повышению цен. При этом вместо ожидаемого снижения цен при переходе к рынку произойдет, наоборот, их повышение.

Если же цены повысятся до уровня, необходимого для инвестиций, то на действующих электростанциях будет образовываться повышенная прибыль, что нанесет неоправданный ущерб потребителям. Тем самым будет нарушено нормальное (эффективное) функционирование рынка (по сравнению с тем, которое было бы в условиях совершенной конкуренции).

Указанное противоречие заслуживает специального глубокого изучения. В странах Запада, перешедших к рынку в электроэнергетике, оно не сразу себя проявило из-за имевшихся больших резервов генерирующих мощностей, а также строительства электростанций на природном газе с очень эффективными парогазовыми установками (ПГУ), полные издержки которых (учитывающие капиталовложения) оказались ниже эксплуатационных издержек традиционных электростанций (АЭС, КЭС на угле). Однако постепенно трудности со строительством новых традиционных электростанций начинают все больше проявляться и осознаваться.

Отмеченное противоречие свидетельствует о несовершенстве рынка в электроэнергетике и его монополистическом характере, проявляющемся при необходимости развития ЭЭС. При разделении вертикально-интегрированных монополий на сферы генерации, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии и организации конкуренции между независимыми ЭГК на оптовом рынке фактически не устраняется доминирование существующих производителей энергии. Выделившиеся из монополии ЭГК могут образовывать олигополии со всеми вытекающими из этого последствиями. Олигополисты могут манипулировать ценами на оптовом рынке, создавая и поддерживая дефицит электроэнергии путем прекращения или замедления развития генерирующих мощностей. При этом будет поддерживаться высокий уровень цен (превышающий издержки производства), обеспечивающий получение действующими ЭГК повышенной (монопольной) прибыли, но недостаточный для привлечения новых производителей энергии (для окупаемости их инвестиций).

Следует заметить, что при любой организации рынка инвестиции в новые электростанции в конечном итоге всегда оплачивают потребители, покупающие электроэнергию. Это происходит и при так называемом самофинансировании развития ЭЭС, и при строительстве за счет кредитов, и при частных инвестициях в условиях конкурентного рынка. Поэтому для потребителей выгодна такая организационная структура электроэнергетики и такие формы финансирования развития, при которых инвестиционная составляющая тарифов или цен электроэнергии минимальна.

Отметим еще, что в законе «Об электроэнергетике» при реформировании электроэнергетики России предусмотрен переходный период - до прекращения регулирования цен на оптовом рынке электроэнергии. Наиболее ранний срок освобождения цен установлен 1 июля 2005 г. В течение переходного периода должна быть проведена вся необходимая работа по организации рынка.

Главная цель книги - всесторонний анализ условий и проблем развития генерирующих мощностей ЭЭС при переходе (или, точнее, возврате) от регулируемой монополии к конкурентному рынку в электроэнергетике. Для этого проведен анализ:

· особенностей ЭЭС и различных моделей организации рынка в электроэнергетике, интересов и мотивов поведения участников рынка (гл. 1);

· механизмов финансирования строительства электростанций и моделей ценообразования при регулируемой монополии и конкурентном рынке (гл. 2);

· зарубежного опыта и влияния реформирования на развитие электроэнергетики (гл. 3);

· экономических характеристик электростанций, ЭГК и ЭЭС и механизмов формирования цен и развития ЭЭС с использованием графического аппарата теории микроэкономики (гл. 4);

· особенностей реформирования электроэнергетики России (гл. 5).

Кроме того, авторы постарались дать предложения по обеспечению бездефицитного развития электроэнергетики России в условиях рынка и перехода к нему (гл. 6).

В работе над книгой авторы использовали публикации, отечественные статистические и отчетные данные, доступные зарубежные источники. В гл. 2 и приложениях дается аналитическое (математическое) описание процессов финансирования развития генерирующих мощностей ЭЭС и формирования инвестиционной составляющей тарифов и цен на электроэнергию. В гл. 4, как уже упоминалось, использован графический аппарат теории микроэкономики, трудно поддающийся математической формализации и численному анализу. Авторы старались максимально проиллюстрировать материал книги количественными расчетами применительно к условиям России и стран Западной Европы.

Одновременно авторы учитывали полезный опыт и методологическую базу развития электроэнергетики нашей страны в условиях централизованного планирования [3-5]. Использованы также отечественные публикации, в которых рассматриваются методические вопросы обоснования решений по развитию ЭЭС при либерализации электроэнергетики [6-14 и др.].

Читателю, желающему бегло ознакомиться с книгой, рекомендуется кроме введения прочесть специальные вставки, резюмирующие содержание параграфов, и заключение.

Участие авторов в написании книги распределилось следующим образом: – введение, гл. 1, 2, 5 и 6, §4.1 и 4.4, заключение; – введение, гл. 3, §4.2, 4.3, 5.3 и 6.3.

Авторы глубоко признательны чл.-кор. РАН , профессорам , , и , кандидатам наук и , старшему научному сотруднику за просмотр рукописи и ценные замечания, способствовавшие ее улучшению, и считают приятным долгом выразить глубокую благодарность , , и за большую работу по подготовке рукописи к печати.

ГЛАВА 1. МОДЕЛИ РЫНКА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

В этой главе дается представление о предложенных моделях организации рынка в электроэнергетике. Особое внимание уделяется возможностям развития генерирующих мощностей при различных моделях. Наиболее подробно анализируются модели регулируемой монополии и свободного конкурентного рынка. Модели рынка рассматриваются в свете особенностей электроэнергетики, которым посвящен первый параграф главы.

1.1. Электроэнергетические системы и рынок в электроэнергетике

Прежде чем начать непосредственное рассмотрение моделей рынка в электроэнергетике, целесообразно кратко проанализировать особенности электроэнергетики и ее отличия от других отраслей, где рынки действуют уже давно. Главная особенность видится в том, что основу данной отрасли составляют электроэнергетические системы (ЭЭС). Именно в ЭЭС, обеспечивающих централизованное электроснабжение, организуется конкурентный рынок. Децентрализованное электроснабжение и вспомогательные подразделения отрасли (ремонтные и др.) можно исключить из рассмотрения.

Современные электроэнергетические системы, включая ЕЭС России, представляют собой сложные образования, требующие специальных подходов к их проектированию, планированию развития и управлению функционированием [15-19]. Эти требования усиливаются особой (инфраструктурной) ролью электроснабжения в экономике и социальной сфере страны. ЭЭС должны обеспечивать устойчивое (надежное, бездефицитное, экономичное) снабжение электроэнергией всех потребителей, расположенных на их территории.

Эта особенность электроэнергетики привела в свое время к формированию в странах с рыночной экономикой естественных электроэнергетических монополий, подлежащих государственному регулированию, а сейчас создает трудности с введением свободного конкурентного рынка. Рассмотрим подробнее свойства ЭЭС, причины их формирования и те особенности, которые они вносят в рынок электроэнергии.

Свойства электроэнергетических систем

Электроэнергетические системы обладают определенными физико-технически-ми, экономическими, социальными и экологическими свойствами. Ниже рассматриваются только те из них, которые так или иначе затрагивают проблемы перехода к рынку.

1. Неразрывность процессов производства и потребления электроэнергии. В каждый момент времени должен обеспечиваться баланс мощности ЭЭС, т. е. должно производиться электроэнергии столько, сколько потребляется. Это, естественно, вносит особенности в торговлю электроэнергией по сравнению с торговлей другими товарами. В частности, невозможно складирование (аккумулирование) электроэнергии в достаточно крупных масштабах. Известные технологии накопителей энергии (гидроаккумулирующие электростанции - ГАЭС и др.) могут использоваться, главным образом, для регулирования суточных графиков нагрузки ЭЭС в случаях, когда в системе имеется определенный избыток генерирующих мощностей. При появлении же в ЭЭС общего (длительного) дефицита электроэнергии перераспределение ее в течение суток с помощью накопителей не может устранить этот дефицит.

2. Параллельная (синхронная) работа всех электростанций (генераторов) ЭЭС. Это ставит специфические проблемы обеспечения устойчивости параллельной работы ЭЭС, особенно в аварийных ситуациях.

3. Неизбежная аварийность энергетического и электротехнического оборудования и устройств. При этом нарушения электроснабжения, особенно неожиданные, приносят потребителям ущерб, многократно (иногда в десятки раз) превышающий стоимость недопоставленной электроэнергии. В связи с этим для обеспечения должной надежности электроснабжения в ЭЭС требуется резервирование генерирующих мощностей и электрических связей. Данное обстоятельство очень сильно влияет на экономичность построения (развития) ЭЭС и последующей их эксплуатации.

4. Изменчивость нагрузки потребителей ЭЭС в суточном, недельном и сезонном разрезах. Следствиями этого свойства являются:

- необходимость (и экономическая целесообразность) иметь в составе ЭЭС электростанции разных видов для покрытия базисной, пиковой и полупиковой зон графиков нагрузок. Эти электростанции различаются по своим экономическим показателям (удельные капиталовложения, эксплуатационные издержки) и наиболее эффективны в своих зонах графиков нагрузки;

- целесообразность оптимизации структуры генерирующих мощностей при проектировании и планировании развития ЭЭС;

- необходимость оптимизации режимов работы электростанций в процессе эксплуатации.

Данное свойство вместе с тремя предыдущими обусловливает также необходимость централизованного оперативно-диспетчерского управления ЭЭС. Эта необходимость всеми признается, и при переходе к рынку предусматривается сохранение централизованного управления нормальными и аварийными режимами ЭЭС.

5. Специализированный транспорт электроэнергии (по проводам и кабелям). Известные технологии беспроводной передачи энергии, например СВЧ-лучами, пока еще неконкурентоспособны. Наряду с транспортом электроэнергии практически всегда осуществляется и транспорт топлива для электростанций. Эти виды транспорта могут конкурировать друг с другом, и их эффективность должна исследоваться при выборе местоположения электростанций. Однако топливо - это еще не электроэнергия, а последняя может передаваться лишь по проводам.

Данное свойство ЭЭС исключительно важное. Во-первых, как показано ниже, оно стало одной из предпосылок формирования электроэнергетических систем. Новые потребители и производители электроэнергии могут появиться лишь путем подключения их к ЭЭС.

Во-вторых, оно определяет территориальную ограниченность электроэнергетических систем. ЭЭС снабжает электроэнергией только тех потребителей, которые непосредственно подсоединены к ней. Аналогично, ЭЭС может получать электроэнергию только от электростанций, связанных с ней линиями электропередачи (ЛЭП).

Территориальная ограниченность ЭЭС обусловливает локальный (зональный, региональный) характер рынков электроэнергии. Межсистемные электрические связи (между двумя или несколькими ЭЭС), как правило, имеют ограниченные пропускные способности, недостаточные для организации единого рынка электроэнергии во всем энергообъединении. Усиление же таких связей ради создания единого рынка требует специального экономического обоснования. Тем более, невозможно говорить о мировом рынке электроэнергии (какие имеются в других отраслях).

6. Пообъектное развитие ЭЭС. Расширение рынка в какой-либо ЭЭС происходит путем строительства новых электростанций (и ЛЭП), которые составляют обычно лишь небольшую долю (процент) от установленных мощностей ЭЭС*. Вводы новых мощностей изменяют издержки производства электроэнергии по ЭЭС в целом. Как правило, новые электростанции более эффективны, чем существующие (действующие), и снижают общие эксплуатационные издержки в ЭЭС. Однако для их строительства требуются капиталовложения (инвестиции), которые увеличивают цены (или тарифы) на электроэнергию.

Данное свойство ЭЭС приводит к различиям в механизмах формирования издержек в регулируемой монополии (для ЭЭС в целом) и у отдельных ЭГК или новых производителей энергии (НПЭ) при конкурентном рынке. Эти различия проявляются, главным образом, в формировании составляющей издержек, связанной с инвестициями в новые электростанции.

7. Высокая капиталоемкость, длительные сроки строительства и службы электростанции (хотя линии электропередачи также иногда достаточно дороги и строятся несколько лет). От вводов электростанций непосредственно зависит баланс мощностей ЭЭС. При переходе к конкурентному рынку принципиально изменяются условия и механизмы финансирования строительства новых электростанций. Они будут строиться частными инвесторами, для которых капиталоемкость и сроки возврата инвестиций играют решающую роль.

Данное свойство, как и предыдущее, находится в определенном противоречии с первым из рассмотренных свойств (неразрывность процессов производства и потребления электроэнергии). С одной стороны, необходимо обеспечить баланс производства и потребления электроэнергии в каждый текущий момент времени. С другой стороны, это можно сделать лишь путем своевременного ввода новых электростанций, для проектирования и строительства которых требуется порядка десяти лет. При этом вводы электростанций должны быть оптимальными по их видам (базисные, пиковые, полупиковые), местам расположения и срокам.

В условиях регулирования для разрешения этого противоречия создавались централизованные системы долгосрочного прогнозирования, проектирования и планирования развития ЭЭС [3-5]. В рамках таких систем разрабатываются прогнозы электропотребления, балансы мощности и электроэнергии на перспективу лет, оптимизируются структура генерирующих мощностей и схемы электрических сетей, определяются места и сроки ввода новых электростанций и ЛЭП, необходимые объемы капиталовложений и др. В бытность монополий программы развития ЭЭС финансировались по согласованию с государственными регулирующими органами путем включения необходимых капиталовложений в тарифы на электроэнергию.

Представляется, что для обеспечения нормального функционирования ЭЭС в условиях конкурентного рынка такая централизованная система долгосрочного прогнозирования развития ЭЭС так же необходима, как и централизованная система оперативно-диспетчерского управления. Она должна быть сохранена в том или ином виде при переходе к рынку в электроэнергетике.

Длительные сроки службы имеют значение при возврате кредитов или инвестиций, использованных для строительства электростанций. Как правило, сроки службы электростанций значительно превышают принятые («нормальные») сроки возврата частных инвестиций в условиях конкурентного рынка. Это приводит к тому, что в состав ЭЭС (и на рынке) будут входить электростанции, инвестиции в которые уже окупились. В течение срока службы, оставшегося после возврата инвестиций, у таких электростанций будут иметь место лишь чистые эксплуатационные издержки.

Наиболее важные из рассмотренных свойств ЭЭС отражены на резюмирующей вставке 1.

Вставка 1. Свойства ЭЭС, влияющие на организацию рынка в электроэнергетике: 1. Специализированный транспорт электроэнергии и территориальная ограниченность ЭЭС. 2. Изменчивость нагрузки потребителей в суточном, недельном и сезонном разрезах. Целесообразность в связи с этим строительства в ЭЭС различных видов электростанций (базисных, полупиковых, пиковых). 3. Аварийность электроэнергетического оборудования и необходимость резервирования генерирующих мощностей и электрических связей. 4. Пообъектное развитие ЭЭС, повышение тарифов или цен на электроэнергию для инвестирования новых электростанций по сравнению с издержками действующих электростанций. 5. Высокая капиталоемкость, длительные сроки строительства и службы электростанций. 6. Необходимость заблаговременного прогнозирования, проектирования и планирования развития ЭЭС.

Причины формирования ЭЭС

Процесс формирования электроэнергетических систем, происходивший во всех странах, следует считать естественным (закономерным) и экономически целесообразным. Его желательно проанализировать в свете разделения при переходе к рынку единых монопольных компаний на множество генерирующих, сетевых и сбытовых компаний.

Отмечавшийся выше специализированный транспорт электроэнергии можно считать важнейшей технической предпосылкой формирования ЭЭС на соответствующих территориях. Передача электроэнергии по проводам является единственным способом электроснабжения потребителей. Это неизбежно привело к формированию и развитию электрических сетей.

Второй важной технической предпосылкой формирования ЭЭС явился повсеместный переход в начале ХХ в. на использование для электроснабжения переменного тока. Преимущества переменного тока в части производства электроэнергии, трансформации напряжения и коммутации сетей создали возможности для роста масштабов потребления и производства электроэнергии и связанного с этим расширения снабжаемых территорий.

Наряду с техническими были, несомненно, и экономические причины формирования ЭЭС. Главной экономической причиной был положительный эффект масштаба электроэнергетических систем, т. е. эффект снижения издержек производства, транспорта и распределения электроэнергии (и ее цены) при увеличении общей мощности ЭЭС. Положительный эффект масштаба обусловлен многими факторами, причем некоторые из них проявляются только для системы в целом. Можно выделить следующие основные факторы, действующие при увеличении масштабов ЭЭС:

- уменьшение необходимых резервов мощности;

- улучшение удельных экономических показателей объектов ЭЭС по мере укрупнения электростанций и повышения пропускных способностей ЛЭП;

- улучшение экономических показателей ЭЭС в целом под влиянием научно-технического прогресса в любой из сфер производства, транспорта и распределения электроэнергии;

- оптимизация структуры генерирующих мощностей, схем электрических сетей и режимов работы ЭЭС в целом;

- снижение доли административно-управленческих расходов при укрупнении компаний.

Уменьшение необходимых резервов мощности играло особую роль на первых этапах формирования ЭЭС. Электроснабжение потребителей от собственных (индивидуальных) энергоисточников небольшой мощности требовало фактически полного их резервирования. Объединение и увеличение числа энергоисточников резко уменьшали число необходимых резервных единиц, что повышало экономичность электроснабжения. Этот фактор продолжал влиять и проявляется сейчас, после формирования достаточно крупных ЭЭС и увеличения единичных мощностей электростанций и генераторов. По законам теории вероятностей с увеличением общего числа агрегатов снижается вероятность одновременного нахождения в аварии заданной их доли (процента). В связи с этим существует объективная закономерность уменьшения относительной величины резерва мощности, необходимой для поддержания заданного уровня надежности электроснабжения потребителей, при увеличении общей мощности ЭЭС. Так, например, при объединении двух ЭЭС одинаковой мощности необходимый резерв будет меньше, чем сумма резервов, требовавшихся в этих ЭЭС до объединения.

Эффект укрупнения электростанций (и энергоблоков) также был очень существенным в начале формирования ЭЭС и продолжал проявляться в течение почти всего ХХ в. В последние десятилетия единичные мощности некоторых видов электростанций (угольных КЭС, АЭС) достигли своего экономического предела и дальнейшее их увеличение уже практически не дает снижения удельных экономических показателей. Вместе с тем данный фактор сыграл важную роль в формировании ЭЭС, а строительство крупных электростанций позволит и в дальнейшем обеспечивать высокую экономичность ЭЭС. Аналогичную роль сыграло повышение пропускных способностей ЛЭП, где экономический предел еще не достигнут, особенно в отношении электропередач постоянного тока.

Влияние научно-технического прогресса (НТП) проявляется в ЭЭС постоянно, причем она как система «аккумулирует» эффекты, достигаемые благодаря НТП во всех сферах (генерация, транспорт и распределение электроэнергии). Это обусловливает постоянный положительный эффект масштаба для ЭЭС в целом. В качестве примеров последних достижений НТП в ЭЭС можно привести создание уже отмечавшихся высокоэкономичных парогазовых установок на природном газе и разработку систем FACTS (Flexible Alternating Current Transmission Systems - гибкие системы электропередачи переменного тока), позволяющих повысить пропускную способность и управляемость электропередач переменного тока.

Интересно, что очень часто внедрение ПГУ интерпретируют как потерю эффекта масштаба под влиянием НТП (см., например, [20]). Однако это справедливо лишь для сферы генерации (электростанций), но не для ЭЭС в целом. Независимые производители электроэнергии (НПЭ), использующие ПГУ, при присоединении к ЭЭС получали экономическую (обусловленную НТП) прибыль при средних тарифах, существовавших в регулируемых монополиях. Сами тарифы при этом не снижались, т. е. присоединение НПЭ не давало эффекта для потребителей. Между тем, если бы те же ПГУ вводились не НПЭ, а самой монопольной компанией (что также происходило), то средние по ЭЭС издержки снизились бы. И регулирующий орган установил бы более низкие тарифы. Следовательно, положительный эффект масштаба для ЭЭС в целом при внедрении ПГУ сохраняется.