Электроэнергетика

Электроэнергетика
Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики
Российская электроэнергетика и ее место в мире
Основные этапы развития отечественной электроэнергетики
Структурная перестройка электроэнергетики России в 1990-е годы
Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.
Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.
Техническая база российской электроэнергетики
Электропередача
Оперативно-диспетчерское управление
Примеры рынков электроэнергии
Особенности розничного рынка электроэнергии США
Уроки, вытекающие из обобщения опыта и функционирования рынков электроэнергии
Синхронная зона ЕЭС/ОЭС
Торгово-экономическое сотрудничество российской электроэнергетики
Реформа электроэнергетики в России
Организация реформирования электроэнергетики
Переход к конкурентным рынкам
Организационно-экономическая структура отрасли электроэнергетики
Операционная деятельность
Применение модели товарно-денежных потоков
Основные субъекты рынка электроэнергии
Распределительные сетевые компании
Организации коммерческой инфраструктуры
АО-энерго - энергосистемы изолированных регионов
Задачи реформирования энергосистем Дальнего Востока
Система государственного регулирования в электроэнергетике
Сфера и методы тарифного регулирования в современной электроэнергетике
Стимулирующее регулирование
Система регулируемых тарифов в российской электроэнергетике
Тарифы на услуги по передаче электрической энергии
Недискриминационный доступ к услугам естественных монополий
Антимонопольное регулирование рынка электроэнергии
Методы антимонопольного регулирования
Прогнозирование и проектирование развития электроэнергетики
Системное проектирование электроэнергетики
Система рынков в электроэнергетике
Основы построения оптового и розничных рынков
Узловое ценообразование
Балансирующий рынок
Рынок мощности
Рынок системных услуг
Финансовые права на передачу
Розничный рынок электрической энергии
Особенности оптового рынка в российской электроэнергетике
Особенности российского розничного рынка электроэнергии
Рынки сервисов
Рынок тепловой энергии и его взаимосвязь с рынком электроэнергии
Особенности рынков тепловой энергии в России
Управление надежностью в электроэнергетике
Обеспечение надежности Механизмы управления надежностью
Рынок системных услуг и основные направления повышения надежности
Атомная энергетика
Атомная энергетика занимает важное место в энергетике России.
Экологические проблемы эксплуатации АЭС
Концепция экологической безопасности АЭС
Природоохранные технологии на АЭС
Отработаное ядерное топливо
Демонтаж АЭС по окончании ее нормальной эксплуатации
Геотермальная энергетика
Электромашиностроение и электротехника
Особенности экологических проблем ТЭС и ГЭС, пути их решения
Проблема эмиссии парниковых газов

Уроки, вытекающие из обобщения опыта и функционирования рынков электроэнергии

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В результате в Англии и Уэльсе произошли:

масштабная модернизация тепловых электростанций;

демонтаж устаревших мощностей;

строительство электростанций, использовавших новейшие технологии;

увеличение резерва установленной мощности до 30% от пика потребления.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

злоупотребления рыночной силой, возникающей из-за недостаточного количества участников рынка при неправильной структуре и размещении генерирующих компаний;

просчетов в проектировании рынков;

вертикальной интеграции между производителями электроэнергии и владельцами сетей;

неучастия потребителей в рынках.

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

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

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

Имеющийся опыт позволяет сделать следующие основные выводы:

либерализация электроэнергетики из регионального процесса, который начался с реформ в нескольких странах (Чили, Великобритания, Скандинавия), несмотря на объективные и субъективные сложности, превратился в глобальный процесс, который идет на всех континентах и только набирает обороты;

проблемы, возникшие в странах, вступивших на путь либерализации, связаны не столько с либерализацией как таковой, сколько с непоследовательностью или нерешительностью в ее реализации (Аргентина, Онтарио, Калифорния);

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

Атомная и традиционная энергетикаю Экологические проблемы