Л.С.Беляев. Необходимость возобновления государственного регулирования в электроэнергетике

Инженер-электрик, окончил в 1950 г. электроэнергетический факультет Московского энергетического института, доктор технических наук, профессор. Заслуженный деятель науки РСФСР. АнгараГЭСстрой (1950-1955) – инженер; Дирекция строящейся Иркутской ГЭС (1955-1958) - начальник технического отдела, Сталинградгидрострой (1958-1960) - ст. инженер; Институт систем энергетики (до 1998 г. Сибирский энергетический институт) Сибирского отделения РАН (1960-н/вр) – старший научный сотрудник , зав. лабораторией, отделом, заместитель директора, главный научный сотрудник; Международный институт прикладного системного анализа – Лаксенбург, Австрия (1976) – научный сотрудник; Иркутский политехнический институт (1984-1992 гг.) – заведующий кафедрой. Автор и соавтор более 200 научных трудов, в том числе таких монографий как: Беляев Л.С. Проблемы электроэнергетического рынка, Новосибирск, Наука, 2009, 296 с., Беляев Л.С. и др. Эффективность межгосударственных электрических связей, Новосибирск, Наука, 2008, 230 с
.
    
Belyaev Lev Spiridonovitch  



Electrical engineer, graduated from the power engineering department of Moscow Power Engineering Institute in 1950, Doctor of Engineering Science, professor, honored master of sciences and engineering of the RSFSR. AngarGESstroy (1950-1955) – engineer, Directorate of Irkutsk HPP under construction (1955-1958) – head of the engineering department, Stalingradgidrostroy (1958-1960) – chief engineer, Institute of Power Engineering Systems (before 1998 the Siberian Power Engineering Institute) of the Siberian department of the Russian Academy of Sciences (1960 – present) – senior research associate, laboratory chief, team leader, deputy director, International Institute for Applied Systems Analysis, Laxenburg, Austria (1976) – research associate, Irkutsk Institute of Technology (1984-1992) – head of the chair. Author and coauthor of more than 200 scientific works, including the following monographs: Belyaev L.S. Problems of the power engineering market, Novosibirsk, Nauka, 2009, 296 p., Belyaev L.S. et al. Efficiency of interstate electrical connections, Novosibirsk, Nauka 2008, 230 p.
  


     
1. Введение

     В странах с рыночной экономикой неизбежна организация в той или иной форме и рынка в электроэнергетике. В середине 20-го века практически во всех таких странах сформировались (были законодательно оформлены) регулируемые государством монопольные рынки в электроэнергетике, которая была признана естественной монополией – отраслью, где благодаря положительному «эффекту масштаба» весь продукт может быть произведен одной фирмой с меньшими издержками, чем две или более фирм. При таком рынке конкуренция отсутствует, а регулируемая монопольная компания является вертикально-интегрированной, т.е. охватывает на закрепленной за ней территорией все сферы производства, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии. Государственное (региональное, муниципальное) регулирование необходимо для того, чтобы компания не воспользовалась своим монопольным положением. Данный вид организации рынка мы будем называть в дальнейшем моделью 1. При такой модели рынка в течение нескольких десятилетий обеспечивалось быстрое и успешное развитие электроэнергетики.
     В 1970-1980-х годах начали проявляться некоторые недостатки регулируемых естественных монополий, главным образом, в связи с трудностями и несовершенством государственного регулирования. Во многих странах началось реформирование (реструктуризация) электроэнергетики. Несмотря на многообразие путей реформирования, принято различать четыре основных модели организации электроэнергетического рынка [1]:
     Модель 1 – регулируемая естественная монополия, о которой уже говорилось и которая явилась исходной формой рынка при последующем реформировании.
     Модель 2 – Единственный покупатель (Закупочное агентство, монопсония), когда сфера генерации разделяется на несколько независимых (финансово самостоятельных) электрогенерирующих компаний (ЭГК), которые начинают конкурировать друг с другом за поставку электроэнергии единому Закупочному агентству. В рамках последнего остаются вертикально-интегрированными остальные сферы, и по отношению к потребителям оно по-прежнему является монополистом. Поэтому деятельность Закупочного агентства должна регулироваться государством, включая назначение цен на электроэнергию, покупаемую у производителей и продаваемую потребителям. В этой модели реализуется конкуренция между производителями электроэнергии.
     Модель 3 – конкуренция на оптовом рынке, когда выделяется сфера транспорта электроэнергии, дробятся по территориям сферы распределения и сбыта и организуется оптовый рынок. При этом создаются транспортно-сетевая компания, территориальные распределительно-сбытовые компании (РСК) и специализированные рыночные структуры. Цены оптового рынка становятся свободными, а деятельность РСК и розничные цены продолжают регулироваться.
     Модель 4 – конкуренция на оптовом и розничных рынках, когда дополнительно разделяются сферы распределения и сбыта электроэнергии с образованием регулируемых распределительных (сетевых) компаний и множества независимых сбытовых компаний. Организуются розничные рынки электроэнергии со свободными ценами.
     Первые две модели представляют рынки с регулируемыми ценами (тарифами) и будут кратко называться регулируемыми рынками, а третья и четвертая - рынки со свободными ценами, или конкурентные рынки. Переход от моделей 1 и 2 к моделям 3 и 4 принято называть дерегулированием. Как показал практический опыт и теоретические исследования [2], для электроэнергетики дерегулирование является особенно важным преобразованием, связанным с многими негативными последствиями.
     В России в начале 1990-х годов при акционировании электроэнергетики была создана двухуровневая структура регулируемых рынков:
- рынок «Единственный покупатель» на федеральном уровне (ФОРЭМ), где функции Закупочного агентства выполняло РАО «ЕЭС России», и
- регулируемые монополии (АО-энерго) на региональном уровне. Такая структура рынков электроэнергии представляется для России наиболее целесообразной. При ней сохраняется целостность ЕЭС России и потенциально обеспечивается оптимальность как ее развития, так и функционирования, с реализацией эффекта от конкуренции в сфере генерации, на которую приходится около 60 % общих издержек в электроэнергетике. Одновременно, региональные монопольные энергокомпании имеют возможности для эффективного и надежного снабжения конечных потребителей электрической и тепловой энергией.
     Финансирование развития генерирующих мощностей и электрических сетей как в регулируемых монополиях, так и при рынке «Единственный покупатель» обеспечивается путем включения инвестиций в инвестиционную составляющую тарифов. На Западе в бытность регулируемых монополий происходило даже «переинвестирование», т.е. избыточный ввод новых мощностей с образованием слишком больших резервов (30-40 % и более).
     К сожалению, по совокупности обстоятельств (подробнее см. [2]) потенциальные возможности созданной двухуровневой структуры регулируемых рынков электроэнергии не были реализованы. В 2000 г. руководство РАО «ЕЭС России» представило в Правительство РФ Концепцию реструктуризации, предусматривавшую переход к конкурентному рынку (модели 4) в электроэнергетике России. Концепция РАО подверглась серьезной критике, в том числе на совместном заседании трех отделений Российской академии наук. Было предложено около десяти альтернативных концепций, одна из них – Рабочей группой Президиума Государственного Совета РФ. Однако Правительство РФ пренебрегло предложениями специалистов и своим Постановлением от 11 июля 2001 г. № 526 [3] одобрило «Основные направления реформирования электроэнергетики России», которые практически полностью соответствуют Концепции реструктуризации РАО «ЕЭС России». Это Постановление положило началу перехода электроэнергетики к конкурентному рынку. Позднее этот переход был закреплен Законом РФ «Об электроэнергетике» [4].
     Анализ зарубежного опыта выявил множество недостатков конкурентных рынков электроэнергии (см., например, [5]). Объясняются они особыми свойствами электроэнергетических систем (ЭЭС), которые составляют основу электроэнергетики. Эти свойства обусловливают крайнее несовершенство (в терминах микроэкономической теории) электроэнергетического рынка. В электроэнергетике не выполняются практически все условия совершенной конкуренции [2]. Дерегулирование (освобождение цен электроэнергии) приводит к одному из видов несовершенного рынка – олигополии со всеми вытекающими из этого последствиями.
     Недостатки конкурентного рынка электроэнергии проявились и в России. Процесс реформирования оказался трудным, дорогостоящим и растянутым. Переходный период, окончание которого первоначально планировалось на 2005 г., продлен до конца 2010 г. Хотя формально реформирование уже заканчивается, результаты его вряд ли можно считать удовлетворительными.
     Главной проблемой остается инвестирование модернизации и развития генерирующих мощностей. Надежды на привлечение частных инвестиций при переходе к конкурентному рынку оказались тщетными. Этот недостаток конкурентного рынка подтверждает, кстати, и зарубежный опыт. Угроза дефицита генерирующих мощностей в ЕЭС России стала реальной. Спад электропотребления во время финансово-экономического кризиса 2008-2009 гг. лишь несколько отодвинул эту угрозу.
     Еще одной серьезной проблемой явилось резкое повышение оптовых цен на электроэнергию в последние годы, ввиду уменьшения доли регулируемых двусторонних договоров. Несмотря на кризис, резко возросли сверхприбыли генерирующих компаний, которые они не спешат расходовать на инвестиции.
     Дефицит мощностей приведет к еще большему росту цен электроэнергии, что станет недопустимым для экономики и социальной сферы страны. Поэтому Правительство РФ должно будет принять соответствующие меры.
     Решить указанные проблемы (а к ним нужно добавить, как минимум, аварийность устаревшего оборудования и снижение надежности электроснабжения) в условиях конкурентного рынка не представляется возможным. Единственным реальным выходом является возобновление государственного регулирования цен электроэнергии и развития генерирующих мощностей ЕЭС. Практически это означает возврат к оптовому рынку «Единственный покупатель» и определенные преобразования на региональном уровне.
     В записке будут кратко показаны свойства ЭЭС, приводящие к несовершенству электроэнергетического рынка; основные недостатки конкурентного рынка (с использованием зарубежного опыта); особенности и проблемы реформирования электроэнергетики России; мероприятия по изменению концепции реформирования электроэнергетики и обеспечению инвестирования развития ЕЭС России.


     2. Свойства ЭЭС и их влияние на рынок электроэнергии

     Электроэнергетические системы (ЭЭС) обладают рядом свойств и особенностей, которые обусловливают несовершенство рынка электроэнергии и его отличия от рынков в других отраслях. Наряду с широко известными свойствами ЭЭС, следует выделить еще следующие [2].
     1. Специализированный транспорт электроэнергии, создающий территориальную ограниченность рынка и технологический (физический) барьер для вхождения в рынок новых производителей. Существование физического барьера для новых производителей электроэнергии (НПЭ) играет решающую роль в рынках в краткосрочном периоде (в микроэкономическом понимании) Приход в такой рынок НПЭ просто невозможен – для этого новая электростанция должна быть запроектирована, построена и подключена к ЭЭС, что потребует нескольких лет. В краткосрочном рынке электроэнергии действующие производители ограждены от конкуренции со стороны НПЭ и могут повышать цены. Это является одной из главных причин несовершенства электроэнергетического рынка и устранить ее (сделать рынок совершенным) нельзя никакими организационными и методологическими мерами.
     2. Взаимная зависимость процессов производства электроэнергии всех электростанций, входящих в ЭЭС. Электроэнергия производится совместно и одновременно всеми производителями (чего нет в других отраслях) в соответствии с общей нагрузкой потребителей, которая изменяется в течение суток и сезонов года. Режимы электростанций централизованно оптимизируются по их мгновенным (часовым) переменным издержкам, исходя из минимума переменных (топливных) издержек по ЭЭС в целом. Между тем, действительная стоимость электроэнергии (и ее цена) определяется общими средними (удельными) издержками, включающими еще и постоянные издержки. В электроэнергетике эти общие средние издержки электростанций можно рассчитать только за год в целом по интегральным результатам их работы.
Такое различие между часовыми и годовыми издержками существенно отражается на организации рынков электроэнергии и ценообразовании в них. В частности, спотовые рынки электроэнергии, организуемые в реальном времени (с часовыми или получасовыми интервалами), не являются настоящими краткосрочными рынками, рассматриваемыми в микроэкономике. Формирующиеся на них цены не отражают действительную стоимость электроэнергии, что делает их несостоятельными. Настоящими краткосрочными рынками электроэнергии могут быть лишь рынки, охватывающие период в один год или более и реализуемые путем долгосрочных контрактов (договоров).
     3. Большая капиталоемкость, длительные сроки строительства и службы электростанций. Следствиями этого являются:
     - невозможность быстрого устранения дефицита, если он образовался на рынке по тем или иным причинам;
     - необходимость заблаговременного планирования и последующего финансирования развития генерирующих мощностей ЭЭС, чтобы не допустить дефицита на рынке электроэнергии;
     - превышение срока службы электростанций (30-40 лет) над «разумными» сроками окупаемости или возврата инвестиций (10-15 лет), при которых частный инвестор будет строить электростанцию (при моделях 2-4).
     В концепциях конкурентного рынка, как правило, не предусматривается централизованное планирование развития генерирующих мощностей. Предполагается, что это развитие будет осуществляться на основе «сигналов рынка». Однако, опыт стран, перешедших к конкурентному рынку, показал, что рынок далеко не всегда подает такие сигналы, и требуются специальные «нерыночные» меры для предотвращения дефицита мощностей.
     4. Пообъектное развитие ЭЭС. Расширение рынка в какой-либо ЭЭС происходит путем строительства отдельных (конкретных) новых электростанций (и ЛЭП), что по-разному проявляется при различных моделях организации рынка. В регулируемых рынках (модели 1 и 2) инвестиции в новые электростанции включаются в инвестиционную составляющую тарифов и окупаются за счет всей электроэнергии, потребляемой в ЭЭС. При конкурентном оптовом рынке (модели 3 и 4) инвестиции в какую-либо электростанцию должны окупаться за счет электроэнергии, вырабатываемой только одной этой электростанцией. Поэтому цена, которую может предложить на конкурентном оптовом рынке новый производитель электроэнергии, будет выше цены, предлагаемой действующей электростанцией того же вида. Это создает экономический (ценовой) барьер для НПЭ в дополнение к физическому барьеру, отмечавшемуся выше, что придает несовершенство конкурентному рынку электроэнергии и в долгосрочном периоде.
     5. Положительный эффект масштаба, присущий ЭЭС в целом (как системе). В наибольшей мере он реализуется в регулируемой монополии (модель 1). В других моделях он последовательно снижается (в модели 2) или теряется совсем (в моделях 3 и 4), ввиду раздробления единой компании на множество различных компаний.
     Эти, а также другие свойства ЭЭС (подробнее см. [2]) явно недоучтены разработчиками концепций конкурентного рынка электроэнергии. Особенно это относится к несовершенству электроэнергетического рынка. В моделях 1 и 2 его монополистический характер очевиден, что приводит к необходимости регулирования цен (тарифов) на электроэнергию. В моделях 3 и 4 производители электроэнергии, освобожденные от регулирования, с одной стороны, могут образовать олигополию, а с другой – сохраняют «рыночную власть» (market power), имея возможность создавать дефицит и поднимать цены путем прекращения или замедления строительства новых электростанций. Этому же способствует ценовой барьер для НПЭ. Вполне естественно, что при переходе к конкурентному рынку возникают проблемы и негативные явления.


     3. Недостатки конкурентного рынка электроэнергии

     Оппозиция переходу к конкурентному рынку (дерегулированию) в электроэнергетике существовала всегда, с самого его начала. Наиболее яркий пример этого представляют, пожалуй, США и Канада, где большинство штатов или провинций сохраняют регулируемые монопольные энергокомпании. Аналогичная оппозиция имеется и в России.
     В последние годы за рубежом активно обсуждаются ход и результаты реформ в разных странах в связи с проявившимися трудностями и отрицательными последствиями дерегулирования электроэнергетики. В целом они объясняются особыми свойствами электроэнергетических систем, приводящими к несовершенству электроэнергетического рынка, что было рассмотрено в предыдущем разделе записки.
     Обстоятельный анализ опыта дерегулирования проведен в работе [5]. На основе широкого обзора работ (114 источников) там установлено одиннадцать трудностей, недостатков и отрицательных последствий организации конкурентных рынков электроэнергии. Эти и другие недостатки указываются также в [2]. Наиболее серьезными из них являются следующие.
      1. Повышение оптовых цен на электроэнергию с уровня средних издержек по ЭЭС в целом (при регулировании цен) до уровня издержек наименее эффективной электростанции, замыкающей баланс мощности ЭЭС. Более эффективные электростанции получают при этом дополнительную прибыль – «излишек производителя». В зависимости от структуры генерирующих мощностей конкретной ЭЭС это повышение может составлять 30-50 % и даже более. Как уже упоминалось, такое повышение происходит последние годы на российском ОРЭМе в связи с уменьшением доли регулируемых двусторонних договоров.
     2. Чрезвычайная изменчивость (и непредсказуемость) цен на спотовых рынках электроэнергии (рынке «на сутки вперед» - РСВ). Как отмечалось в предыдущем разделе, такие рынки не являются настоящими краткосрочными рынками, рассматриваемыми в микроэкономике. В Великобритании еще в 2001 г. (после 10 лет функционирования конкурентного рынка) ликвидировали РСВ и перевели всю торговлю на двусторонние долгосрочные контракты. Разработчики нашего НОРЭМа совершенно не учли этот Британский опыт.
     3. Трудности с инвестированием генерирующих мощностей из-за появления ценового барьера для новых производителей электроэнергии. При переходе к конкурентному рынку возникает дилемма (противоречие):
– либо при ценах оптового рынка, соответствующих издержкам действующих электростанций, новые электростанции строиться не будут, что приведет к дефициту мощностей (и электроэнергии);
– либо цены должны возрасти для окупаемости инвестиций (на 2-4 цент/кВт.ч и даже больше) с ущербом
для экономики и населения и с монопольными сверхприбылями действующих производителей.
Ни та ни другая альтернатива не могут являться приемлемыми. Указанное противоречие может быть разрешено только путем государственного регулирования цен и централизованного планирования развития ЭЭС. Повышенные цены, требующиеся для окупаемости инвестиций, должны получать лишь новые электростанции, но не действующие.
     4. Снижение надежности электроснабжения, о чем свидетельствуют многочисленные аварии (в том числе, системные) в США, Западной Европе, России и других странах, перешедших к конкурентному рынку.
     5. Экспорт электроэнергии перестает быть взаимовыгодным. При конкурентном рынке он невыгоден потребителям страны-экспортера, где повышаются спрос и цены, а также производителям страны-импортера, где цены снижаются. Между тем при регулировании цен экспорт может быть (и был) выгоден потребителям обеих стран – внутренние цены в стране-экспортере снижаются за счет доходов от экспорта при сохранении нормы прибыли у производителей электроэнергии.
     6. Эффект от дерегулирования, если он имеется, получают, главным образом, производители электроэнергии. Наряду с возможной экономией издержек (под влиянием конкуренции), им достается «излишек производителя» и монопольная прибыль, если на оптовом рынке образуется дефицит.
Указанные (а также другие) недостатки конкурентного рынка уже в полной мере проявляются в России
. 

    Особую угрозу для энергетической безопасности страны представляет проблема инвестирования генерирующих мощностей ЕЭС. Ее решение, по мнению автора, возможно лишь при возобновлении государственного регулирования в электроэнергетике, т.е. при изменении концепции реформирования в направлении восстановления модели «Единственный покупатель» на Федеральном оптовом рынке электроэнергии.

     4. Зарубежный опыт реформирования электроэнергетики

     Условия, причины, цели и глубина реформ электроэнергетики весьма разнообразны по странам мира. Так, благодаря значительной автономии штатов и провинций и существовавшей оппозиции дерегулированию, большинство штатов США и почти все провинции Канады сохранили регулируемые вертикально-интегрированные энергокомпании (модель 1) с разрешенным доступом независимых производителей электроэнергии. Частичное реформирование, но с сохранением регулируемых монополий провели также Франция и Япония. Эта же модель рынка характерна для большинства развивающихся стран Африки, Ближнего Востока и Азии.
     Более глубокое реформирование (с переходом к моделям 2-4) большинство развитых стран начинали при достаточно благоприятных условиях: большие резервы мощностей (до 30-40 %) при снизившихся темпах роста электропотребления, хорошее развитие электрических сетей, возможности широкого использования дешевого природного газа в паро-газовых установках (ПГУ) и др. Главной причиной реформ были высокие цены на электроэнергию и основной целью ставилось их снижение.
     В развивающихся странах, как правило, имелся недостаток государственных средств для быстрого развития электроэнергетики, и основной целью реформ было привлечение частных (в том числе иностранных) инвестиций.
     Большое влияние на реформирование оказала также обеспеченность энергетическими ресурсами, в первую очередь, природным газом. При отсутствии последнего приходится строить капиталоемкие ГЭС, АЭС и КЭС на угле, что в условиях конкурентного рынка приводит к большому повышению оптовых цен на электроэнергию. Этим, в частности, объясняется сохранение регулируемых монопольных энергокомпаний во Франции и Японии.
     В процессе реформирования Китай, Индия, Южная Корея и ряд других стран перешли к рынку «Единственный покупатель» (модель 2), сохранив регулирование цен на электроэнергию. Для Китая и Индии освобождение цен (переход к конкурентному рынку) было недопустимым в условиях постоянного дефицита мощности и электроэнергии. В Южной Корее, аналогично Франции и Японии, имелась необходимость строительства капиталоемких электростанций.
     В странах (штатах, провинциях), сохранивших регулируемые монополии или перешедших к рынку «Единственный покупатель», отсутствуют недостатки, присущие конкурентным рынкам. Особенно яркий пример представляет Китай, где в последние годы вводилось по 50-100 ГВт новых мощностей в год.
     К конкурентному рынку (моделям 3 и 4) перешли большинство стран Западной Европы, 13 штатов США, 2 провинции Канады, Австралия, а также Чили, Аргентина, Бразилия. Во всех этих странах (штатах, провинциях) наблюдаются трудности и отрицательные явления, среди которых следует отметить:
     1. Энергетические кризисы в штате Калифорнии, провинции Онтарио, Бразилии, Аргентине и Чили, заставившие вернуться к регулированию. Кризисные явления, связанные с дефицитом мощностей, резким повышением спотовых цен и ограничениями потребителей, происходили также в Австралии (в штатах Виктория и Южная Австралия), но там сохранили пока конкурентный рынок.
     2. Повсеместно прекратилось строительство капиталоемких ГЭС, АЭС и КЭС на угле. Строились только газо-турбинные и парогазовые установки на природном газе в периоды, когда он был дешевым. Инвестиции в эти установки с низкими удельными капиталовложениями окупались при оптовых ценах, соответствующих издержкам действующих АЭС и КЭС на угле. В Англии в 1990-е годы и в США в первые годы начавшегося века наблюдался даже «бум» в строительстве ПГУ. Произошло «переинвестирование», которое ранее считалось недостатком, присущим регулируемым монополиям. Следовательно, конкурентный рынок не обеспечивает адекватного развития генерирующих мощностей – возможны как дефициты (что более вероятно), так и избытки мощностей.
     3. Резко сократилось сетевое строительство, особенно межгосударственных и межсистемных связей. Между странами, перешедшими к конкурентному рынку, построено лишь 2-3 электропередачи в то время, как до этого происходило бурное формирование межгосударственных электроэнергетических объединений в Западной Европе и Северной Америке. Практически на всех конкурентных рынках возникла проблема «перегрузки ветвей».
     4. Крупные системные аварии, имевшие место на северо-востоке США, в Италии, Швеции, Дании, Англии в 2003 г., «веерные» отключения в штате Техас в 2006 г. и др.
     5. Повышение цен на электроэнергию в Норвегии, Швеции, Германии и других странах (опережающее общий индекс потребительских цен). По данным работы [6] в штатах США, перешедших к конкурентному рынку, цены на 1-2,5 цент/кВт.ч выше, чем в штатах, сохранивших регулирование.
     6. В Великобритании в 2001 г. кардинально изменили концепцию рынка электроэнергии: ликвидировали спотовый рынок «на сутки вперед» и перешли на торговлю по долгосрочным двусторонним контрактам, сохранив лишь балансирующий рынок. При этом на последнем применяется не маргинальное ценообразование, а «дискриминационное» - оплата производится по ценам, которые участники рынка указывали в своих заявках.
     В целом ни в одной стране реформирование нельзя считать законченным, первоначальные концепции пересматриваются (происходит «реформирование реформ»), конкурентные рынки все более усложняются.
     Можно ожидать, что кризисы, вызванные дефицитом генерирующих мощностей (аналогичные кризисам в Бразилии и Чили), произойдут и в других странах после исчерпания возможностей использования дешевого природного газа.


     5. Реформирование электроэнергетики России

     Как отмечалось во введении, при акционировании электроэнергетики России в начале 1990-х годов была создана двухуровневая структура регулируемых рынков: рынок «Единственный покупатель» (модель 2) на федеральном уровне и регулируемые монополии (модель 1) на уровне регионов. Рынок «Единственный покупатель» обладает многими преимуществами перед другими видами рынков электроэнергии:
     - реализуется эффект конкуренции производителей (при правильном государственном регулировании), что приведет к снижению издержек в сфере генерации и, соответственно, оптовых цен на электроэнергию* (см. сноску в низу страницы). В этом преимущество данной модели перед моделью 1;
     - сохраняется централизованное оперативно-диспетчерское управление с оптимизацией режимов работы ЕЭС;
     - компания «Закупочное агентство» (выполняющая функции единого покупателя) может централизованно и заблаговременно планировать развитие ЕЭС и финансировать строительство новых электростанций и ЛЭП путем включения инвестиционной составляющей в тарифы на электроэнергию, отпускаемую с оптового рынка;
     - электроэнергия у действующих и новых производителей покупается по долгосрочным регулируемым договорам. На строительство новых электростанций проводятся конкурсы, причем инвесторам, выигравшим конкурс, гарантируется возврат их инвестиций за счет достаточно высоких цен на электроэнергию, закладываемых в заключаемые с ними договоры;
     - инвестиции в новые электростанции раскладываются (делятся) на всю электроэнергию, потребляемую в ЕЭС, тогда как при конкурентном рынке каждая новая электростанция должна окупать инвестиции только за счет электроэнергии, вырабатываемой этой одной электростанцией. Поэтому увеличение цен электроэнергии, необходимое для развития ЕЭС, при рынке «Единственный покупатель» будет меньше, чем при конкурентном рынке.
     Свидетельством достоинств рынка «Единственный покупатель» служит успешное развитие электроэнергетики Китая.
     Объективные условия в России в 1990-е годы, а также ряд субъективных решений и факторов не позволили реализовать указанные преимущества созданной структуры регулируемых рынков. Особенно это относится к инвестированию модернизации устаревшего оборудования и развития ЕЭС.
     Общий экономический кризис создал очень трудное положение в электроэнергетике. Инфляция, неплатежи, обесценивание основных фондов и др. нарушили финансово-экономическую деятельность энергокомпаний. Состояние отрасли постепенно ухудшилось по всем показателям и становилось критическим. Несколько облегчали положение спад электропотребления, а также высокий организационно-технический уровень ЕЭС, достигнутый к началу 1990-х годов. Однако проблема старения оборудования электростанций и сетей все более обострялась.
     Систему государственного регулирования тарифов на электроэнергию пришлось создавать и налаживать заново, притом в тяжелых условиях экономического кризиса. Регулировать тарифы в условиях высокой инфляции, неплатежей, дебиторской и кредиторской задолженностей энергокомпаний было исключительно трудно. Тарифы приходилось часто пересматривать, вследствие чего у компаний не было времени и стимулов к снижению издержек. На это накладывались политические и социальные факторы, приводившие к стремлению занижать тарифы на электроэнергию. Вместе с тем государственное регулирование тарифов постепенно совершенствовалось.
     Модель рынка «Единственный покупатель» была реализована на ФОРЭМе не полностью – АО-электростанции и большинство АО-энерго, участвующих в оптовом рынке, не были независимыми. Они являлись дочерними компаниями РАО «ЕЭС России», которое фактически было монополистом на ФОРЭМ’е. Не были использованы также возможности этой модели в части развития ЕЭС.
     Смена руководства РАО «ЕЭС России» в 1998 г. негативно отразилась на путях выхода электроэнергетики из кризиса. Профессионалы-энергетики были заменены менеджерами общего профиля (экономистами, юристами и т.п.), основной заботой которых был бизнес. Вместо конкретных мер по совершенствованию управления и техническому перевооружению отрасли новое руководство РАО начало разработку предложений по дальнейшему ее реформированию, отложив выход из кризиса еще на 5-10 лет. В декабре 2000 г. РАО «ЕЭС России» представило на утверждение Правительства РФ Концепцию реструктуризации РАО «ЕЭС России», предусматривавшую переход к конкурентному рынку в электроэнергетике. Концепция подверглась серьезному обсуждению и критике. Было предложено около 10 альтернативных концепций. Однако Правительство РФ Постановлением от 11 июля 2001 г. № 526 [3] одобрило «Основные направления реформирования электроэнергетики России», которые практически полностью  соответствовали Концепции реструктуризации РАО.В феврале 2003 г. после обсуждения, длившегося более года, Государственная Дума РФ приняла Закон «Об электроэнергетике» [4], в основу которого также положена Концепция реструктуризации РАО «ЕЭС России». Некоторые изменения и дополнения касались, главным образом, усиления роли государства и правительства в проведении реформы. В законе выделялся переходный период, окончание которого устанавливалось не ранее 1 июля 2005 г.
     Анализ целей реформирования, официально записанных в Постановлении Правительства № 526 и Законе «Об электроэнергетике», который проведен в [2], показал, что ни одна из поставленных целей не будет фактически достигнута. Это относится к обеспечению энергетической безопасности страны, устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, к привлечению инвестиций в сферу генерирования электроэнергии и др. О снижении цен, что ставилось главной целью на Западе, умалчивается, т.е. инициаторы реформы понимали, что она приведет к повышению цен на электроэнергию. Процесс реформирования оказался трудным и растянутым. Переходный период не закончился ни в 2005 г., ни в 2006 г. Главной проблемой стало неизбежное повышение оптовых цен на электроэнергию при прекращении их регулирования. Правительство на это не решилось. Была срочно разработана и введена с 1 сентября 2006 г. Новая концепция оптового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ), которая предусматривала перевод всей торговли электроэнергией на регулируемые двусторонние договоры, организацию спотовых рынков и др. Доля регулируемых договоров будет постепенно принудительно сокращаться с доведением ее до нуля к  концу 2010 г., вследствие чего повышение цен будет растянуто на несколько лет.
     В феврале 2003 г. после обсуждения, длившегося более года, Государственная Дума РФ приняла Закон «Об электроэнергетике» [4], в основу которого также положена Концепция реструктуризации РАО «ЕЭС России». Некоторые изменения и дополнения касались, главным образом, усиления роли государства и правительства в проведении реформы. В законе выделялся переходный период, окончание которого устанавливалось не ранее 1 июля 2005 г.
      Анализ целей реформирования, официально записанных в Постановлении Правительства № 526 и Законе «Об электроэнергетике», который проведен в [2], показал, что ни одна из поставленных целей не будет фактически достигнута. Это относится к обеспечению энергетической безопасности страны, устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, к привлечению инвестиций в сферу генерирования электроэнергии и др.
      О снижении цен, что ставилось главной целью на Западе, умалчивается, т.е. инициаторы реформы понимали, что она приведет к повышению цен на электроэнергию.
     Процесс реформирования оказался трудным и растянутым. Переходный период не закончился ни в 2005 г., ни в 2006 г. Главной проблемой стало неизбежное повышение оптовых цен на электроэнергию при прекращении их регулирования. Правительство на это не решилось. Была срочно разработана и введена с 1 сентября 2006 г. Новая концепция оптового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ), которая предусматривала перевод всей торговли электроэнергией на регулируемые двусторонние договоры, организацию спотовых рынков и др. Доля регулируемых договоров будет постепенно принудительно сокращаться с доведением ее до нуля к концу 2010 г., вследствие чего повышение цен будет растянуто на несколько лет.


______________________________________________________

*Примечание: Именно в сфере генерации, на которую приходится преобладающая доля общих издержек в электроэнергетике, может быть получен значительный эффект от конкуренции. Издержки в сфере сбыта электроэнергии составляют лишь около 5 % общих издержек, возможное их снижение ничтожно, и организация конкурентных розничных рынков явно нецелесообразна.


     Вместе с тем, состояние самой электроэнергетики продолжало ухудшаться. Ежегодные вводы новых мощностей после 1998 г. в среднем не превышали 1 ГВт. Энергетическое оборудование продолжало изнашиваться и стареть. Так продолжалось до Московской системной аварии в мае 2005 г., после чего начали разрабатываться планы модернизации и строительства, инвестиционные программы и т.п. Однако время было упущено, объемы работ многократно возросли и возможность реализации этих планов и программ вызывает сомнения, особенно с учетом деградации строительного комплекса отрасли, энергомашиностроения и проектных организаций. Дефицит мощностей и электроэнергии, уже проявившийся в нескольких регионах, грозит стать в ближайшие годы всеобщим.
     С 1 июля 2008 г. РАО «ЕЭС России», завершив свою реструктуризацию, прекратило существование, оставив после себя раздробленную на сотни компаний электроэнергетику, грандиозные планы строительства и инвестиционные программы, которые кому-то придется финансировать и осуществлять.
     За два года, прошедшие после ликвидации РАО «ЕЭС России», состояние электроэнергетики продолжало только ухудшаться, причем перспектив к улучшению нет фактически никаких. Главная причина – принципиальные недостатки концепции заканчивающегося реформирования.
     «Целевая модель» создаваемого рынка органически включает все отрицательные стороны конкурентных рынков электроэнергии (моделей 3 и 4), рассмотренные выше. После полной своей реализации (создания долгосрочного рынка мощности, рынков «деривативов» и др.) она будет самой сложной, «запутанной» и неуправляемой моделью в мире. Такая модель выгодна лишь производителям электроэнергии, которые будут получать сверхприбыли от повышения цен путем манипуляций, создания дефицита мощностей и т.п.
     Независимость генерирующих компаний и их корыстные интересы (получение максимальной прибыли) уже привели к снижению (если не потере) управляемости в ЕЭС, ответственности за электроснабжение и технологической дисциплины. Свидетельством этому явились беспрецедентная авария в 2009 г. на Саяно-Шушенской ГЭС, С.-Петербургская системная авария 2010 г. и множество менее крупных аварий. В дальнейшем аварийность в ЕЭС России будет продолжаться и усиливаться.
     Совершенно излишние трудности в торговле электроэнергией и ущерб для потребителей и электростанций вносит спотовый рынок «на сутки вперед». Чрезвычайно изменчивые его цены, с одной стороны, не отражают фактические издержки производства, а с другой – не дают своевременных «сигналов» для развития генерирующих мощностей. Кроме того, назначение режимов электростанций Администратором торговой системы по заявкам производителей (а не по действительным часовым переменным издержкам - характеристикам относительных приростов) приводит к неоптимальным («пилообразным») режимам тепловых электростанций и к неоптимальности режимов ЕЭС в целом. Не зря в Великобритании отказались от такого рынка еще в 2001 г.
     Нерешенной остается проблема финансирования модернизации и развития генерирующих мощностей ЕЭС. Еще до расформирования РАО «ЕЭС России» с новыми собственниками оптовых и территориальных генерирующих компаний (ОГК и ТГК) были заключены договоры на предоставление мощности (ДПМ). Они предназначались для гарантирования реализации инвестиционных программ ОГК и ТГК до 2012 г., в том числе за счет средств, полученных от дополнительной эмиссии акций компаний (эти средства обеспечивали около 50 % инвестпрограмм). В настоящее время эти ДПМ не выполняются почти всеми ОГК и ТГК, главным образом, из-за начавшегося в 2008 г. финансово- экономического кризиса, который сделал недоступными кредиты банков. Правительство РФ, включая Минэнерго, принимает ряд мер, но уже ясно, что механизм ДПМ не сможет обеспечить полное выполнение намеченных инвестиционных программ, даже при их продлении до 2014-2015 гг.
     Еще один способ финансирования развития генерирующих мощностей, предусмотренный российской концепцией электроэнергетического рынка, получил название «Механизма гарантирования инвестиций» (МГИ). Впервые он был введен в действие Постановлением Правительства РФ № 738 от 7 декабря 2005 г. [7] и предназначался для ввода 5 ГВт резервных мощностей до 2010 г. МГИ предполагает оплату инвестиций (вернее возврат их инвестору после ввода электростанции) Системным Оператором (СО) за счет дополнительной абонентной платы ему потребителями электроэнергии. Фактически это равнозначно включению инвестиционной составляющей в тарифы потребителей при регулируемых рынках электроэнергии (модели 1 и 2), т.е. представляет «нерыночный» способ финансирования. При этом на СО возлагаются несвойственные ему функции финансирования развития генерирующих мощностей.
     К настоящему времени Постановление № 738 оказалось невыполненным. Главной причиной можно считать сложность выбора конкретных электростанций для строительства и процедур проведения конкурсов среди инвесторов, которые были возможны на Минэнерго и Системного Оператора (практически этим должна была бы заниматься специализированная организация или компания типа упраздненного РАО «ЕЭС России»). Лишь в 2008 г. было объявлено два конкурса на строительство тепловых электростанций, в том числе ТЭС мощностью 1200 МВт в районе подстанции Тарко-Сале в Тюменской области. Были отобраны также еще 5 площадок под строительство ГРЭС и ТЭЦ. По ряду причин (недостаточное число участников и др.) конкурсы не состоялись и ни одна электростанция к 2010 г. не была построена. Вместе с тем, данный «нерыночный» путь финансирования развития генерирующих мощностей представляется вполне реалистичным. Позднее он был распространен на все виды электростанций (не только предназначенные для резерва). В случае возобновления регулирования электроэнергетики (возврата к рынку «Единственный покупатель»), этот путь финансирования станет основным, и опыт, приобретенный при выполнении Постановления № 738, может быть использован.
     Основные надежды в решении проблемы инвестирования развития генерирующих мощностей ЕЭС России возлагаются сейчас на долгосрочный рынок мощности (ДРМ). После длительных согласований и доработок он был введен Постановлениями Правительства РФ № 89 от 24 февраля 2010 г. [8] и № 238 от 13 апреля 2010 г. [9]. Концепция этого рынка весьма сложная и мы не будем здесь ее описывать. Выразим лишь нашу убежденность в том, что надежды на ДРМ не имеют достаточных оснований и не оправдаются.
     Во-первых, в таком виде, в каком он задуман в России, ДРМ нигде в мире нет. Концепция ДРМ не исследована теоретически и, тем более, нет практического опыта его применения.
     Во-вторых, рынки мощности вообще имеются только в США, в частности на рынке PJM (штатов Пенсильвания, Нью-Джерси и Мэриленд). Однако, на рынке PJM:
     - рынки мощности (краткосрочные и долгосрочные) дополняются требованием к электроснабжающим организациям закупать мощность, необходимую для прогнозируемого прироста нагрузки снабжаемых ими потребителей. Такие прогнозы и требования задает Системный Оператор рынка. У нас же в России структура электроснабжающих организаций (гарантирующих поставщиков и сбытовых компаний) находится еще в стадии формирования и предъявлять им такие требования просто невозможно;
     - на рынках мощности торгуют (продают – покупают) только газо-турбинными и паро-газовыми электростанциями. В России же, кроме того, необходимо вводить КЭС на угле и ТЭЦ (не говоря уже о ГЭС и АЭС). Как будет происходить торговля на ДРМ такими капиталоемкими электростанциями, совершенно неизвестно;
     - рынки мощности не обеспечивают оптимальность структуры генерирующих мощностей (в смысле минимума приведенных затрат).
     Таким образом, долгосрочный рынок мощности представляет очередной рискованный эксперимент над электроэнергетикой России (как и уже проведенное реформирование). Ожидание его провала еще на несколько лет продлит инвестиционный (и общий) кризис в электроэнергетике в дополнение к 10 годам, потерянным из-за перехода к конкурентному рынку.
     В связи с этим, а также учитывая другие, уже показавшие себя недостатки (можно сказать, пороки) конкурентного рынка (аварии, неоправданный рост цен, угроза дефицита и др.), необходимо срочно менять концепцию реформирования электроэнергетики России в направлении восстановления регулирования цен на электроэнергию, возврата к оптовому рынку «Единственный покупатель», отказа от розничных рынков и соответствующих преобразований на уровне региональных энергокомпаний. При этом, естественно, должна быть учтена существующая структура электроэнергетики и значительно усовершенствована система государственного регулирования тарифов на электроэнергию и развития ЕЭС.




продолжение -  Необходимо воссоздать Федеральную управляющую электроэнергетическую компанию