Каталог :: Экономика

Диплом: Анализ зарубежного опыта реструктуризации электроэнергетической отрасли

Задание
по дипломному проектированию студенту
1. Тема проекта: “Анализ зарубежного опыта реструктуризации
электроэнергетической отрасли”.
2. Утверждена приказом по университету № 150 от 05 февраля 2002 г.
3. Срок сдачи студентом законченного проекта: 31 мая 2002г.
4. Исходные данные к проекту: Концепция реструктуризации РАО «ЕЭС России»,
«Основные направления реформирования электроэнергетики Российской Федерации»,
принятые Постановлением Правительства № 526 от 11 июля 2001 года, публикации
в СМИ.
5. Содержание расчетно-пояснительной записки: В записке должны быть
рассмотрены следующие вопросы: анализ моделей организации отрасли; описание и
анализ электроэнергетики зарубежных стран и её реформирования; описание
реструктуризации электроэнергетики России; критерии и принципы успешного
реформирования электроэнергетической отрасли, сформированные на основе
анализа зарубежного опыта.
6. Перечень графического материала:
Основные направления реформы электроэнергетики России; изменение структуры
электроэнергетики России (первый этап); изменение структуры электроэнергетики
России (второй и третий этап); реформирование электроэнергетики в США;
реформирование электроэнергетики в Англии и Уэльсе; реформирование
электроэнергетики в Швеции
                            КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК                            
              работы над проектом на весь период проектирования              
(с указанием сроков выполнения и трудоемкостью отдельных этапов)
     
15.09.2001 - 20.10.2001 Выбор темы дипломной работы
21.10.2001 - 30.11.2001 Изучение литературы и анализа предметной области
01.12.2001 - 18.01.2002 Изучение реструктуризации электроэнергетики России
21.01.2002 - 03.03.2002 Сбор информации по моделям организации электроэнергетики и зарубежному опыту реструктуризации электроэнергетической отрасли
04.03.2002 - 01.04.2002Изучение и анализ полученной информации
01.04.2002 - 05.05.2002 Анализ реструктуризации в зарубежных странах и формирование выводов
06.05.2002 - 12.05.2002 Оформление пояснительной записки
13.05.2002 - 19.05.2002Оформление графической работы
Содержание Введение.......................................................................8 1 Основные модели организации электроэнергетической отрасли...............16 1.1 Модель 1 - монополия....................................................20 1.1.1 Описание модели........................................................20 1.1.2 Торговые соглашения....................................................21 1.1.3 Доступ к линиям электропередач.........................................22 1.1.4 Должны ли дистрибьюторы быть отдельными компаниями?..... 22 1.1.5 Достижение эффективности...............................................24 1.1.6 Обязательства по социальной политике...................................25 1.1.7 Влияние на стоимость активов и «неокупленные» затраты........ 25 1.1.8 Необходимость перемен..................................................26 1.1.9 Примеры модели 1.......................................................27 1.1.10....................................................................... .......................... Выводы 28 1.2 Модель 2 - закупочное агентство.........................................28 1.2.1 Описание модели........................................................28 1.2.2 Переходный механизм....................................................30 1.2.3 Торговые соглашения....................................................31 1.2.4 Доступ к линиям электропередач.........................................32 1.2.5 Обеспечение эффективности..............................................34 1.2.6 Обязательства по социальной политике...................................35 1.2.7 Влияние на стоимость активов и "неокупленные" затраты......... 36 1.2.8 Необходимость перемен..................................................37 1.2.9 Примеры модели 2.......................................................38 1.2.10....................................................................... .......................... Выводы 38 1.3 Модель 3 - конкуренция на оптовом рынке....................... 39 1.3.1 Описание модели........................................................39 1.3.2 Торговые соглашения....................................................41 1.3.3 Доступ к линиям электропередач.........................................42 1.3.4 Влияние на структуру компаний..........................................43 1.3.4.1. Передача электричества..............................................43 1.3.4.2. Производство и розничная продажа электричества................. 44 1.3.4.3. Власть на рынке производства электричества..........................44 1.3.5 Обеспечение эффективности..............................................45 1.3.6 Обязательства по социальной политике...................................46 1.3.7 Влияние на стоимость активов и "неокупленные" затраты......... 46 1.3.8 Необходимость перемен..................................................47 1.3.9 Примеры................................................................48 1.3.10....................................................................... .......................... Выводы 48 1.4 Модель 4 - конкуренция на розничном рынке................... 50 1.4.1 Описание модели........................................................50 1.4.2 Торговые соглашения....................................................51 1.4.3 Влияние на структуру компании..........................................53 1.4.3.1. Производство и розничная торговля электричеством............. 53 1.4.3.2. Распределение и розничная торговля..................................54 1.4.3.3. Передача и распределение электричества..............................55 1.4.4 Обеспечение эффективности..............................................55 1.4.5 Обязательства по социальной политике...................................57 1.4.6 Влияние на стоимость активов и "неокупленные" затраты......... 58 1.4.7 Примеры................................................................61 1.4.8 Выводы.................................................................61 1.5 Выбор модели............................................................62 2 Электроэнергетика за рубежом............................................66 2.1 Электроэнергетика Англии и Уэльса................................... 68 2.1.1 Ситуация до приватизации...............................................68 2.1.2 Изменения структуры отношений.........................................69 2.1.3 Экономический механизм организации конкуренции в Пуле............ 71 2.1.4 Система расчетов в Пуле................................................72 2.1.5 Результаты перестройки в Англии........................................73 2.1.6 Принципы, заложенные в английской модели...............................74 2.1.7 NETA – Новый порядок торговли электроэнергией в Англии и Уэльсе 75 2.1.8 Основные причины замены прежней торговой системы на NETA 77 2.1.9 Основные экономические характеристики NETA........................... 77 2.1.9.1. Платежи по заявкам вместо платежей по единой цене двойного аукциона 77 2.1.9.2. Двойственные заявки и двойные цены в балансирующем механизме 78 2.1.9.3. Уведомление после фактов............................................80 2.1.9.4. Пропускная способность сети.........................................80 2.2 Краткая характеристика электроэнергетики Норвегии 81 2.3 Электроэнергетика Швеции................................................84 2.3.1 Шведская электроэнергетика до преобразования.......................... 84 2.3.2 Изменение рынка электроэнергии.........................................86 2.3.3 Обязанности и функции национальной сетевой компании............. 87 2.3.4 Субъекты рынка электроэнергии.........................................89 2.3.5 Контракты между субъектами рынка электроэнергии............... 90 2.3.6 Учет на рынке энергии..................................................92 2.3.7 Принципы, заложенные в шведской модели.................................93 2.3.8 Энергетическая биржа Скандинавии.......................................93 2.4 Энергетика США..........................................................96 2.4.1 Общая характеристика электроэнергетики США........................ 96 2.4.2 Электроэнергетика США как регулируемая монополия................. 98 2.4.3 Переход электроэнергетики США к конкурентному рынку......... 102 2.4.4 Оптовьй рынок электроэнергии и реструктуризация электрических сетей 104 2.4.4.1. Роль Федеральной энергетической регулировочной комиссии в регулировании торговли электроэнергией........................................... 104 2.4.4.2. Препятствия к созданию конкуренции.................................108 2.4.4.3. Преимущества регионализации электрических сетей............. 110 2.4.4.4. Оптовые торговые центры и энергетические биржи.............. 112 2.4.4.5. Особенности рынка при оптовой торговле электроэнергией. 113 2.4.5 Кризис в Калифорнии: развитие, причины, меры......................... 113 2.5 Краткое описание дерегулирования в Новой Зеландии.... 116 3 Реформирование электроэнергетики России............ 119 3.1 Цели и задачи реструктуризации.........................................121 3.2 Принципы и необходимые условия реструктуризации 123 3.3 Совершенствование рынков электроэнергии............... 127 3.3.1 Оптовый рынок электроэнергии..........................................127 3.3.2 Розничные рынки электроэнергии........................................129 3.4 Реформирование электроэнергетической отрасли.... 131 3.4.1 Создание федеральной сетевой компании.................................131 3.4.2 Создание единой системы диспетчерского управления (системного оператора)................................................................... ............................ 133 3.4.3 Создание администратора торговой системы........................... 136 3.4.4 Создание генерирующих компаний........................................137 3.4.5 Реформирование акционерных обществ энергетики и электрификации 138 3.5 Основные положения модели рынка электроэнергии 139 3.5.1 Сегменты конкурентного рынка..........................................140 3.5.1.1. Сегмент прямых поставок............................................140 3.5.1.2. Сегмент спотового рынка............................................140 3.5.1.3. Сегмент балансирующего рынка.......................................141 3.5.2 Участники конкурентного рынка.........................................141 3.5.2.1. Особенности участия электростанций в сегментах конкурентного рынка 142 3.5.2.2. Особенности ценообразования ГЭС....................................142 3.5.3 Участники регулируемого рынка.........................................143 3.5.4 Инфраструктура рынка..................................................143 3.5.5 Рынок дополнительных услуг............................................144 3.6 Этапы реформирования электроэнергетики.................. 145 3.6.1 Первый этап...........................................................145 3.6.2 Второй этап...........................................................149 3.6.3 Третий этап...........................................................150 4 Анализ зарубежного опыта реструктуризации и организации отрасли........151 4.1 Описание экономической ситуации................................. 151 4.1.1 Англия и Уэльс........................................................151 4.1.2 Норвегия..............................................................153 4.1.3 Швеция................................................................153 4.1.4 США...................................................................154 4.1.5 Выводы................................................................155 4.2 Реструктуризация отрасли электроэнергетика.......... 156 4.2.1 Причины и цели реструктуризации.......................................156 4.2.2 Реструктуризация отрасли в Англии и Уэльсе............................158 4.2.3 Реструктуризация отрасли в Швеции.....................................161 4.2.4 Реструктуризация отрасли в США........................................161 4.2.5 Планируемая реструктуризация в России.................................161 4.2.6 Организация рынка.....................................................161 4.2.7 Степень монополизации оптового и розничного рынков............... 167 4.2.8 Передача электроэнергии...............................................167 4.2.9 Регулирование розничных рынков........................................168 4.2.10.............................................. Влияние ГЭС на рынок электроэнергии 168 4.2.11................................................................ Недостатки моделей рынка 169 4.3 Доступ к сетям.........................................................169 4.3.1 Англия и Уэльс........................................................169 4.3.2 Швеция................................................................170 4.3.3 США...................................................................170 4.3.4 Выводы................................................................171 4.4 Основные тенденции в развитии мировой электроэнергетики 172 4.4.1 Консолидация..........................................................172 4.4.2 Диверсификация........................................................173 4.4.3 Глобализация..........................................................174 4.5 Итоги..................................................................174 4.5.1 Результаты дерегулирования............................................174 4.5.2 Основные принципы реформирования электроэнергетики.......... 178 4.5.2.1. Критерии формирования рынка........................................178 4.5.2.2. Выводы.............................................................179 Заключение...................................................................182 список использованных источников.................................... 184 Введение Целью данной работы является рассмотрение и анализ зарубежного опыта реструктуризации отрасли электроэнергетика. В первой главе будут рассмотрены модели электроэнергетического рынка (базовые прототипы) на различных этапах трансформации и их составные элементы; проанализированы преимущества и недостатки каждой модели; описана организация производства, ценообразования и передачи электроэнергии в различных моделях. Во второй главе будет дано описание положения в отрасли и экономической ситуации в целом в рассматриваемых странах перед реструктуризацией, методов и способов, а также результатов проведения реструктуризации; оценен эффект от проведения реструктуризации. Третья глава будет посвящена реструктуризации РАО «ЕЭС России», её целям и задачам, программе действий и планируемым результатам. В четвертой главе на основе предыдущих будет проведен сравнительный анализ экономического и геополитического положения рассмотренных стран; сравнение предпосылок и целей реструктуризации; сформированы выводы и рекомендации. Актуальность выбранной темы подтверждает текущее состояние российской экономики и инфраструктуры. Продолжаются экономические реформы; на общем нерадостном фоне мирового падения цен на энергоресурсы и цветные металлы, низкой инвестиционной активности начали проявляться признаки постепенного ослабления деструктивных процессов. Прежде всего это выразилось в сокращении по сравнению с предыдущим периодом годового уровня инфляции и стабилизации (и даже роста) во втором полугодии 2001 года месячных объемов производства. Стал более насыщен потребительский рынок, несколько повысились реальные доходы населения, возросла склонность к сбережениям. Существенной предпосылкой для повышения деловой активности в экономике является дальнейшее развитие процесса приватизации государственной собственности. Эти и некоторые другие позитивные тенденции в хозяйственной динамике свидетельствуют о движении экономике России к стабилизационной фазе переходного периода. Однако, устойчивость данного движения, обеспечиваемого преимущественно средствами денежно-кредитной политики, и благоприятной конъюнктурой на рынке энергоносителей (до недавнего прошлого) остается недостаточно прочной при отсутствии необходимых структурных сдвигов в реальном секторе экономики. Анализ основных условий, обеспечивающих экономический рост в развитых и развивающихся странах, убедительно показывает определяющую роль опережающего развития основных инфраструктурных отраслей, прежде всего энергетики. Текущее кризисное состояние российской энергетики исторически определяется системным спадом промышленного потребления электроэнергии с 1991 по 1998 год, а так же целым рядом общеэкономических и специфических факторов. Вертикальная интегрированность компаний и, как следствие, их непрозрачность, не позволяют установить истинные масштабы неэффективных затрат, позволяют компаниям проводить перекрестное субсидирование разных видов бизнеса. Постоянно растущая дебиторская задолженность энергопредприятий, неэффективность тарифного регулирования в энергетике, неплатежи, отсутствие стимулов к снижению издержек производства, недостаток ликвидных средств при оплате за поставленную электроэнергию привели к снижению притока инвестиций в электроэнергетику в 6 раз. Как результат, уже к 2000 году износ производственных мощностей РАО "ЕЭС России" достиг 40%, в том числе линий электропередач – 35,5%, подстанций – 63,1%, зданий и сооружений – 23,1%, устройств релейной защиты и автоматики – 44%. В настоящее время выработали ресурс 34 млн. кВт, или 16% мощности электростанций России, в том числе ГЭС — 22, ТЭС — 12 млн. кВт. В перспективе произойдет лавинообразное нарастание объемов выработавшего свой ресурс основного энергетического оборудования. Так, к 2010 г. 104 млн. кВт, или около 50% действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС, выработает свой ресурс, а к 2020г. – 150 млн. кВт, что составит около 70% (рисунок 1). Рисунок 1 – Динамика старения генерирующего оборудования на электростанциях России на период до 2020 года. При экономическом развитии страны по сценарию, предполагающему форсированное проведение социально-экономических реформ, ожидается темп роста производства валового внутреннего продукта 5 - 6 % в год и соответствующий устойчивый рост электропотребления примерно 3 % в год. При этом ожидаемое потребление электроэнергии достигнет в 2020 г. 1545 млрд. кВт*ч. Таким образом, максимальный за последние два десятилетия уровень потребления электроэнергии (1990 г.) будет превышен уже в 2008-2010 гг. (рисунок 2) Рисунок 2 – Динамика потребления электроэнергии в России. Для надежного обеспечения прогнозируемого спроса на электроэнергию уже с 2003 г. потребуется увеличение суммарной установленной мощности электростанций России. С учетом прогнозируемого роста нагрузок, необходимого резерва и невозможности полного использования установленной мощности ГЭС в зимний период потребность в установленной генерирующей мощности оценивается в 2005г. — 220 млн. кВт, в 2010г. — 244, в 2015г. — 276 и в 2020г. — 321 млн. кВт (рисунок 3). Рисунок 3 – Динамика изменения мощности с учетом выработки ресурса. Для сохранения энергетического потенциала страны даже на сегодняшнем кризисном уровне необходим ввод 7 млн. кВт в год новых энергетических мощностей, для этого до 2010 г. потребуются инвестиции в энергетику, составляющие не менее 50 млрд. долл. Ещё одной проблемой является состояние энергетического рынка. Концепция федерального оптового рынка энергии и мощности (ФОРЭМ) слабо экономически обоснована и имеет ряд существенных недостатков. В частности, при ее разработке игнорировались такие специфические условия, как ограниченная пропускная способность магистральных ЛЭП, огромные потери электроэнергии при транзитных коммерческих перетоках в масштабе ЕЭС страны, а также сильные различия в структуре генерирующих мощностей по отдельным энергосистемам, что заведомо ставит источники энергоснабжения в неравные стартовые условия на конкурентном рынке. К тому же реально ФОРЭМ никаким рынком не является, поскольку все продажи и покупки на этом рынке утверждаются Председателем правления РАО «ЕЭС России». Сегодня Председатель правления ежемесячно утверждает задания для всех генерирующих мощностей и для всех дефицитных энергосистем по объемам продаж и, соответственно, покупок электроэнергии, а сами продажи и покупки устанавливаются по тарифам, не имеющим никакого отношения к рынку. Таблица 1 – Несоответствие ФОРЭМ принципам конкурентного рынка
Ключевые принципы конкурентного рынкаПринципы ФОРЭМ
Объемы предлагаются на основе конъюнктуры рынкаОбъемы определяются ФЭК РФ при утверждении баланса
Цены устанавливаются на основе конкурентных заявок от продавцов и покупателей (ежечасно)Тарифы заранее устанавливаются регулирующими органами на затратной основе и пересматриваются не чаще, чем раз в квартал
Свободный доступ производителей и потребителей к рыночной инфраструктуреОграниченный доступ производителей и потребителей к рынку
Механизмы, обеспечивающие принцип поставки против платежМеханизмы, обеспечивающие гарантию платежа, отсутствуют
Стратегия определяется из позиции на рынке и общей конъюнктурыСтратегия определяется исходя из отношений с регулирующими органами
Диспетчирование осуществляется на основе объемов принятых на рынке, прежде всего исходя из экономической целесообразностиДиспетчирование осуществляется без учета договорных отношений между участниками, прежде всего исходя из технологической целесообразности
В то же время по прошествии нескольких лет стали очевидными принципиальные недостатки существовавшей до сих пор структуры хозяйственно-экономического управления электроэнергетикой, но не зависящие от текущей ситуации. К ним относятся: ­ высокий уровень монополизма при практическом отсутствии конкуренции, что, как и ранее, лишало стимулов техническое совершенствование в отрасли и обеспечении экономической эффективности ее предприятий; ­ вследствие этого – жесткая зарегулированность отечественного рынка электроэнергии и мощности при чрезвычайной неразвитости конкурентных механизмов; ­ недостаточный учет региональной экономической, социальной и природной специфики; ­ недостаточный учет федеративных принципов государственного устройства Российской Федерации, основанных на разделении властных функций между федеральными и территориальными органами. Сегодня отрасль не способна сформировать платежеспособный заказ на обновление технологического оборудования, восполнение производственных мощностей в связи с существенным отставанием роста тарифов на энергию по сравнению с ростом индекса цен в промышленности. Положение усугубляется ростом цен на топливо и длительным инвестиционным циклом окупаемости вложений в электроэнергетику, в то время как энергокомпании еще не сформированы как бизнесы, способные привлекать и аккумулировать адекватные финансовые ресурсы. Единственно возможным решением для выведения электроэнергетической отрасли из предкризисного состояния может стать отказ от затратного ценообразования и введение конкурентных отношений в электроэнергетике. Конкуренция производителей приведет с одной стороны – к возникновению личной заинтересованности руководителей энергокомпаний в снижении издержек на производство, с другой – к созданию всех условий для привлечения необходимых инвестиций. Необходим переход от механизма административно – планового установления стоимости электроэнергии, основанного на затратах, к экономическому механизму ценообразования на основе балансирования спроса и предложения. Переход характеризуется сменой единоличной ответственности государства за все инвестиционные решения на распределение ответственности и риска при принятии инвестиционных решений между государством и инвесторами. Необходимый уровень инвестиций может быть обеспечен и путем повышения тарифа на электрическую и тепловую энергию в 1,5-2 раза. Однако при этом не будут решаться основополагающие проблемы электроэнергетики, а именно: отсутствие стимулов к повышению эффективности функционирования электроэнергетики и эффективности использования инвестиций, политичность решений об уровне тарифов на электрическую и тепловую энергию (обусловливающая чрезвычайно низкую рентабельность АО энергетики и в каждом третьем АО – отрицательную рентабельность), фиктивность и непрозрачность оптового рынка электроэнергии, непрозрачность системы принятия решений в электроэнергетике, отсутствие свободного доступа к сетям, недооценка основных фондов и, соответственно, низкая стоимость АО энергетики. Без решения этих проблем привлечение инвестиций будет затруднено. Государственной же поддержки в виде бюджета РФ, в виде бюджетов субъектов РФ будет более чем недостаточно, если вспомнить необходимой сумме вложений в российскую энергетику – порядка 50 млрд. долларов на 10 лет. Согласно инвестиционной программе РАО «ЕЭС России», только на 2002 год минимально необходимый объем капитальных вложений для создания к 2006 году объектов генерации, сетей и инфраструктуры для обеспечения энергобезопасности и создания базовых основ функционирования конкурентного рынка электроэнергии составляет 35,16 млрд. руб. в ценах 2002 года. Реализация программы 2002 года за счет средств РАО "ЕЭС России" позволит достичь следующих показателей: ­ Ввод 238,5 МВт генерирующих мощностей, ­ 960 км линий электропередачи, ­ 3,67 тыс МВА трансформаторной мощности подстанций, а также создать необходимые заделы по строительной готовности для обеспечения вводов в период до 2006 года: ­ 6000 МВт генерирующих мощностей, ­ 7453 км линий электропередачи, ­ 32,1 тыс.МВА трансформаторной мощности подстанций. Таблица 2 – Инвестиционная программа РАО "ЕЭС России" (общество) на 2002 год (млрд. руб. в ценах 2002 года)
Направление инвестицийОбъем
1. Электростанции, в том числе:

18,75

ТЭС

9,4

ГЭС

7,93

зоны затопления

0,72

ЛуТЭК

0,7

2. Электрические сети в том числе:

11,1

- новое строительство

7,04

- реконструкция и техперевооружение

4,06

3. Программа создания АСКУЭ, единой системы передачи информации, техперевооружение и реконструкция системы управления режимами, из них на:

1,91

- создание системы АСКУЭ

0,27

-модернизацию технических средств и программное обеспечение ЦДУ и ОДУ

0,88

-создание корпоративной сети связи

0,75

4. ПИР, объекты инфраструктуры

0,4

5. Восстановление энергетических объектов Чеченской республики

3

ИТОГО:

35,16

Данные капиталовложения планируется осуществить за счет следующих источников: Таблица 3 – Источники финансирования инвестиционной программы РАО «ЕЭС России» на 2002 год, млрд. руб.
Источник финансированияСумма
Целевые инвестиционные средства

26,6

Амортизационные отчисления

4,45

Средства за счет прибыли на отдельные целевые программы

1,91

Привлеченные средства

2,2

в том числе:
Федеральный бюджет

1,21

прочие

0,99

Всего:

35,16

РАО “ЕЭС России” считает, что преодолеть кризисную ситуацию в электроэнергетической отрасли, надежно и эффективно обеспечивать потребности растущей экономики в электрической и тепловой энергии компания способна, только осуществив реструктуризацию компании в направлении движения к конкурентному рынку. Основной целью реструктуризации является формирование финансово-устойчивых отраслевых компаний, способных конкурировать на рынках электроэнергии и услуг и привлекать инвестиции для своего развития, поддерживающих благоприятные условия воспроизводства рабочей силы, при надежном и бесперебойном снабжении платежеспособных потребителей электрической и тепловой энергией. При этом темпы и масштаб реструктуризации должны согласовываться с темпами реформирования и становления конкурентного рынка электроэнергии. Международный опыт показывает, что реструктуризация и либерализация электроэнергетики – наиболее подходящий вариант развития отрасли, позволяющий решить многие проблемы. Пионерами в становлении рыночных отношений в электроэнергетике являются Чили, Англия, Норвегия. В настоящее время процессы структурных преобразований и усиления конкуренции в электроэнергетике происходят в Австралии, Аргентине, Бразилии, Испании, Мексике, США, Швеции, Финляндии и других странах. Конечно, необходимо принимать во внимание то, что зарубежный опыт дерегулирования связан с конкретно-историческими условиями соответствующих стран, включающих: ­ Частно-хозяйственный статус электроэнергетического бизнеса до волны бюрократизации (США, Германия) или национализации (Франция, Англия, Испания), имевших место во всех странах в 20-х - 40-х гг. XX века. ­ Наличие развитого рынка "вокруг" электроэнергетики, образованного как отраслями традиционно работавшими в рынке, так и отраслями, дерегулированными непосредственно перед или в ходе дерегулирования электроэнергетики. ­ Состояние экономики страны (угроза порядкового роста цен на нефть и соответствующие ожидания участников, кризис в угольной промышленности), опыт реформ в других отраслях (первые плоды дерегулирования в телекоммуникациях, авто- и авиаперевозках, приватизация и денационализация строительства и эксплуатации дорог и т.п.), повлиявшие на порядок дерегулирования отрасли. Поэтому при рассмотрении зарубежного опыта необходимо сравнить текущее положение энергетики и экономики в целом в зарубежных странах на момент начала реструктуризации; рассмотреть причины, побудившие начать реструктуризацию за рубежом и цели, преследуемые ею. Для полноты анализа следует рассмотреть не только начальное и конечное состояние и структуру отрасли, но и промежуточные модели организации рынка, доступа к магистральным и распределительным сетям, выбор поставщика энергии и многое другое. 1 Основные модели организации электроэнергетической отрасли Существенные различия в организации систем электроснабжения разных стран мира обусловлены ходом исторического развития экономики этих стран и последовательным углублением интеграции их энергокомпаний (ЭК). Есть страны, где энергосистемы образуют сотни и тысячи ЭК различных форм собственности — государственной, общественной, частной, смешанной (например, США, Германия), а также страны, в которых производство, передача и распределение электроэнергии осуществляется практически одной вертикально интегрированной ЭК энергокомпанией (в частности, Франция). Основной целью работы энергосистем обычно является обеспечение надежного электроснабжения потребителей при наименьших затратах. До последнего времени доминировали системы электроснабжения, в которых энергокомпаниям предоставлялись исключительные права на монопольное электроснабжение потребителей на определенной ("привилегированной") территории. В порядке компенсации за эти исключительные права ЭК должны были нести ответственность за электроснабжение потребителей на данной территории и контролировались органами государственной или общественной власти в части инвестиций, тарифов, соблюдения антимонопольного законодательства. Совместная работа энергокомпаний по обеспечению надежного и экономичного электроснабжения потребителей требует скоординированного управления, для этого ЭК договариваются об общей цели, обеспечивают взаимный обмен данными, вырабатывают общие критерии надежности, разделяют выгоду от сотрудничества. Координация затрагивает различные направления деятельности ЭК: оптимизацию капиталовложений, оптимизацию использования топливных ресурсов и гидроресурсов, планирование ремонтов, выбор оптимального состава работающих агрегатов, экономичное распределение нагрузки, регулирование частоты. Подобное согласование действий осуществляется в большинстве энергосистем и их объединений в США и Европе. Обычно в крупных энергообъединениях ЭК ответственны за обеспечение надежности собственных энергосистем и не несут ответственности за надежность покрытия нагрузки всей национальной энергосистемы. Энергокомпании имеют добровольные соглашения по критериям надежности для планирования работы и эксплуатации систем генерации и передачи электроэнергии, что обеспечивает полное покрытие нагрузки всей системы. Такие критерии приняты в энергообъединениях Северной Америки и Nordel System в Европе. Важное значение для повышения эффективности электроснабжения потребителей наряду с координацией имеет конкуренция. С точки зрения конкуренции различаются четыре основные модели структурирования электроэнергетики. Данные четыре модели были выбраны потому, что они соответствуют различным степеням монополии, конкуренции и выбора в отрасли. Эти модели являются абстракциями и не описывают какие-либо конкретные системы. Несмотря на то, что они в значительной мере совпадают с электроэнергетическими системами, существующими в действительности, конкретные структуры могут различаться своей практической организацией, о чем подробнее речь идет ниже. ­ Модель 1 - монополия на всех уровнях. В сфере производства электроэнергии отсутствует конкуренция и выбор поставщика; единая монопольная компания занимается производством электричества и его передачей по сети электропередач к компаниям-дистрибьюторам и / или конечным потребителям. ­ Модель 2 - закупочное агентство. Эта модель разрешает единому покупателю, закупочному агентству, выбирать среди ряда различных производителей электричества, что способствует конкуренции в сфере производства электричества. Конечные потребители не имеют доступа к линиям электропередач для продажи. Закупочное агентство имеет монополию на сеть электропередач и на продажу конечным потребителям. ­ Модель 3 - конкуренция на оптовом рынке. Эта модель позволяет дистрибьюторам покупать электричество непосредственно у производителей и передавать его по линиям электропередач. Дистрибьюторы, как и в вышеупомянутых моделях, имеют монополию на конечных потребителей. Имеется свободный доступ к линиям электропередач. Модель 4 - конкуренция на розничном рынке. Эта модель позволяет каждомуклиенту выбирать своего поставщика. Имеется свободный доступ к линиям электропередач и распределения. Распределение (доставка) отделена от розничной продажи, и последняя предполагает конкуренцию. Торговые соглашения Торговые соглашения в модели - это свод правил, которые покупатели и продавцы (совместно называемые "торговцы") должны выполнять при осуществлении сделок. Ввиду колебания спроса на электричество и необходимости немедленного реагирования на них всегда будут существовать различия между объемами, предусмотренными в торговых соглашениях и фактическими объемами производства и потребления электричества. Рыночный механизм должен быть рассчитан на эти несоответствия и обеспечивать их оплату. Поскольку все электричество передается в системе в соответствии с законами физики, невозможно определить, чье электричество практически поступило кому. Должен существовать метод замера и учета потоков, поступающих в систему и выходящих из системы, или передающихся через объединенные энергосистемы, на основе которого выставлялись бы счета за сделки и производилась бы оплата. Для этого существует множество способов, различающихся по своей сложности в зависимости от числа торговцев, которые могут использовать энергосистему для осуществления независимых сделок. Расценки за использование сетей электропередач должны способствовать принятию эффективных решений о местонахождении электростанций и обеспечивать ее экономичную диспетчеризацию. В Моделях 1 и 2 эти решения могут приниматься только вместе с решением о строительстве электростанции, и в этих случаях нет необходимости в отдельных расценках; однако, в Моделях 3 и 4 цены должны обеспечивать оптимальное место расположения и диспетчеризацию. Влияние на структуру компаний Многие модели оказывают влияние на структуру существующих компаний. Потребуется разделение некоторых функций во избежание возникновения конфликта интересов. Крупные компании редко разделяются на более мелкие компании добровольно, однако, реорганизация отрасли в соответствии с описанными ниже моделями, зачастую требует изменений в структуре компаний. Решение о реструктуризации предполагает рассмотрение возможностей достижения экономии за счет увеличения масштабов операций, которые первоначально привели к созданию интегрированных компаний и которые по-прежнему могут иметь важное значение. Однако, конфликты интересов, операции в собственных интересах, перекрестное субсидирование и могущество на рынке создают проблемы, которые сводят на нет или ослабляют преимущества интеграции. Обычными решениями этих проблем являются ужесточение регулирования или разделение существующих компаний на более мелкие. Экономия средств за счет крупных масштабов означает, что более осуществление чего-либо в более крупном масштабе дешевле, чем осуществление той же операции в мелком масштабе. Такое положение вещей имело место в сфере производства, и исторически это послужило основной причиной монополизации производства электроэнергии. Получение экономии средств за счет увеличения масштабов означает, что различные функции наиболее эффективно могут быть выполнены одной и той же организацией. Такая экономия часто возникает на практике, что обусловлено затратами на заключение контрактов в отношении видов деятельности, выполняемых отдельно друг от друга. Проблемы конфликтов интересов и операций в собственных интересах возникают в случае, если компании конкурируют с унитарным коммунальным предприятием в условиях, в которых унитарное коммунальное предприятие может извлекать для себя выгоду за счет конкурентов, даже если продукт конкурента лучше или дешевле. Перекрестное субсидирование возможно в том случае, если компания имеет одну дочернюю компанию в секторе, где присутствует конкуренция, и другую дочернюю компанию - в регулируемом монопольном секторе, в особенности, если существует регулирование типа "издержки-плюс": у компании появляется стимул отнести свои затраты на регулируемые счета. В этих ситуациях использовались следующие решения: отдельные счета, контролируемые органами по регулированию; запрет на участие унитарного коммунального предприятия в противоречивой деятельности; отделение. Экономическая эффективность Суть экономической эффективности заключается в создании должных стимулов, позволяющих использовать ресурсы наиболее оптимальным образом и избегать их бесполезной траты. Под этим обычно подразумеваются три различные типа эффективности: ­ производство и инвестиции (обеспечение эффективности инвестиций и решений о закрытии предприятий, наиболее оптимальный выбор топлива, правильный выбор видов инвестиций, места расположения, времени и т.д.) ­ использование (потребители получают правильные сигналы об использовании электричества, когда уплачиваемая ими стоимость превосходит себестоимость производства); ­ распределение (цены должны отражать предельные затраты на ресурсы в различные моменты времени и в различных местах для того, чтобы обеспечить производство необходимого количества энергии, а также того, чтобы электричество производилось наиболее экономично работающими производителями и распределялось среди потребителей наиболее рациональным образом). Считается, что обычно преимущество «конкурентных рынков» заключается в том, что эти типы эффективности на этих рынках достигаются одновременно. Обязательства в рамках социальной политики Обязательства в рамках социальной политики включают такие аспекты, как косвенный контроль и регулирование спроса и программы охраны окружающей среды, оказание помощи малоимущим, использование различных видов топлива (что может предполагать субсидирование отраслей-поставщиков), экологические аспекты, высокие налоги в местный бюджет и экономическое развитие. Можно разделить эти аспекты на две группы: вопросы, связанные с производством электричества (косвенный контроль и регулирование спроса, использование различных видов топлива и экологические аспекты) и вопросы, которое не связаны с производством (оказание помощи малоимущим, экономическое развитие). Отношение к "неокупленным" затратам "Неокупленные" затраты - это сверхрыночные расходы, понесенные, как правило в ходе производства, а также потенциально в ходе передачи и распределения электричества, которые не могут быть возмещены в условиях рынка с полноценной конкуренцией. Они, как правило, представляют собой расходы, которые клиент уже оплачивает. Эти издержки наиболее часто встречаются в модели 4. 1.1 Модель 1 - монополия 1.1.1 Описание модели Модель 1 представляет собой модель монополии, которая как правило, характеризуется вертикально интегрированной системой. На одном и той же территории одна и та же коммунальная компания владеет и эксплуатирует все электростанции, вырабатывающие электроэнергию, а также все линии электропередач и распределения, использующиеся для передачи электричества, она также осуществляет розничную продажу электричества конечным потребителям. Эта коммунальная компания имеет монополию на производство и розничную продажу электричества на своей территории обслуживания. Эта территория может охватывать всю страну, как например это происходит во Франции, отдельный регион или просто город. Данная модель схематически представлена на рисунке 4. Отдельные "компании-дистрибьюторы" представляют собой дополнительные структуры, которым принадлежат низковольтные линии электропередач и которые имеют монополию на розничную торговлю на обслуживаемой ими территории, однако, они могут покупать электричество только у единственной компании по производству/передаче электричества (Модель 1б). Такое положение вещей сохранялось в Великобритании до 1990 года. Модель 1б не отличается существенно по своим экономическим характеристикам от Модели 1а, поскольку компания-дистрибьютор монополизирует конечных потребителей и в свою очередь монополизируется производителем. Этот процесс иногда называется "вертикальной интеграцией на основе контракта". Взамен за свои монопольные позиции коммунальная компания, как правило, несет обязательства по обслуживанию потребителей, т.е. по снабжению электричеством всех потребителей на данной территории по тарифу, который регулируется в зависимости от себестоимости услуг, рассчитываемой определенным образом. Монополия на производство может быть жесткой, так что буквально ни одно другое предприятие не может производить электричество, или она может предусматривать производство электроэнергии для собственных нужд с продажей очень ограниченного избыточного количества коммунальной компании по регулируемым расценкам типа "покупка назад". 1.1.2 Торговые соглашения Модель 1 предусматривает торговлю между аналогичным образом вертикально интегрированными коммунальными компаниями через общую энергосистему, и коммунальные компании в Модели 1 зачастую координируют отпуск своего электричества посредством соглашений между объединениями. Это позволяет обеспечить поддержку, повысить безопасность и сократить затраты за счет отправки более дешевого электричества в первую очередь. Однако, объединения в Модели 1 создаются как правило в соответствии с краткосрочными торговыми соглашениями, которые основываются на сравнении с предельной себестоимостью за очень короткий период работы. Рисунок 4 – Модель 1: Монополия В Модели 1 коммунальные компании обычно покупают и продают электроэнергию друг другу по ценам, позволяющим разделить прибыль от продажи. Цены основываются на предположении, что эта торговля носит взаимный характер, и не рассчитаны на покрытие полной себестоимости - собственные потребители коммунальной компании, действующие на правах аренды, оплачивают остальную часть затрат на производство. Конкуренции в производстве или строительстве электростанций не существует - каждая коммунальная компания должна удовлетворять свои собственные потребности в электроэнергии. Соглашения. которые заключаются в условиях системы, предусматриваемой Моделью 1. включают сложные меры по предотвращению бесплатного пользования. 1.1.3 Доступ к линиям электропередач В Модели 1 вопрос о доступе к линиям электропередач поднимается только как вопрос о доступе для торговцев для пересечения сети с целью попасть в другой ее конец. Например, если системы, существующие во Франции, Испании и Португалии, соответствуют Модели 1, и Франция желает продавать электричество в Португалию через Испанию, то необходимо согласовать условия доступа и расценки. В США это называется "прокат" по системе электропередач коммунальной компании; в Европе это называется "транзитом". ("Прокат" - ситуация, когда компания А осуществляет транспортировку электроэнергии, выработанной компанией Б, по своим линиям передач за определенную оплату. Прокат, при котором производитель электроэнергии находится на территории, обслуживаемой компанией А, а получатель электричества находится за пределами этой территории, называется транзитом.) В Модели 1 не существует проката, или транзита, на территорию обслуживания, поскольку потребители не имеют выбора и пользуются услугами исключительно местной коммунальной компании, проката с данной территории также не существует, поскольку отсутствуют независимые производители. В связи с этим возникает вопрос об ответственности торговцев за накладные расходы и о том. может ли коммунальная компания, занимающаяся передачей электроэнергии, взыскивать оплату за сделки (путем введения цены, размер которой был бы равен разнице между себестоимостью электричества и его стоимостью в зоне, куда оно подается). 1.1.4 Должны ли дистрибьюторы быть отдельными компаниями? В системе, существующей при Модели 1, наиболее типичной структурой является вертикально интегрированная компания. Эта компания владеет и управляет электростанциями и системами передачи и распределения электричества и пользуется возможностями экономии средств за счет строительства более крупных электростанций и эффективного охвата территории. Она также может получить важные преимущества от эффективной координации операций, в частности за счет координации диспетчерской службы на электростанциях. Оператор систем электропередач может управлять и контролировать работу электростанции. При этом обеспечивается не только сохранение стабильности системы электропередач, а и экономичная работа диспетчерской службы на электростанциях, т.е. эксплуатация электростанций в "порядке их достоинства" («мерит-ордер»), при которой сначала отпуск электроэнергии осуществляют электростанции с наиболее низкой себестоимостью продукции, остальные располагаются в порядке увеличения себестоимости электричества. Это - самый экономичный метод диспетчеризации электростанций, поскольку он позволяет снизить себестоимость до минимума. Структурный вопрос, наиболее часто возникающий в связи с Моделью 1 заключается в том, должен ли дистрибьютор быть отделен от производства и передачи электричества, и если да, то какую территорию в наиболее оптимальном случае должен обслуживать дистрибьютор. Эти вопросы возникают даже в условиях отсутствия реструктуризации как вопросы внутренней организации, и многие компании проходят через циклы децентрализации и рецентрализации по мере того, как они оценивают эти аспекты. Ответ на эти вопросы обычно заключается в рассмотрении возможностей получения экономии за счет крупных масштабов операций. Экономия средств за счет масштабов - это причина для создания единой фирмы вместо нескольких фирм, которые являются подрядчикам друг у друга. При наличии таких компаний потребуется их консолидация, однако, отсутствие экономии за счет крупных масштабов не обязательно требует разделения компании или даже создания отдельных предприятий в рамках существующей компании. На вопрос об отдельной компании-дистрибьюторе в Модели 1 нет универсального ответа, несмотря на то, что в области распределении электроэнергии есть возможность получения подобной экономии в рамках сравнительно некрупных операций. В случае, если позже предпринимается переход к Модели 3 (которая предусматривает конкуренцию дистрибьюторов в качестве покупателей электричества), компании-дистрибьюторы могут быть отделены от производства электроэнергии в качестве переходного механизма. Также из одной большой компании-дистрибьютора возможно создание нескольких более мелких дистрибьюторов. 1.1.5 Достижение эффективности В Модели 1 структура производства, обеспечивающая минимальные затраты, достигается за счет процесса планирования, осуществляемого коммунальной компанией, результат которого, как правило, должен быть одобрен органом по регулированию или правительством. Коммунальная компания владеет и эксплуатирует электростанцию, но она может назначать подрядчика для осуществления строительства. Затраты на одобренную электростанцию взыскиваются с потребителей на обслуживаемой территории с помощью розничных тарифов. Стимулы на повышение эффективности в основном возникают благодаря задержкам в установлении цен со стороны органов регулирования. В Модели 1 основной риск обычно передается потребителям за счет регулирования затрат на услуги. Клиент платит за ошибки в размещении инвестиций, за изменения в спросе, непредвиденное устаревание технологий и практически за все остальное. Это уменьшает риск, который берут на себя инвесторы интегрированной компании, что в свою очередь может привести к уменьшению стоимости капитала, используемого компанией для инвестиций. Однако, это также может привести к ошибкам в решении о строительстве, поскольку стоимость капитала для инвестиций в целом представляется низкой, если риск того или иного проекта, а, следовательно, и стоимость капитала, приемлемого для этого проекта, высоки. Взыскивание всех расходов с потребителей, при котором цены увеличиваются в случае возрастания затрат, обеспечивает плохие стимулы для сокращения себестоимости. Различные меры, в целом известные под названием «регулирование стимулов», могут улучшить стимулирование за счет перекладывания некоторой части риска на владельцев или операторов активов. В число других методов входят определенные ограничения на возможность взыскивать повышающиеся затраты с потребителей, индексирование цен в соответствии с независимым измерением затрат (например, индексирование розничных цен) или установление траектории цен заранее. Стоимость строительства электростанции в значительной мере определяет цену конечного продукта. Таким образом, на решение о строительстве, о его завершении в сроки и о бюджете оказывается давление, направленное на замену рыночных механизмов на "плановый процесс". Это ведет к возникновению систем предложений в Модели 2 и конкурентного рынка в Моделях 3 и 4. 1.1.6 Обязательства по социальной политике Одной из привлекательных сторон Модели 1, которая сохраняется в Модели 2, но значительно уменьшается в Моделях 3 и 4, является способность учитывать имеющиеся социальные обязательства. Эти обязательства требуются правительством, но им нет места на рынках с полноценной конкуренцией. Можно разделить их на две группы: обязательства, связанные с производством электричества, и обязательства, которые не связаны с производством. В первую группу входят "обязательства в отношении поставки" (в общем имеется в виду обязательство предлагать услугу и/или обязательство построить достаточные мощности, позволяющие гарантировать некоторый определенный уровень надежности), регулирование выброса отходов в окружающую среду, разнообразие источников топлива и субсидирование угольной промышленности и ядерной энергетики. Обязательства в отношении социальной политики, не связанные с производством электричества, включают в себя универсальное ценообразование на территориях с различными затратами, электрификацию сельской местности, скидки для потребителей, которые потребляют большие количества электроэнергии, сниженные тарифы для малообеспеченных слоев населения, программы охраны окружающей среды и высокие налоги в местный бюджет. В Модели 1 все эти моменты могут быть достигнуты, однако в последующих моделях направления политики, связанные с производством электричества, сталкиваются с серьезными препятствиями. Способность выполнять эти задачи обеспечивается благодаря монополии коммунальной компании на своих потребителей, которая позволяет коммунальной компании взыскивать с них избыточные расходы. Высокие затраты на производство и избыточные мощности могут поддерживаться только в том случае, если у потребителей нет выбора. Также возможна дискриминация среди потребителей, поскольку структура тарифов может предусматривать продажу электричества крупным потребителям по ценам, отличающимся от цен для мелких потребителей. 1.1.7 Влияние на стоимость активов и «неокупленные» затраты Доходы и стоимость активов в системе, определяющейся Моделью 1, тесно связаны с принятыми в бухгалтерском учете концепциями стоимости услуг, а не с рыночными оценками. В Модели 1 доход коммунальной компании определяется тарифами. Орган регулирования или государство регулирует тарифы с целью обеспечения прибыли на капитал и поддержания цен в соответствии с затратами. При условии, что тарифы установлены на адекватном уровне и при условии получения доходов, производители получают адекватные прибыли. Модель 1 основывается на том, что потребители на обслуживаемой территории оплачивают капитальные затраты электростанций и обеспечивают адекватный уровень прибылей. Конечно, органы регулирования не всегда обеспечивают адекватные доходы: иногда они могут разрешить слишком высокий доход. "Задержка в регулировании" (медленные темпы изменения цен в зависимости от затрат) вызывает некоторое отклонение во взимании полной стоимости. Однако, органы регулирования ссылаются на то, что коммунальная компания получает возмещение разумных расходов. Потребители в системе Модели 1 не только оплачивают все расходы коммунальной компании, но и принимают на себя риск, связанный с изменениями в технологии, которые ведут к устареванию существующих электростанций. Потребители принимают на себя риск в связи с ошибками, непреднамеренно допускаемыми коммунальной компанией. Во многих случаях потребители также платят за выполнение мер социальной политики, которые органы регулирования или правительство считают целесообразными, однако, которые не имеют прямого отношения к обеспечению дешевого электричества. В обмен на это органы регулирования закрепляют за коммунальной компанией обязательство осуществлять поставки, которые бы гарантировали снабжение потребителей электричеством. В хорошо регулируемой и хорошо управляемой коммунальной компании, работающей по Модели 1, цены устанавливаются с расчетом выплаты необходимой нормы прибыли акционерам независимо от того, являются ли акционерами частные лица или государство. Стоимость активов примерно равна стоимости активов, занесенных в учетные книги компании. Это сохраняет свою достоверность даже при условии допущения ошибок в прошлом или насаждения государством социальных задач. Компания может сохранять стоимость своих активов до тех пор, пока форма контроля за ценой позволяет ей получать адекватные доходы с потребителей. 1.1.8 Необходимость перемен Модель 1 (монополия и монопольные услуги) очевидно начинает разрушаться, если предельная стоимость производства, в котором присутствует конкуренция, или цена, которую могут предложить новые участники рынка, меньше, чем цена, установленная унитарной коммунальной компанией. Цена унитарной компании может быть выше, чем цена в условиях конкуренции, потому что: ­ политика в отношении амортизации, проводимая при режиме регулирования, не учитывает должным образом технический прогресс; ­ электростанции, купленные в прошлом, оказались плохими приобретениями (атомные электростанции зачастую были слишком дорогими); ­ выбор электростанции унитарной компанией должен соответствовать целям социальной политики, однако, аналогичные требования не распространяются на конкурентов; ­ большие объемы топлива (например, газа) могут быть приобретены по низким ценам, благодаря чему другая технология может превратиться в более дешевую альтернативу. (Это представляется основным фактором во многих случаях.) Коммунальные компании, функционирующие по схеме Модели 1, также часто вызывают недовольство своим отказом предложить разумные условия в случаях, когда потребители устанавливают свое собственное оборудование и нуждаются в поддержке. Бывали случаи, когда коммунальные компании отказывались покупать избыток электричества у производителей, вырабатывающих энергию для собственных нужд, а также отказывались предоставить доступ к своим линиям электропередач. 1.1.9 Примеры модели 1 Большинство стран начинают с монополии, охватывающей всю отрасль электроснабжения страны. В некоторых случаях существует только одна монополия на всю страну, а иногда - местные монополии. Такая форма организации существовала почти во всех странах вплоть до 1980 года, и до сих пор существует во многих странах. EDF полностью владеет отраслью во Франции. Великобритания была примером Модели 1 до 1990 года; СЕGВ принадлежали производство и передача электроэнергии при существовании отдельных компаний по распределению электричества. Италия, Малайзия и Япония - все эти страны следуют Модели 1. В США существовала почти полная монополия до принятия PURPA в 1978 году. Коммунальные компании, принадлежащие инвесторам, обслуживали практически всю страну и имели монополию в отрасли, начиная от производства электричества и кончая конечными потребителями. (Кроме этого существовало несколько электрических компаний, находящихся в общественной собственности и имеющих право на безналоговое финансирование, а также несколько отдельных компаний, занимающихся розничной продажей / распределением, которые покупали электричество у единого поставщика.) Несмотря на существование многочисленных компаний по производству и распределению электричества, одни из которых находятся в частной собственности, а другие - в государственной, в Венесуэле система также функционирует в соответствии с Моделью 1. Только коммунальные компании имеют право на производство электроэнергии, и не существует выбора, у кого покупать и кому продавать. В список стран, относящихся к Модели 1, входят почти все страны, поскольку движение в сторону конкуренции является довольно новым и другие модели являются исключением. 1.1.10 Выводы Модель 1 оставалась основной моделью на протяжении столетия, и на то есть веские причины. Эта форма вертикально интегрированной организации сделала возможным развитие крупномасштабных систем электропередач и позволила создать крупные электростанции. Эти аргументы в пользу получения экономии за счет крупных масштабов, которые приводились на протяжении многих лет и по-прежнему относятся к некоторым развивающимся странам, оправдывали монопольную организацию. Полная монополия также позволяет субсидировать менее развитые территории, осуществлять электрификацию сельской местности, использовать местные виды топлива и воплощать другие направления государственной политики. Направления этой политики могут и в будущем предполагать монополию в области производства и розничной продажи электричества. 1.2 Модель 2 - закупочное агентство 1.2.1 Описание модели В Модели 2, которая схематически изображается на рисунке 5, допускается существование независимых производителей электричества (НПЭ). Они могут создаваться на базе существующих коммунальных компаний путем отделения или они могут быть новыми производителями, которые вступают на рынок в случае возникновения потребности в новой электростанции. НПЭ конкурируют в области строительства и эксплуатации электростанций и принимают на себя связанные с этим риски. (Эта особенность отличает данную модель от коммунальной компании, функционирующей по схеме Модели 1, которая может назначать подрядчиков для строительства новой электростанции, если она не имеет строительного подразделения для строительства собственной электростанции.) НПЭ продают выработанное электричество закупочному агентству. В свою очередь, закупочное агентство продает выработанное электричество дистрибьюторам, которые имеют монополию на своих потребителей. Рисунок 5 – Модель 2: Закупочный агент Несмотря на то, что Модель 2 допускает конкуренцию в производстве электричества, вся электроэнергия должна продаваться закупочному агентству; таким образом, закупочное агентство является монополией, покупающей выработанное электричество у производителей. Производители конкурируют между собой за продажу закупочному агентству. Благодаря этому возникает конкуренция на уровне строительства новых электростанций и эксплуатации существующих. Производители обычно конкурируют между собой за получение права на контракты на поставки электричества закупочному агентству. Характеристика, иногда присутствующая в Модели 2, которая является условием существовании "конкурирующих розничных торговцев" Розничные торговцы могут покупать только у единого закупочного агентства по стандартном оптовой цене; у них нет другого выбора поставщика, кроме закупочного агентства Они могут конкурировать только в отношении наценки в розничной цене. У них нет возможности найти нового поставщика и путем выбора выгодных альтернатив оказать давление на поставщиков, вынуждающее их снижать свои затраты. Они не могут взять на себя рыночный риск в связи со строительством новой электростанции и получить из этого прибыль, потому что закупочное агентство уже взяло на себя рыночный риск Правительства оценивают возможность предложения выбора потребителям, и многие из них предполагают такую "конкуренцию на розничном рынке" в Модели 2, однако, на практике в этой модели такой выбор может оказаться нецелесообразным, потому что такая розничная продажа приносит небольшие прибыли Закупочное агентство в принципе может дискриминировать производителей; необходимо установление регламента подачи предложений или принятие каких-либо других мер. направленных на предотвращение этого. Однако, в некоторых случаях непосредственная цель создания закупочного агентства заключается в осуществлении власти монопсонии и дискриминации производителей за счет предложения более низких закупочных цен производителям, затраты которых ниже, что позволяет распределять соответствующим образом ''экономичную плату за пользование" дешевыми источниками, или теми источниками, за которые потребители уже заплатили. Например, в период перехода к конкуренции государство или орган регулирования могут стать свидетелями отрасли, в которой частная собственность на дешевые гидроэлектростанции регулируется с целью снабжения потребителей дешевой электроэнергией. Переход к рыночным ценам обеспечивает непредвиденные прибыли для владельцев. В то же время на атомных электростанциях, требующих высоких затрат, в результате конкуренции могут возникнуть непредвиденные убытки. Орган регулирования, возможно, видит преимущества в появлении конкуренции, но не хочет, чтобы одни становились миллионерами за счет банкротства других. Модель, предусматривающая закупочное агентство, позволяет избежать этой проблемы, поскольку оно берет на себя как непредвиденные прибыли, так и непредвиденные убытки. Оно может осуществлять снабжение электроэнергией, выработанной на существующих электростанциях, по некоей средней цене между высокими и низкими ценами, в то же время покупать электроэнергию у новых электростанции по рыночным ценам. 1.2.2 Переходный механизм При переходе государственной отрасли промышленности к Модели 2 существующая электростанция может быть продана частным покупателям на основе тендера вместе с контрактами на продажу электричества закупочному агентству. Именно это было осуществлено в Северной Ирландии. В качестве альтернативы, орган регулирования может распорядиться, чтобы коммунальная компания, относящаяся к Модели 1, покупала электроэнергию, на которую появился спрос, у НПЭ на основе конкурентного предложения. Этот метод чреват потенциальными конфликтами. В США система, основанная на Модели 2, была введена PURPA, который потребовал, чтобы коммунальные компании покупали по ценам, основывающимся на «устранимых издержках». 1.2.3 Торговые соглашения В Модели 2, которая подразумевает наличие закупочного агентства, производители обычно заключают контракты с закупочным агентством, известные под названием соглашения на покупку электричества, или СПЭ. Как правило, эти контракты предусматривают оплату за наличие генерирующих мощностей, позволяющую покрыть капитальные затраты, и оплату за электричество, установленную с целью покрытия переменных эксплуатационных затрат, позволяющую осуществлять диспетчеризацию электростанции. Контракты осуществляются в порядке величины их переменных затрат с целью достижения краткосрочной эффективности в диспетчеризации. Экономичная диспетчеризация требует, чтобы оплата за энергию как можно точнее соответствовала предельным затратам на эксплуатацию электростанции. Однако, установление платы за энергию на уровне фактических понесенных затрат обеспечивает производителям слабые стимулы для сокращения этих затрат. Одно из решений этой проблемы - тщательное контролирование затрат, но независимо от фактических издержек, с помощью индексирования оплаты за энергию в соответствии с затратами. Как следствие этого, появляется множество СПЭ с положениями, которые увязывают плату за энергию с величиной цен на топливо. Полная оплата затрат также предусматривает оплату накладных расходов, и это обычно осуществляется с помощью платы за наличие мощностей (обычно за каждый киловатт имеющейся мощности). Для создания стимула для выработки электроэнергии на электростанции, эта плата должна быть привязана к фактическому наличию мощностей. Однако осуществлять непосредственный мониторинг наличия генерирующих мощностей, когда электростанция не находится в эксплуатации, затруднительно. В результате плата за наличие мощностей обычно сопровождается «штрафами» за их отсутствие. Эти штрафы взыскиваются с электростанций, если диспетчер дает им указание производить электроэнергию, а они не в состоянии этого сделать. В Модели 2 закупочные агентства часто продают электричество дистрибьюторам по оптовым тарифным расценкам. С точки зрения эффективности, этот тариф должен соответствовать предельным затратам системы. Кроме того, этот тариф должен покрывать общие затраты, понесенные закупочным агентством на покупку электроэнергии. Для достижения этих целей часто используются множественные тарифы, состоящие из платы за капитальные затраты и переменные расходы. Переменные элементы тарифа могут устанавливаться таким образом, чтобы они отражали систему предельных затрат. Тогда элементы капитальных затрат могут устанавливаться с целью возмещения остальных затрат. В этом случае тарифы должны соответственно различаться в зависимости от времени дня или года. Розничные тарифы будут неизбежно отражать стоимость покупки по оптовым тарифам закупочного агентства. Такой оптовый тариф позволяет ввести расценки с прерыванием обслуживания, позволяющие закупочному агентству остановить спрос, как правило, со стороны крупных промышленных потребителей, в период, когда система испытывает напряжение. В обмен за это потребители пользуются более низкими расценками. Расценки с прерыванием обеспечивают более широкие возможности для приспособления системы к условиям спроса и предложения. В отношении этой системы представляется возможным подсчитать наличную цену на оптовом уровне - в общих чертах аналогом этой цены является цена в единой системе энергоснабжения Англии и Уэльса, что позволяет создать стимулы для управления загрузкой электростанций и обеспечением наличия мощностей. 1.2.4 Доступ к линиям электропередач Вопрос прохождения через системы, обсужденный в Модели 1, по-прежнему присутствует в данной модели и сохраняет свою актуальность во всех моделях. В связи с вопросом о доступе к линиям электропередач в Модели 2 возникает дополнительный аспект, связанный с тем, каким образом затраты на передачу должны влиять на место нахождения и диспетчеризацию электростанции. Процесс подачи предложений на приобретение новой электростанции должен учитывать фактические и потенциальные ограничения и потери в ходе передачи электричества и обеспечивать соответствующую оценку предложений. Также необходимо четко изложить условия и расценки за доступ к линиям электропередач. Эти условия будут определять отношение к независимымпроизводителям в случаях, если они не могут обеспечить работу вследствие ограничений на передачу электричества. Например, закупочное агентство может гарантировать производителю доступ в систему. Если впоследствии производитель не был в состоянии обеспечить поставку электричества из-за ограничений в передаче электричества, то закупочное агентство должно выплатить компенсацию производителю. Структурный вопрос в Модели 2 заключается в принадлежности закупочного агентства. Закупочное агентство должно заключать долгосрочные контракты с производителями электроэнергии, поэтому оно должно быть платежеспособным. Таким образом основным кандидатом является государство или занимающая прочные позиции коммунальная компания, однако, каждый из этих кандидатов вызывает другие конфликты. Закупочное агентство в принципе должно быть независимым от владельцев электростанций, иначе конфликты будут неизбежны. Необходимо, чтобы все видели, что агентство не проводит дискриминацию в пользу своих собственных ресурсов как в ходе покупки, так и в ходе эксплуатации. Введение регламентов подачи предложений при покупке, которые бы позволили четко определять производителя с наиболее низкой себестоимостью продукции, кажется простым моментом, однако на практике зачастую бывает трудно сравнить электростанции с различными структурами затрат, вырабатывающие электроэнергию в различное время и в различных местах. Тот факт, что закупочное агентство берет на себя рыночный риск, означает, что в финансировании НПЭ может присутствовать более высокая доля заемного капитала, так как они "опираются" на капитал покупателя: если покупатель одновременно является производителем, то его "затраты" неизбежно будут выше, чем затраты конкурентов, если они оцениваются в соответствии с совокупной стоимостью капитала компании, включая требования более значительного собственного капитала. Еще один конфликт возникает, если коммунальная компания одновременно является оператором системы, ответственным за диспетчеризацию контрактов. При смешанной системе, когда управление электростанцией, являющейся собственностью оператора, может быть более прибыльным, чем управление электростанцией конкурента, эти конфликты могут достигнуть значительных размеров. Единственное решение заключается в подписании тщательно составленных контрактов, которые дают оператору системы необходимые стимулы отправлять электричество с наименьшей себестоимостью, независимо от собственности. Закупочное агентство в Модели 2 в принципе может быть полностью самостоятельной отдельной компанией, но в то же время оно может быть частью отдельной компании по передаче электричества. Является ли закупочное агентство отдельной компанией по передаче или закупочное агентство и линии электропередач находятся в общей собственности - этот факт не играет большого значения. В Северной Ирландии закупочное агентство принадлежит компании, которая владеет линиями электропередач. 1.2.5 Обеспечение эффективности Важнейшим аспектом Модели 2 является то, что материально-техническое снабжение электростанций, которое, вероятно, является наиболее важной областью контроля за затратами, открывается для конкуренции. Капитальные затраты на электростанцию представляют собой значительную часть совокупных расходов в отрасли. Только по этой одной причине важно обеспечить эффективность капиталовложений. Решения в отношении инвестиций также диктуют вид используемого топлива, что влияет на эксплуатационные затраты в последующие годы. Таким образом решение о строительстве, а также о завершении строительства в срок и в соответствии с бюджетом, является тем аспектом, на который больше всего оказывается давление в целях заменить рыночные механизмы на «плановый процесс». Это привело к возникновению систем подачи предложений в рамках Модели 2 и рынков с наличием конкуренции в рамках Моделей 3 и 4. Минимальная себестоимость производства достигается за счет подачи конкурирующих предложений на строительство и эксплуатацию электростанций на основе долгосрочных контрактов. Явным преимуществом Модели 2 по сравнению с Моделями 3 и 4 является то, что долгосрочные контракты сокращают риск, связанный с тем, что в результате использования новых технологий производители могут потерять свои рынки. Это означает, что стоимость капитала для проектов в области производства электроэнергии, вероятно, будет ниже в данной модели, чем в Моделях 3 и 4. что может привести к возникновению избыточных производственных мощностей, требующих интенсивных капиталовложений. НПЭ и закупочное агентство изолированы от технологического и других рыночных рисков. (В этом отношении Модель 2 схожа с Моделью 1 и регулированием на основе затрат в общем.) Изоляция от этих рисков преуменьшает важность стимулов к нововведениям, присущих ситуации, которая в большей степени ориентируется на рынок. Производитель в Модели 2 не конкурирует с новыми участниками рынка тогда, как в Модели 3 такая конкуренция существует. Производитель в Модели 2 не берет на себя рыночного риска и не решает, когда необходима новая электростанция, а производитель в Модели 3 рискует и принимает решения. Эффективная диспетчеризация в Модели 2 достигается благодаря тщательному составлению контрактов НПЭ, так что предельная стоимость для диспетчера (плата за энергию) является предельными затратами на эксплуатацию электростанции. Предельный доход для производителя, плата за наличие производственной мощности плюс плата за электричество, выше предельной стоимости, что создает стимулы для работы электростанции. Для принятия эффективных решений о местоположении электростанции необходимо определить некоторые цены за передачу электричества на стадии подачи предложений, а для эффективной диспетчеризации в ходе осуществления контрактов необходима некоторая коррекция предельных убытков. Наконец, эффективность решений в отношении потребления зависит от того, насколько точно оптовые тарифы закупочного агентства отражают предельные затраты и насколько точно розничные тарифы, в свою очередь, отражают оптовые тарифы. 1.2.6 Обязательства по социальной политике Одной из привлекательных сторон данной модели, которая также присуща Модели 1, является способность учитывать цели социальной политики. Дискриминация между новыми электростанциями может возникнуть в том случае, если государство (или орган регулирования) инструктирует закупочное агентство обеспечивать разнообразие топливных источников. Закупочное агентство может запросить предложения в отношении электростанций, работающих на определенном виде топлива или расположенных в определенном месте. Оно также может запросить предложения в отношении ветряных или других нетрадиционных видов электростанций в целях охраны окружающей среды и прибавить затраты к тарифам. При такой структуре закупочное агентство несет обязательство по обеспечению достаточного уровня производства, потому что оно имеет прямую или косвенную монополию на потребителей. Чтобы выполнить это обязательство, оно должнообеспечить наличие достаточного объема электричества, поставляемого НПЭ на основе контрактов или на основе предложений НПЭ на отправку. Монополия коммунальной компании на дистрибьюторов делает возможным достижение этих целей, поскольку она позволяет закупочному агентству взыскивать излишние затраты с них. Закупочное агентство может выдержать высокие затраты на производство и существование излишних мощностей, если его потребители не имеют другого выбора. 1.2.7 Влияние на стоимость активов и "неокупленные" затраты В Модели 2 существующие электростанции могут постоянно получать прибыль на основе исторической себестоимости: свойство поглощения потребителями всех затрат может сохраняться, тем самым устраняя проблему "неокупленных" расходов. Закупочное агентство имеет монополию на всех дистрибьюторов и, таким образом, может взыскивать расходы с потребителей. Регулирование необходимо для обеспечения стимулов для экономной покупки и для взыскивания некого приближенного значения его затрат на покупку с потребителей. Однако, контракт не гарантирует оплату. В Модели 2 адекватность доходов независимого производителя (НПЭ) достигается в три стадии: клиент должен заплатить дистрибьютору; дистрибьюторы должны заплатить закупочному агентству; и наконец, закупочное агентство должно заплатить производителю. СПЭ - последнее звено в цепи. Прежде всего необходимо обеспечить, чтобы тарифы были установлены на соответствующем уровне. Розничные тарифы должны быть установлены на таком уровне, чтобы они покрывали платежи по контактам НПЭ. Обеспечивая адекватные тарифы, Модель 2 предоставляет производителям значительные гарантии. Кроме того, изменения в стоимости активов ("неокупленные" затраты), происходящие вследствие перехода к более конкурентной системе, могут быть сведены до минимума. Например, с производителями дешевой энергии могут заключаться контракты, предоставляющие им права на фиксированные платежи в то время, как производители с высокими затратами получают более высокие фиксированные платежи. Таким образом, возможно сохранить мотивирующие функции контрактов, одновременно сокращая совокупные затраты, которые несет закупочное агентство. Или же, если государство продает принадлежащую ему электростанцию, оно может обеспечить возмещение своих капиталовложений путем предоставления контрактов по цене, выше рыночной цены. Таким образом, в структуре Модели 2 стоимость активов может быть сохранена, потому что закупочное агентство имеет монополию на дистрибьюторов на всей своей территории. 1.2.8 Необходимость перемен Давление в сторону перехода от Модели 2 (конкуренция в производстве) к Модели 3 (конкуренция на оптовом рынке) исходит из различных источников. Один из таких источников - оптовые потребители, дистрибьюторы, или крупные промышленные потребители, которые считают, что они могут более преуспеть в какой-либо другой системе, которая предусматривает многочисленные закупочные агентства. В некоторых случаях этому необходимо оказать сопротивление, поскольку это давление оказывается не со стороны более эффективных производителей и не в пользу снижения предельных затрат. Часто это больше связано с различиями в тарифах, возникающими в процессе регулирования себестоимости услуг. Например, две коммунальные компании могут нести аналогичные предельные затраты, но средства одной компании более старые или более амортизированы, в результате чего тарифы этой компании ниже. Клиенты коммунальной компании, электричество которой стоит дороже, могут захотеть покупать электричество по более низким ценам. Однако, если им будет это позволено, то совокупные затраты вследствие этого не сократятся, напротив, они могут даже повыситься. Проблема в данном случае заключается в желании избежать части ответственности за оплату исторических капиталовложений. Давление в направлении либерализации "доступа к проводам" также исходит от НПЭ или коммунальных компаний, доход которых меньше рыночной стоимости электричества в соответствии с их контрактами или процессом регулирования. Оно также может исходить от производителей, вырабатывающих электричество на новых электростанциях и обеспечивающих при этом совокупные затраты ниже, чем невозвратные издержки, отражающиеся в тарифах закупочного агентства. Эти производители могут обойти систему, продавая электричество местным покупателям с использованием своих собственных проводов. (Модель 2 может предполагать существование некоторых производителей такого типа, но обычно только в ограниченных обстоятельствах.) Производство электричества на месте также оказывает давление на Модель 2. В противоположность этому, в некоторых странах, отличающихся огромными темпами роста спроса, централизованное закупочное агентство может стать сдерживающим фактором. Некоторые местности скорее были бы готовы платить за независимое производство электричества, даже по рыночным ценам. превосходящим себестоимость, чем не удовлетворять спрос и терять многообещающие возможности. 1.2.9 Примеры модели 2 Северная Ирландия ввела систему, основывающуюся на Модели 2 и предполагающую наличие независимого закупочного агентства, которое совмещает свою деятельность с передачей электричества, в 1992 году. В США использовался вариант данном модели с 1978 года, предполагающий унитарные коммунальные компании, действующие в качестве закупочных агентств, покупающих электричество у независимых производителей. Испанская система, несмотря на то, что она усложнена финансовыми компенсациями между отдельными компаниями, по своей сути является Моделью 2. В Китае существуют многочисленные региональные и провинциальные компании и несколько отдельных компаний-дистрибьюторов. Отношения, присущие монополии, существовали в этой системе по крайней мере до 1985 года. С тех пор проводились некоторые эксперименты с альтернативными видами собственности на производство электричества, и это позволило добиться больших успехов в области строительства новых электростанций. 1.2.10 Выводы Данная модель вводит конкуренцию в сферу производства электричества, в которой, вероятно, конкуренция может обеспечить наиболее ощутимые результаты в снижении затрат. Эта модель также может быть полезной для привлечения новых источников капитала. В то же время эта модель позволяет избежать некоторых затрат, присутствующих в следующих моделях: расходов в связи с заключением сделок на наличных рынках и доступом к линиям электропередач, а также увеличения стоимости капитала, происходящей вследствие того, что производители принимают на себя технологический риск. Данная модель также может облегчить для государства осуществление мероприятий по социальной политике, таких как электрификация сельской местности, субсидирование производителей и обеспечение существования электростанций, использующих различные виды энергии. В небольших системах, в которых существует всего несколько электростанций, каждая электростанция практически может иметь монополию на определенном участке кривой электрической нагрузки, и Модель 2 может служить эффективной формой регулирования на основе контрактов. В целом, Модель 2 - хорошая переходная модель в определенном смысле, в которой не существует более сложных соглашений, необходимых для более сложной структуры рынка, и эти соглашения непросто ввести. Например, в странах, где до сих пор не существует эффективных систем бухучета в электрической отрасли, предложение типа системы расчетов, необходимой для Модели 3, и системы замеров, необходимой для Модели 4, может вызвать недоверие. Такой шаг, как покупка новой электростанции у конкурирующих источников на основе СПЭ. хорошо сочетается с реформой тарифов и другими требованиями коммерциализации. Однако, Модель 2 также гарантирует независимым производителям защиту от рыночного риска и облегчает для них привлечение капитала. Поскольку доходы НПЭ не зависят от рыночных цен и НПЭ не должны конкурировать с вновь вступившими на рынок участниками, они могут обеспечить финансирование с весьма высокой долей заемного капитала, что позволяет понизить цены, устанавливаемые ими. Риск передается через закупочное агентство потребителям, на которых оно имеет монополию. Изолируя владельцев электростанций от влияния технических изменений и рыночных сил, Модель 2 ослабляет динамические преимущества конкуренции, оставляя многие аспекты выбора в отношении того, когда строить и что строить, в руках централизованных органов по планированию, а не в руках предпринимателей. Более того, структура цен усложняет для участников рынка скрытие излишних расходов в плате за электричество. Рыночные цены также обуславливают маловероятность операций в собственных интересах и даже простой коррупции в обычном понимании. В каждом новом контракте НПЭ ставки делаются на миллионы долларов, и имеются большие возможности для коррупции, которые не могут быть соответствующим образом устранены благодаря стимулам или регулированию. 1.3 Модель 3 - конкуренция на оптовом рынке 1.3.1 Описание модели Модель 3, изображенная на рисунке 6, предполагает выбор поставщика, снабжающего дистрибьюторов, а также конкуренцию в производстве электроэнергии. Иногда она называется моделью с конкуренцией на оптовом рынке в отличие от модели с конкуренцией на розничном рынке (Модель 4), при которой конечные потребители, а не дистрибьюторы, могут выбирать поставщика.1 В Модели 3 существуют отдельные дистрибьюторы. Они могут покупать электроэнергию для своих потребителей у любого конкурирующего НПЭ. Дистрибьюторы сохраняют монополию на продажу электричества (каждый из них имеет права на обслуживание определенного круга потребителей). Рисунок 6 – Модель 3: Конкуренция в области оптовой продажи С одной стороны Модель 3 перемещает закупочное агентство с высоковольтного уровня на низковольтный, однако, она более не является моделью "единого покупателя". Поскольку Модель 3 предусматривает открытый доступ к линиям электропередач, она обеспечивает альтернативных покупателей для НПЭ. Таким образом, покупатель не обязан брать на себя рыночный риск, и форма контракта на электроэнергию сможет измениться с формы контракта, предусмотренного Моделью 2, на контракт, который просто защищает от ценового риска. В Модели 3, обеспечивающей свободный вход на рынок, производитель конкурирует с новыми участниками рынка. Однако, конечные потребители по-прежнему не имеют выбора поставщика в пределах территории обслуживания. При существовании такой структуры "обязательство поставить" переходит к розничной компании, которая по-прежнему имеет монополию на конечных потребителей. Производитель сам может выполнять функции оптового продавца в отношении своей продукции в Модели 3 или функции розничного продавца в Модели 4 Для обеспечения ясности примем следующую концепцию: разница между оптовыми и розничными сделками определяется на основе принадлежности покупателя, если покупатель является конечным потребителем сделка представляет собой розничную сделку; если покупатель - розничный торговец, то сделка является оптовой сделкой ("продажа для перепродажи"). Однако, термин оптовый рынок (например, электрический пул) используется в тексте в более широком смысле с учетом принадлежности участников это - рынок (множество покупателей и продавцов, единый товар, время и место) на котором продавцами в основном являются производители электричества а покупателями - в основном розничные торговцы хотя не исключительно. В данной главе термин конкуренция на оптовом рынке означает, что покупатели электричества на оптовом рынке являются исключительно дистрибьюторами имеющими монополию на конечных потребителей. С приходом более широкой конкуренции потребность в регулировании не исчезает. По-прежнему необходимо осуществлять регулирование монопольных владельцев линий электропередач, а также контроль за структурой конкурирующих элементов рынка. 1.3.2 Торговые соглашения Основными условиями реализации данного торгового механизма являются: ­ Функция диспетчера, который должен быть независим от торговцев. Работа "оператора системы" заключается в обеспечении стабильности частоты и напряжения в системе электропередач. Для этого оператору требуется доступ к линиям электропередач, системам регулирования напряжения и резервной энергии. ­ Наличный рынок, или биржа электричества, куда покупатели и продавцы электричества подают предложения, определяющие цену на электричество (через каждый час или полчаса). ­ Цены за передачу электричества, которые отражают предельные затраты на передачу и позволяют определять приоритетность и управлять загруженными ветками экономичным и рациональным образом. ­ Форвардный рынок, на котором стороны могут осуществлять двусторонние контакты друг с другом. (Этот рынок возникнет естественным путем, если ему не будет препятствовать непродуманное регулирование или регламенты.) ­ Требование существования свободы входа и выхода с рынка, т.е. свобода открывать и закрывать электростанции в ответ на воздействие рыночных сил. Рынку должна быть предоставлена свобода обеспечивать необходимые ресурсы. Ещё один торговый механизм представляет собой форму наличного рынка или биржи электричества, которую можно назвать "пул с возмещением полных затрат". Объединение с возмещением полных затрат называется так потому, что все затраты производителей могут, по крайней мере теоретически, быть возмещены по ценам наличного рынка единой системы энергоснабжения (пула). Затраты производителей включают "затраты на мощность", и рыночная цена может подниматься до довольно высокого уровня, подавая сигнал о потребности в новых мощностях. Этот пул отличается от объединения с возмещением частичных затрат, в котором местные потребители электричества берут на себя капитальные затраты, в котором требуется, чтобы все потребители держали определенные запасы, и в котором торговля осуществляется только на основе устранимых издержек. Необходимо, чтобы цены в пулах с возмещением полных затрат могли свободно колебаться до уровня рыночных цен. Это условие обеспечивает строительство, наличие и эксплуатацию достаточных мощностей для производства электричества в определенный момент времени. На практике объединения с возмещением полных затрат замещаются двусторонними контрактными соглашениями между потребителями и производителями, призванными уменьшить риски в ходе операций только на наличном рынке. Торговцы рассчитываются за несоответствия, возникающие между этими контрактами, и фактическими потоками электричества по рыночным ценам. Таким образом рынок торговли электричеством состоит из рынка наличного электричества, организованного оператором рынка, и двусторонних контрактов. В Модели 3, в которой присутствует относительно немного торговцев, возможно обойтись системой, известной под названием "прокат". При этой системе потребители и производители заключают двусторонние контракты; существующая коммунальная компания открывает для конкурентов свои линии электропередач для доставки электричества по контрактам (обычно принудительно) и устанавливает регулируемые цены на дисбалансы, возникающие в ходе выполнения контрактов. Таким образом, коммунальная компания выполняет функции диспетчера, владельца линий электропередач и оператора рынка. Эта форма операций требует повсеместного регулирования вследствие присущих ей конфликтов интересов владельца линий электропередач, открывающего свои линии для конкурентов, которые переманивают у него потребителей. Объединения с возмещением полных затрат могут повысить эффективность в Модели 3 и обеспечить платформу для перехода к Модели 4; вследствие большего числа участников в Модели 4, появляется насущная необходимость в функционирующем объединении с возмещением полных затрат или наличном рынке. 1.3.3 Доступ к линиям электропередач Конкурирующие производители в Модели 3 могут продавать напрямую дистрибьюторам. Они по-прежнему имеют права на свой круг потребителей и могут ассоциироваться с функциями дистрибьюторов благодаря владению низковольтными пиниями электропередач. Однако, им не предъявляется требование предоставить открытый доступ к низковольтным линиям электропередач. Таким образом, данная модель требует определения цен только на передачу по высоковольтным линиям. Эти цены должны обеспечивать необходимые экономические стимулы в отношении места расположения и диспетчеризации электростанции, а также достаточные доходы для владельцев линий электропередач. 1.3.4 Влияние на структуру компаний В Модели 3 возникает ряд аспектов, связанных с конфликтами, операциями в собственных интересах и рынком электричества. 1.3.4.1. Передача электричества В Модели 3 необходимо по-другому определить функции, связанные с передачей электроэнергии. Во-первых, можно осуществить объединение линий электропередач (если их много), поскольку благодаря этому можно получить экономию. В Модели 3 контрактные соглашения между сетями становятся гораздо сложнее. Чем больше существует сетей, тем больше соглашений необходимо оговорить и выполнить для обеспечения эксплуатации и расчетов в отношении потоков в точках соприкосновения между энергосетями. Стоимость осуществления этих процедур может свидетельствовать о том. что объединение сетей является наиболее эффективной альтернативой. Во-вторых, становится насущным вопрос о том, необходимо ли выделить функции, связанные с передачей электричества, в отдельные компании вследствие потенциальных конфликтов. Необходимо определить и поручить кому-нибудь новые функции, связанные с торговлей через энергосистемы. Можно выделить по крайней мере три функции, а именно функции: диспетчера, поставщика линий электропередач и оператора рынка. Диспетчер обязан поддерживать стабильность линий электропередач и действовать в качестве контролера трафика. Чтобы избежать потенциальных проблем, возникающих в результате операций в собственных интересах, в лучшем случае диспетчер должен быть независим от покупателей и продавцов электричества. Также целесообразны системы, в которых интегрированная коммунальная компания действует в качестве диспетчера, однако, такие системы могут потребовать повсеместного регулирования, призванного устранить существование и возникновение операций в собственных интересах. Необходимо определить поставщика линий электропередач (ПЛ), устанавливающего условия доступа пользователей к линиям электропередач и собирающего оплату за пользование средствами передачи. Часто этот поставщик является владельцем средств передачи, но это происходит не всегда. Также необходимо определить оператора рынка (ОР) для контроля организации расчетов за несоответствия между объемами электричества по контрактам и фактическими потоками. Несмотря на то, что большинство сделок заключается на основании контрактов, неизбежно возникает ситуация, когда объем электричества, указанный в контрактах, не соответствует фактически выработанным и потребленным объемам. Это несоответствие сохранится, даже если продавец и покупатель постараются привести в соответствие спрос и предложение на электроэнергию. (На практике в этом нет необходимости, поскольку гораздо экономичнее диспетчеризировать электростанции в порядке возрастания их себестоимости и рассчитываться за несоответствия позже.) Для управления рынком на предмет несоответствий наличного электричества должен быть назначен оператор рынка. Эти функции часто должны выполняться независимо от торговцев на рынке, в противном случае потребуется повсеместное регулирование их деятельности. Также может потребоваться, чтобы эти функции выполнялись независимо друг от друга ввиду потенциальных конфликтов интересов. 1.3.4.2. Производство и розничная продажа электричества Роль дистрибьютора, покупателя электроэнергии в Модели 3, связана с розничной продажей и может конфликтовать с правом собственности на производство электричества. Этот конфликт возникает по причине потенциальных операций в собственных интересах. Дистрибьютор, являющийся филиалом производителя, может предпочитать покупать у филиала, даже если его цена выше цены электричества из других источников на рынке. Тот факт, что дистрибьютор имеет монополию на конечного клиента в Модели 3, означает, что излишние затраты могут быть взысканы с потребителей (в соответствии, конечно же, с требованиями регулирования). Таким образом существующая интегрированная коммунальная компания может ощутить на себе давление, направленное на обслуживание розничной продажи за счет производственной деятельности путем разделения счетов либо путем отделения. 1.3.4.3. Власть на рынке производства электричества В Модели 3 также возникают вопросы, связанные с необходимой долей рынка и потенциальной властью на рынке производства электричества. Вполне очевидно, что производителю, который имел монополию в юридическом смысле, будет принадлежать значительная доля нерегулируемого рынка. Власть на рынке может быть ограничена с помощью структурных мер, в число которых входит дробление существующих компаний и устранение препятствий для входа на рынок; ограничение результатов существующей власти на рынке, например, установление предела доходов и прибылей; или регулирование поведения, например, путем ограничения расценок, которые могут взыскиваться. 1.3.5 Обеспечение эффективности В Модели 3 выбор средств производства электричества, как с точки зрения качества, так и в отношении типа топлива, предоставляется рынку. Производитель будет строить электростанцию, если предполагается, что рыночная цена покроет затраты на строительство и эксплуатацию, как это происходит на любом другом рынке. В Моделях 1 и 2 производитель не имеет доступа к более широким рынкам. В результате ему необходим контракт (подразумевающийся, как в Модели 1, или явно выраженный, как в Модели 2) прежде, чем начать строительство электростанции. В Модели 3 производители также, вероятно, нуждаются в контактах. Однако, существование организованного наличного рынка, на котором они могут продавать свою электроэнергию, уменьшает важность контрактов. В Модели 3 контракт используется с целью раздела ценового риска в то время, как в Модели 2 контракт необходим для обеспечения выполнения обязательств обеими сторонами. Цена на наличном рынке также является сильным стимулом для обеспечения эффективности при использовании. По действительной цене наличного рынка расчеты всегда осуществляются полностью - здесь не может быть «недостатка», потому что рыночная цена всегда поднимается на достаточный уровень, приводя в соответствие спрос и предложение. Поскольку краткосрочные запасы электричества ограничены, изменение спроса в ответ на краткосрочное давление, которое оказывается на систему, обеспечивает гораздо большую эффективность, по сравнению с условиями, в которых действуют тарифные расценки и даже расценки с прерыванием обслуживания. Таким образом, получение покупателями доступа к наличному рынку может повысить эффективность. 1.3.6 Обязательства по социальной политике Способность производителей воплощать направления социальной политики, связанные с производством электричества, практически исчезает в Модели 3. Покупка неэкономичных ресурсов (дорогостоящий уголь, слишком высокие экологические стандарты, технологии, предпочитаемые в целях национальной безопасности) не может быть обеспечена на конкурентном рынке. Рынок производства электричества в Модели 3 становится конкурентным, на нем нет места для дорогостоящих источников, если только они не субсидируются специально. Специальное субсидирование, конечно, может предназначаться для поощрения ветряных или угольных электростанций, или электростанций, использующих другие предпочитаемые технологии, но рынок не предоставляет финансирования сам по себе. Однако, осуществление направлений социальной политики, не связанных с производством электричества, может продолжаться, если органы регулирования решат, что они необходимы в условиях монополии на розничном рынке. Например, дискриминация в пользу более крупных потребителей может продолжаться до тех пор, пока не существует механизма для перепродажи потребителями своего дешевого электричества. То же самое относится к продаже электричества малообеспеченным слоям населения по цене ниже себестоимости. Рынки, предусмотренные в Модели 4, практически позволят осуществлять перепродажу. Но в Модели 3 конечный потребитель не может перепродавать электроэнергию. Для субсидирования необходимо, чтобы кто-то взял на себя расходы. Обычно для этого подходят монополизированные потребители, которые являются в высшей степени негибкими, однако, расходы могут оплачиваться налогоплательщиками напрямую. В Модели 3 потребители по-прежнему монополизированы и могут выдерживать бремя более высоких местных налогов или субсидирования электричества для малообеспеченных слоев населения. 1.3.7 Влияние на стоимость активов и "неокупленные" затраты Возникновение конкуренции на оптовом рынке - это начало потенциального уничтожения стоимости средств производства электричества в системах, в которых расходы, отраженные в бухгалтерской отчетности, превосходят рыночные цены. Рыночные цены не могут покрывать стоимость ошибок в прошлом и направлений социальной политики. Более того, они только вследствие простой случайности будут равны "затратам в бухгалтерской отчетности" существующей мощности. Если расходы в бухгалтерской отчетности выше рыночных цен. введение конкуренции будет способствовать переходу к дешевым источникам. Именно в этом заключается предназначение конкуренции. Проблема "неокупленных" затрат более подробно рассматривается в Модели 4, конкуренция на розничном рынке. 1.3.8 Необходимость перемен В Модели 3 - конкуренция на оптовом рынке - дистрибьюторы могут покупать электричество непосредственно у конкурирующих независимых производителей или у коммунальной компании по своему выбору. Для этого необходим «доступ в систему электропередач». После введения Модели 3. когда производители могут конкурировать за продажу дистрибьютору, возникают проблемы в связи с определением: что конкретно представляет собой дистрибьютор? Модель 3 просто напросто ограничивает выбор потребителей, выделяя потребителей, которые могут пользоваться правом выбора. Определение неизбежно будет расплывчатым. Если право выбора предоставляется только потребителям с совокупной нагрузкой больше определенного уровня, позволяется ли им накапливать нагрузку в нескольких зданиях? Могут ли они образовать совместную закупочную компанию, чтобы накапливать нагрузку, приходящуюся на несколько фирм? Должна ли нагрузка подаваться на одну и ту же местность или из одной и той же сети? Эти проблемы в отношении определения заставляют Модель 3 перейти к Модели 4. Если некоторые потребители имеют возможность выбора, они смогут покупать электричество по рыночным ценам. Затем остальная часть расходов коммунальной компании предназначается для других. Это проблема ''неокупленных" затрат. Однако, поскольку крупные потребители довольно часто имеют дело с тарифами, которые близки к предельным затратам, ''сбор сливок" и связанные с этим проблемы "неокупленных" активов, возможно, не достигнут больших масштабов. Модель 3 может существовать на протяжении нескольких лет сама по себе или в сочетании с Моделью 4. Некоторые розничные потребители могут получить ''прямой доступ", характерный для Модели 4, в то время, как другие могут его не иметь. 1.3.9 Примеры Модель 3 близка к британской системе в том виде, в котором она функционировала сразу же после ее приватизации в 1990 году. Система электропередач была отделена и предусматривала свободный доступ. Однако, региональные электрические компании, которым принадлежали низковольтные линии электроне ре дач, имели монополию на всех потребителей, за исключением самых крупных (более 1 МВт). В Великобритании эта структура рассматривалась как временная ситуация, существующая в период перехода к Модели 4. Открытый доступ был предоставлен крупным потребителям с самого начала, таким образом британская система представляет собой сочетание Моделей 3 и 4. В США «оптовый прокат» был разрешен Законом о политике в энергетике (EPAct). Это позволило отдельным компаниям-дистрибьюторам выбирать своих поставщиков и предполагало свободный доступ к линиям электропередач для всех потребителей. Однако, в США на отдельные компании-дистрибьюторы не приходится большая часть спроса. Дистрибьюторы, существовавшие во время принятия EPAct, были в основном муниципальными компаниями. Также существует несколько поставщиков, которые еще не заключили контрактов с коммунальной компанией. EPAct специальным положением запретил федеральным органам выдавать распоряжения о переходе к конкуренции на розничном рынке, т.е. к Модели 4. Однако, некоторые штаты впоследствии предприняли меры по введению такой конкуренции. 1.3.10 Выводы Модель 3 предполагает более широкую конкуренцию, обеспечивая НПЭ большим количеством потребителей. Увеличение числа покупателей делает рынок более конкурентоспособным и более динамичным, чем рынок в Модели 2, предполагающий одного покупателя. Преимущества, обеспечиваемые конкуренцией в производстве электричества, увеличиваются за счет перемещения рыночного и технологического риска обратно к производителям. Производители обычно могут лучше судить о преимуществах новой технологии, чем орган регулирования. Если их собственные средства подвергаются риску, они также будут более тщательно продумывать новые инвестиции? В Модели 3 существующая компания должна конкурировать с новыми участниками рынка; в Модели 2 этого не происходит. Однако, в Модели 3 расходы на осуществление сделок повышаются вследствие необходимости заключения соглашений на рынках и энергосистемах. Перемещение риска, связанного с новой технологией (риск "неокупленных" мощностей), к производителям также способствует повышению стоимости их капитала. При этом государство теряет возможность контролировать выбор новой технологии в производстве электричества, за исключением случаев, когда это осуществляется путем прямого субсидирования или на основе директив. Однако, при этом сохраняется предельная монополия в отрасли, поскольку потребители не имеют выбора поставщика. Это позволяет сохранять некоторое субсидирование и обязательства в отношении социальной политики, несмотря на ограничение формы, в которой эти мероприятия могут осуществляться. При этом также возникает проблема "неокупленных" затрат в производстве, но удержание всех определенных потребителей в монопольной зависимости является, по крайней мере, потенциальным решением. Модель 3 определенно представляется моделью, обладающей всеми преимуществами. И все-таки эта модель не является устойчивой и представляет собой всего лишь остановку на пути к Модели 4. Остановки могут быть полезными, если они обеспечивают платформы для испытания новых рыночных образований и понятий, таких как пулы или доступ к линиям электропередач. Таким образом, Модель 3 может рассматриваться как испытательная стадия. Причина сомнений в жизнеспособности Модели 3 заключается в том, что как в Великобритании, так и в США при предоставлении некоторым типам потребителей выбора и отказе в выборе другим потребителям обостряются проблемы определения. В Великобритании осуществлялся поэтапный переход, когда потребителям предоставлялся доступ к конкурентным рынкам в порядке, определяемом их размерами. Тем не менее, основная работа британского органа регулирования на протяжении года заключалась в определении потребителей, не имеющих доступа. Кроме того, монополия на конечных потребителей не гарантирует разрешение проблемы непомерных затрат. После открытия доступа на рынки становится очень сложно ограничивать круг возможных покупателей, и что слишком рьяные попытки ограничить выбор только поощряют неэкономичный обходной путь и неэкономичное производство электричества для собственных нужд. 1.4 Модель 4 - конкуренция на розничном рынке 1.4.1 Описание модели Модель 4 предполагает конкуренцию на розничном рынке, или прямом доступ; она схематически представлена на рисунке 7. В Модели 4 все потребители имеют доступ к конкурирующим производителям электричества либо напрямую, либо через розничного торговца по своему выбору. Модель 4 отличается от Модели 3 тем, что она предполагает выбор для всех потребителем, а не только для компанмй- дистрибьюторов, которые имеют монополию на своих конечных потребителей. Основной вариант Модели 4 предполагает полное отделение, как производства, так и розничной торговли от деятельности по транспортировке электричества как на уровне передачи, так и на уровне распределения. Монополии на розничную торговлю не существует, и конкурирующие розничные торговцы могут выполнять те же функции, которые им присущи на других рынках. Линии для распределения электричества предусматривают открытый доступ или общую передачу точно также, как линии электропередач в Модели 3. Рисунок 7 – Модель 4: Конкуренция в области розничной торговли Такая структура также предполагает свободный вход и выход с рынков производства электричества. Это означает, что отпадает необходимость в регулировании "потребности в новых электростанциях и в эксплуатации электростанции, которая стала неэкономичной. Розничные торговцы также имеют свободным вход на рынок. Розничная торговля является новой функцией Модели 4. Это - коммерческая функция. которая не требует собственности на линии распределения электричества, несмотря на то, что во многих случаях владелец линий электропередач также конкурирует в качестве розничного торговца. Необходимо подчеркнуть, что Модель 4 не является моделью, предполагающей "единого покупателя". Пулы в Модели 4 являются не закупочными агентствами, а акционерами. Они ни в коем случае не владеют электричеством, но принимают на себя рыночный риск; они не могут осуществлять дискриминацию в зависимости от цены. В Модели 4 необходима единая компания по передаче электричества, транспортирующая электричество в ходе осуществления двусторонних сделок. Рассмотренные нами торговые соглашения в Модели 4 требуют существования метода физическом передачи электричества. Неизбежно это означает, что вся торговля должна осуществляться по интегрированной сети линий электропередач. Оператор линий электропередач должен производить замеры и вести учет сделок. В пулах действует система подачи предложений на наличном рынок, позволяющая отправлять прежде всего дешевую электроэнергию (путем использования электростанций в порядке повышения их затрат на производство электроэнергии в течение короткого периода времени.) Пул действует в качестве акционера, приводящего поставки в соответствие со спросом и определяющего цену на наличное электричество через каждые полчаса. Он собирает оплату с покупателей и распределяет ее среди производителей. В Великобритании это иногда называется "продажа пулу и покупка у пула", что может ввести в заблуждение. Производители и розничные торговцы продают электроэнергию друг другу, а не пулу. Торговые соглашения в Модели 4 совершенно отличаются от торговых соглашений в Модели 2. 1.4.2 Торговые соглашения Модель 4 предполагает свободный доступ ко всем линиям электропередач - как высоковольтным (для передачи электричества), так и низковольтным (для распределения электричества). Необходимо установить механизм, позволяющий осуществление широкомасштабной торговли через энергосистему. Этот механизм аналогичен механизму, действующему в объединении (пуле). Модель 4 требует установления расценок за использование как высоковольтных, так и низковольтных линий электропередач. Эти цены, конечно же, должны обеспечивать соответствующие экономические стимулы в отношении места расположения и диспетчеризации электростанций. Они также должны обеспечивать достаточные доходы для владельцев линий электропередач. В Модели 3, в которой существует сравнительно немного потребителей - все они регулируемые розничные торговцы, - наличным рынок является предпочтительным, но не обязательным вариантом. Может быть достаточно некоторой формы регулируемого открытого доступа в систему коммунальной компании, при котором расчет за несоответствия производится в соответствии с тарифными расценками. Однако, в Модели 4 рынок наличного электричества становится необходимым. Наличный рынок необходим всегда, когда контрактные соглашения между потребителями и производителями выполняются через энергосеть, принадлежащую третьей стороне. Владелец сети должен обеспечить существование коммерческих договоров, позволяющих производить расчеты за несоответствия между контрактными объемами и фактическими потоками. Если различные части сети эксплуатируются различными компаниями, также необходимо будет определить механизмы оплаты внутри энергосистемы. В Модели 4 основной проблемой становятся замеры. Замеры в соответствии со временем использования уже не являются просто целесообразным способом поощрения эффективного использования электроэнергии; это становится коммерческой необходимостью. Каждый клиент нуждается в осуществлении замеров каждые полчаса; для выставления счетов соответствующим потребителям и осуществления надлежащих расчетов по счетам необходимо знать, сколько электричества использовали потребители каждого конкурирующего розничного торговца в течение каждого расчетного периода. В Великобритании возникли проблемы с замерами, необходимыми для предоставления доступа к линиям электропередач для более мелких потребителей. Первоначально только 400 потребителей (свыше 1 МВт) имели прямой доступ, и поскольку эти потребители, располагали необходимыми возможностями производить замеры, проблем не наблюдалось. Предоставление права выбора поставщика для 40000 потребителей свыше 100 кВт в 1994 году вызвало существенное замешательство. В условиях отсутствия возможностей производить замеры для всех клиентов потребуется установление некоторого графика спроса, но это во всех случаях сопряжено с разногласиями. 1.4.3 Влияние на структуру компании 1.4.3.1. Производство и розничная торговля электричеством В Модели 3 возникал конфликт между функциями производителя и дистрибьютора вследствие потенциальных операций в собственных интересах. Однако, в Модели 4 проблема операций в собственных интересах более не существует. Если розничный торговец покупает у своего собственного производителя в Модели 3, то розничного торговца трудно убедить сократить затраты до минимума, поскольку их можно взыскать с потребителей, находящихся в монопольной зависимости. В Модели 4 потребители могут выбирать других производителей, поэтому операции в собственных интересах больше не представляют собой проблему. В действительности имеется причина для предположения о том, что существует естественная интеграция производства и продажи конечным потребителям. Эта причина заключается в незначительной стоимости, добавляемой непосредственно в розничной торговле. В других отраслях розничный торговец выполняет различные функции, такие как выставление товаров в магазине, предварительный отбор среди разных изготовителей в отношении стиля и качества, предпочитаемого его потребителями, взятие на себя риска по покупке непроданных объемов, осуществление контроля за качеством продукции изготовителя и перегруппировка больших партий для продажи более мелкими партиями. Эти виды деятельности создают дополнительную стоимость, которая приносит розничному торговцу доход. В электрической отрасли розничный торговец принимает на себя риск и разбивает объемы в зависимости от вида услуг: розничный торговец покупает электричество оптом и перегруппировывает его в соответствии с тарифами или другими формами контрактов. Эти функции являются полезными, однако, могут также без труда выполняться и самим производителем. Розничная торговля как отдельный бизнес представляется деятельностью, характеризующейся высоким риском и низкой нормой прибыли. Без сомнения, потенциальное существование независимых розничных торговцев, которые могут "сорвать большой куш и скрыться", если прибыли слишком высоки, обеспечивает полезную дисциплину на рынке. 1.4.3.2. Распределение и розничная торговля Еще одним вариантом является интеграция распределения и розничной торговли. Основной вариант модели предполагает, что линии для распределения электричества эксплуатируются отдельно от розничной продажи. Розничный торговец может заключить соглашение с компанией-дистрибьютором о выставлении потребителям в определенном регионе счетов на полную стоимость, включая оплату за передачу электричества, распределение и саму продукцию. В другом случае клиенту могут присылаться отдельные счета за передачу и производство. Проблемы действий в собственных интересах, возникающей вследствие вертикальной интеграции, как таковой не существует Однако, горизонтальная концентрации в производстве электричества и/или розничной торговле может способствовать возникновению проблемы операций в собственных интересах и, как это происходит в других отраслях, эти ограничения могут скорее входить в компетенцию органов по конкуренции, чем специального органа по регулированию энергетического сектора Возникает настоящая проблема выбора между потенциальными операциями в собственных интересах и потенциальными преимуществами, обеспечиваемыми разрешением владельцу линий распределения электричества заниматься розничной продажей. Конфликт очевиден: по той же причине, по которой диспетчер нуждается в самостоятельности в Моделях 3 и 4, оператор системы распределения должен быть независим в Модели 4. Например, если линии электропередач повреждены вследствие непогоды, дистрибьютор имеет стимул отремонтировать линии своих собственных потребителей в первую очередь и так далее. Для того чтобы избежать проблем, потребуется надзор со стороны органа регулирования. С другой стороны, во всех случаях компании, проходящие процесс реструктуризации, владеют линиями электропередач и осуществляют розничную продажу электричества. Клиенты привыкли обращаться к такой компании за услугами, и большинство потребителей, скорее всего, предпочтут не утруждать себя и не менять своих привычек; в особенности, они хотят избежать обращения в несколько мест за услугами, если что-то не ладится. В отношении такого важного товара, как электричество, может возникнуть необходимость в создании местного юридического лица, которое в некоторой степени обязано предлагать тарифы даже тем потребителям, которые, вследствие характеристик их электрической нагрузки или истории оплаты, не обслуживаются конкурентами, только что вступившими на рынок. Это - сложный вопрос; в Великобритании региональные электрические компании в каждом регионе имеют лицензию, в соответствии с которой они наделяются обязанностями, отличающимися от обязанностей конкурирующих с ними розничных торговцев, которые не владеют линиями передач в данном регионе. 1.4.3.3. Передача и распределение электричества Не существует явной причины, ведущей к конфликту или операциям в собственных интересах и исключающей возможность заниматься распределением и передачей электричества в рамках одной и той же компании. Это - схожие виды деятельности, требующие различного уровня напряжения, и все функции в отношении линий передач, вероятно, сохраняют монополию. Представляют ли они возможности для экономии за счет масштабов при условии их совместного управления, зависит частично от институциональной истории систем, например, от того, эксплуатировались ли системы совместно в прошлом и от загруженности низковольтных систем. В большинстве известных систем распределение электроэнергии осуществляется отдельно от передачи. Одна из причин их разделения заключается в обеспечении некоторой "сравнительной конкуренции" для компаний-дистрибьюторов - это понятие, как показывает опыт, легче применить в принципе, чем на практике. Однако, независимо то того, какой орган осуществляет регулирование, дистрибуторская функция будет более эффективной, если несколько компаний-дистрибьюторов "конкурируют" за регулирование, основанное на обслуживании потребителей, нововведениях и цене. 1.4.4 Обеспечение эффективности Стоимость сделок и ведения переговоров по всем необходимым контрактам является немалой. Кроме того, многие монопольные компании зарекомендовали себя в качестве надежных поставщиков услуг по низким ценам. Каким образом конкуренция еще больше повышает эффективность? Одно большое преимущество связано с поставками; поскольку цены на новые технологии падают, все сложнее становится оказывать сопротивление насущным потребностям независимых новых участников рынка. Конкуренты хотят конкурировать только тогда, когда они могут осуществлять поставки по ценам ниже цен унитарной компании. Повсеместное распространение технического прогресса в сочетании с бременем социальных обязательств, которое несут на себе коммунальные компании, приводит к тому, что новые участники рынка зачастую могут предложить более низкие цены, чем существующая служба. Появление новых участников на рынке не всегда является эффективным. Многие системы, характеризующиеся высокими ценами, имеют избыточные мощности и низкие предельные затраты, поэтому появление новых участников будет неэффективным. Наиболее дешевый способ повысить производительность заключается в более интенсивной эксплуатации существующей электростанции. Некоторое давление в сторону конкуренции исходит от потребителей, которые (что очевидно) стремятся к более низким ценам, даже если это означает уклонение от выполнения ими обязательств по оплате невозвратных издержек их коммунальной компании. Коммунальные компании отвечают усложнением доступа к линиями электропередач настолько, насколько это возможно. Регулирование становится более искаженным, потому что оно пытается восстановить справедливость размещения невозвратных издержек в условиях давления со стороны подавляемой конкуренции. Если новые участники рынка не могут пройти сквозь лабиринт регулирования, они найдут физические способы обойти систему, даже если затраты будут превосходить предельные затраты производителей, которых они стремятся вытеснить. Таким образом, существуют примеры производства электричества на местах, физического обхода путем новых физических подсоединений, излишних линий электропередач, сооружаемых для удовлетворения доступа, разработанного по неудовлетворительным критериям, и т.д. Обеспечение условий для прорыва конкуренции и разрешение проблемы непомерных затрат путем придания им явно выраженной формы, само по себе, противодействует этим неэффективным инвестициям. Общие аргументы в пользу конкуренции (т.е. эффективность производства, инвестиций и потребления) отдают преимущество Модели 4, хотя, как указывалось выше, некоторые из этих условий могут быть удовлетворены в Моделях 2 и 3 или даже в Модели 1 при условии хорошего регулирования. Конкуренция должна улучшать как краткосрочные, так и долгосрочные стимулы, направленные на обеспечение эффективности производства и потребления. С точки зрения поставок, рыночная цена определяет, какие электростанции следует закрыть, а какие продолжать эксплуатировать. Электростанции должны закрываться, если рыночная цена не может покрыть все устранимые издержки, в том числе затраты на техобслуживание и оплату труда персонала. Если потерявшее ориентир регулирование не компенсирует отсутствие экономичных решений унаследованными от старого режима правилами, нерентабельная электростанция будет закрыта, что обеспечит экономию средств. Когда цена на рынке достигнет достаточно высокого предела, откроется новая электростанция, и в этом случае при условии, что вход на рынок не затрудняется правилами, унаследованными от системы централизованного планирования. Кроме того, вследствие существования видимого рынка наличного электричества, стоимость наличия электростанций становится явно выраженной, эта стоимость составляет наличную цену электричества минус эксплуатационные затраты электростанции в течение короткого периода времени. Менеджеры могут принимать решения о том, сколько средств целесообразно инвестировать, чтобы поддерживать готовность электростанции вырабатывать электричество, и многие решения могут приниматься нецентрализованно. Тип объединения, цены в котором устанавливаются на основе подаваемых предложений, способствует экономичной диспетчеризации всей системы. Он также обеспечивает правильные стимулы в отношении предельных затрат на строительство, техобслуживание, эксплуатацию и закрытие электростанций. Эти стимулы в отношении поставок также действуют в Модели 3. В Модели 4 возникает дополнительное давление в направлении усиления конкуренции со стороны потребителей. Множество потребителей образуют гораздо более конкурентоспособный рынок, чем несколько потребителей - они будут искать новых поставщиков и оказывать давление на унитарные компании. Розничный торговец в Модели 3, имеющий монополию на потребителей, не имеет тех же стимулов покупать по минимальной стоимости. Более того, если потребители имеют возможность реагировать на цену в реальном времени, они внесут коррективы в потребление. Третье преимущество введения полноценной конкуренции заключается в том, что она может использоваться в качестве точки опоры для устранения многих неэффективных сторон предыдущей системы. В их число могут входить направления политики в отношении материально-технического снабжения, которые могут отдавать предпочтение определенным национальным или местным отраслям, социальные обязательства или просто старая бюрократия, предусматривающая ведение дел определенным образом. Радикальные изменения могут быть более успешными, чем эволюционные изменения, поскольку в период перехода к конкуренции необходимо и желательно пересмотреть все существующие институты. 1.4.5 Обязательства по социальной политике В этой модели социальных обязательств по снабжению электроэнергией не существует, поскольку в ней отсутствуют монопольные права. Социальные программы, связанные с производством электричества, могут осуществляться исключительно с помощью специальных механизмов субсидирования или налога с общего объема продаж. Субсидирование должно планироваться таким образом, чтобы оно не препятствовало эффективной работе на рынках. Например, государство может поощрять развитие технологий использования восполняемых энергоресурсов, организовав покупку такого электричества на основе контрактов, аналогичных контрактам НПЭ, которые рассматривались в Модели 2. Затем оно продает электричество назад на рынок по рыночным ценам, неся убытки. Модель 3 по-прежнему предусматривает дискриминацию между потребителями, например, путем предоставления специальных условий крупным потребителям или сниженных тарифов для малообеспеченных слоев населения. Это более не может обеспечиваться косвенно через тарифы. Поскольку рынок подчиняется закону единой цены, розничные торговцы не могут предложить особых условий, оставаясь при этом платежеспособными. В результате для этих программ требуется обеспечение явно выраженных условий каким-либо другим образом. Для этого обычно необходимо, чтобы законодательство установило специальный обязательный сбор на всю розничную продажу и/или сбор через монополизированный сектор отрасли, линии для распределения и передачи электричества. Средства на другие социальные программы, такие как охрана окружающей среды, повышенные налоги в местные бюджеты, некоторые виды исследований и разработок могут по-прежнему собираться компанией, имеющей монополию на линии электропередач, по крайней мере, в тех пределах, в которых эти программы способствуют производству электричества для собственных нужд. До появления Модели 4 под воздействием давления, и особенно, если это давление создается благодаря новым технологиям, способность взыскивать цены, превышающие рыночные расценки, может быть в значительной мере подорвана экономической возможностью потенциального обхода. Возможным решением этой проблемы является введение явно выраженных (узаконенных) сборов, структура которых исключает обход. 1.4.6 Влияние на стоимость активов и "неокупленные" затраты В Модели 4 проблема "неокупленных" активов, если она существует, становится гораздо более остром. Это имеет немаловажное значение: в Великобритании, где отрасль производства электроэнергии была приватизирована, электростанция, балансовая стоимость которой составляет 25 миллиардов фунтов стерлингов, была продана по подразумеваемой стоимости в 5 миллиардов фунтов стерлингов. Такое перераспределение стоимости активов (или уничтожение стоимости активов), являющееся следствием введения открытого доступа к системе, существующей в Модели 1 имело место и в предыдущих моделях. В условиях конкурентного рынка с множеством конкурентов цена на электричество может упасть до "устранимых затрат". Это не означает только устранимые затраты на топливо в течение очень короткого промежутка времени. Производители закроют электростанцию, если ожидаемые в течение будущих лет цены не покроют всех затрат и их можно избежать, закрыв электростанцию. Устранимые затраты имеют временное измерение - затраты устраняются заранее за день, за месяц, за год или за много лет вперед. Рыночная цена должна покрыть все затраты, которые понесут производители, в противном случае производители закроют электростанцию. При условии наличия крупных участников, обладающих некоторой властью на рынке, даже если существуют излишние мощности, цена не упадет до уровня устранимых затрат. Крупные участники рынка могут поддерживать цену на высоком уровне, отказываясь от некоторой доли рынка. Однако, цена может оставаться ниже уровня входа на рынок, как впрочем это и должно происходить, если только новые участники не вступают на рынок по причине излишних мощностей. С приходом конкуренции изменяются доходы практически каждой электростанции и компании в отрасли. Даже если излишние мощности отсутствуют, рыночная цена покрывает только затраты новых участников рынка: для существующих электростанций нет гарантии цены, обеспечивающей прибыль (возмещающей невозвратные затраты). Доход одних электростанций будет намного ниже, чем затраты, отраженные в бухгалтерской отчетности: доход же других электростанций будет намного выше, чем затраты, отраженные в их бухгалтерской отчетности. При переходе к Модели 4 этот аспект необходимо проанализировать и оценить. Если владельцем является государство (как в Великобритании) и государство решает открыть сектор и нанести удар по стоимости производственных активов, именно государство и несет убытки. Если сектор уже приватизирован и функционирует в условиях юридической структуры, которая должна гарантировать доходы, открытие рынка может принести огромные прибыли некоторым владельцам электростанций. Другие владельцы могут понести значительные убытки, проявляющиеся в падении цен акций и дорогостоящих судебных процессах. Модель 2 избегает таких проблем и по этой причине часто является предпочитаемой моделью. Несмотря на то, что унитарные компании, что вполне понятно, более озабочены вопросом "неокупленных" затрат, чем непредвиденных прибылей, в некоторых случаях и некоторых странах проблема представляется в другом свете, а именно: балансовая стоимость активов многих электростанций значительно ниже рыночной цены. Эти электростанции могут быть гидроэлектростанциями, которые можно дешево построить на основе амортизированных старых электростанций, но которые по-прежнему рентабельны. Переход к рыночным ценам в сфере производства электричества обеспечивает значительные непредвиденные прибыли для владельцев этих активов и повышение цен для потребителей, которые в некотором смысле "уже заплатили за эти активы. Теоретически эти две противоречащие друг другу проблемы могут быть разрешены аналогичным способом. Если в результате реструктуризации имеют место непредвиденные прибыли, а не непредвиденные убытки, принимаемые концепции должны относиться к обоим случаям; трудно понять, почему клиент должен платить дважды, если электростанция уже морально устарела, также трудно понять, почему они не должны платить один раз, если она не устарела. Обычно органы регулирования стремятся предоставить определенную непрерывную поддержку акционерам существующих компаний, если речь идет только о сохранении в будущем их репутации, которой они пользуются благодаря обеспечению стабильной коммерческой среды. Однако, несмотря на то. что органы регулирования могут дать разрешение существующим компаниям на возмещение "неокупленных" затрат, они иногда недооценивают трудности, возникающие при этом на конкурентном рынке. Таким образом, структура соответствующих механизмов возмещения затрат, а также необходимой поддержки со стороны органов регулирования, представляет собой аспект, которым стоит рассмотреть подробно. Ценообразование на основе себестоимости Необходимо также сказать несколько слов о вопросе ценообразования на основе себестоимости (также известной под названиями "ценообразование с учетом эффективных компонентов" или "ценообразование по принципу сверху вниз") как о способе возмещения ''неокупленных" затрат. Окончательная цена образовывается путем вычитания устранимых издержек монопольных поставщиков при предоставлении конкурентной услуги от существующей оптовой цены. Если конкуренты могут поставлять электричество дешевле, чем устранимые издержки унитарной компании, то они должны делать это. Если они могут предложить только цену ниже цены, включающей "неокупленные" затраты, то их вход на рынок является неэкономичным. Ценообразование на основе себестоимости предназначается для обеспечения только эффективного входа на рынок. Оно встречает множество возражений с точки зрения динамичной основы, которые не рассматриваются здесь, однако, оно предлагается в качестве средства возмещения "неокупленных" затрат. Фактический прямой доступ представляет собой форму именно такого ценообразования. Для возмещения владельцам потенциальных "неокупленных" затрат необходимы тщательно продуманные механизмы возмещения, которые бы не влияли на возникающие рыночные цены. Только благодаря им владелец может избежать значительного падения своих прибылей во время перехода к конкурентному рынку, дающему положительные результаты сточки зрения эффективности. 1.4.7 Примеры В Великобритании, Норвегии, Чили, Аргентине и округе Виктория в Австралии существуют системы, напоминающие данную модель или находящиеся в стадии перехода к ней. Во всех этих странах система линий электропередач принадлежит отдельным владельцам. Ни в одной из этих стран высоковольтные линии электропередач не были отделены от функции розничной продажи, хотя во всех случаях по ним предусматривается отдельный учет. В Великобритании вопрос о разделении розничной продажи и распределения поднимался на стадии введения конкуренции на розничный рынок для всех типов потребителей (полноценная Модель 4). 1.4.8 Выводы В Модели 4 давление в сторону конкуренции усиливается, обеспечивая конечным потребителям равные права. При этом часто значительно повышаются расходы на осуществление сделок вследствие необходимости более сложной системы торговых соглашений и замеров. Для крупных потребителей расходы на осуществление сделок из расчета на единицу электричества являются сравнительно небольшими, и система замеров уже имеется. Для мелких потребителей затраты вполне могут превысить прибыль. Затраты на замеры для мелких потребителей сравнительно выше, кроме того, они лишаются преимуществ возможности "сделать все покупки на одной остановке" - та же проблема возникает в телефонной отрасли. Если местная компаний- дистрибьютор не является одновременно розничным продавцом, становится трудно определить виновника за плохое обслуживание. Рынок электричества пережил радикальные изменения в течение десяти лет. Модель 4 в общем представляет собой модель будущего. Однако, структурные вопросы имеют такое же большое значение, что и технические вопросы. В некоторых странах основная проблема заключается в создании системы учета и адекватных тарифов, а также в обучении персонала управлению аппаратными, а не в открытии доступа к энергосистемам. Открытый доступ может быть всего лишь дополнительной и неважной деталью. В других странах трудно обеспечить использование электрической промышленности в качестве средства осуществления социальной политики, если эти направления политики должны быть приняты в виде отдельных законодательных актов или сфер субсидирования, - именно поэтому они были скрыты в электрической промышленности с самого начала? Прямой доступ на практике может быть ограничен и предоставлен только нескольким крупным потребителям, которые угрожают выйти из системы, в то время как основная масса потребителей остается практически в монопольной зависимости. 1.5 Выбор модели В целом конкуренция, при отсутствии определенных доказательств обратного, является предпочитаемой формой организации для обеспечения эффективного производства, поскольку рыночные цены обеспечивают хорошие стимулы как для потребления, так и для производства и (если в остальных отраслях экономики присутствует конкуренция) обеспечивают правильное распределение ресурсов, необходимых для выработки электричества. Наиболее очевидным аргументом в пользу обратного является получение экономии при увеличенных масштабах операций, которое может привести к нерегулируемой монопольной власти или разрушающей конкуренции, а также к значительным расходам на осуществление сделок, что делает конкуренцию неэффективной. В мелких системах остается возможность для получения экономии за счет масштаба, что свидетельствует о сохранении монополии, или. по крайней мере, системы Модели 2. в которой потенциальная монопольная власть производителей электричества ограничивается контрактами. Даже в крупных системах, по некоторым утверждениям, преимущества стандартизации и централизованной атомной программы предусматривают значительную экономию за счет масштаба, чтобы перевесить преимущества конкуренции. Во многих развивающихся странах расходы на совершение сделок в условиях конкуренции представляют существенную проблему. Страны, в которых электрическая система еще не поставлена на прочную коммерческую основу, могут вполне резонно решить, что вначале необходимо привести в порядок тарифы, убедить людей оплачивать счета и создать систему бухучета прежде, чем создавать дополнительные сложности, связанные с наличными рынками и открытым доступом. Страны, в которых отсутствует сама юридическая структура коммерческой деятельности, могут резонно решить принять законодательство о компаниях, собственности и банкротстве прежде, чем переходить к какой-либо форме немонопольной организации. При монополии, предусмотренной в Модели 1, должна ли отрасль находиться в государственной собственности или в частной собственности с регулированием? Опыт США в отношении регулируемой монополии с 40-х по 70-е годы часто служит примером независимого регулирования частных монополий, которое было предназначено для снабжения всего населения дешевой и обильной электроэнергией. Однако, в тот же период государственным монополиям в Европе удалось достичь той же цели: спрос возрастал, и ошибки остались незамеченными благодаря непрерывному усовершенствованию технологии. Когда совершенствование технологии остановилось и цены на топливо возросли, темпы роста спроса упали, и обе системы реагировали очень медленно; обе они продолжали строить избыточные электростанции: государство в обоих местах запретило сжигание газа намного позже, чем это было резонно, что привело к замедлению прогресса в технологии и вызвало поток дешевой электроэнергии после ликвидации запрета. Функция монополии заключалась в защите производителей от технологического прогресса и рисков, существующих на рынке. Вполне вероятно, что частные производители электричества, которые в полной мере подвергаются риску, связанному со спросом, выбрали бы иной путь; в действительности же первыми жертвами приближающейся конкуренции, как в Великобритании, так и в Калифорнии, оказались дополнительные мощности, планируемые государством с одной стороны и органами регулирования с другой стороны. Модель 2 не решает этих проблем, хотя в ходе непрерывного поступления предложений на новые электростанции могут открыться дешевые источники при условии, что закупочное агентство не ограничивает предложения определенными технологиями и видами топлива. Модель 2 может использоваться для привлечения альтернативных источников капитала в системы, находящиеся в государственной собственности, без принуждения новых участников рынка принимать на себя рыночный риск и. следовательно, она может более успешно использоваться для привлечения инвестиций в возникающие хозяйства. Однако, некоторые возникающие хозяйства испытывают такую потребность в электроэнергии, что закупочное агентство со своими процедурами предложения цены и стандартными тарифами (и во многих случаях с процедурами ограничения объемов поставляемого электричества) может превратиться в преграду. В Китае, где в начале 90-х годов некоторые провинции были переведены на короткую рабочую неделю по причине недостаточного электроснабжения, Модель 2 имела определенный успех, однако недостаток в электричестве по-прежнему ощущается. Некоторая ограниченная форма открытого доступа может позволить новым участникам рынка конкурировать с целью продажи напрямую изголодавшимся изготовителям или муниципалитетам по цене, которую выдержит рынок, а не ждать прохождения через громоздкие процедуры закупочного агентства. Сопутствуют ли какие-либо из альтернативных моделей в большей степени сохранению существующей системы вертикально интегрированных компаний? Конфликты - это не только теоретические проблемы: они могут привести к затяжным судебным разбирательствам или принятию губительных и неэффективных мер. Для удовлетворительного функционирования Модели 2 требуется практическое отделение закупочного агентства и линий электропередач от унитарной коммунальной компании. Теоретически, должным образом разработанные СПЭ (соглашения о покупке электричества) и системы подачи предложений могут разрешить потенциальные конфликты, однако, на практике это происходит нечасто. Введение системы, соответствующей Модели 2, предусматривающей независимую систему электропередач, представляется шагом вперед по направлению к созданию полноценной конкуренции в будущем. Это - важный шаг, требующий значительной реорганизации. Проблемы конфликта интересов, операций в собственных интересах и власти на рынке в Моделях 3 и 4 могут потребовать более глубокого дробления существующих компаний. Это не очень приятная мысль для существующих вертикально интегрированных компаний; это сложный и дорогостоящий процесс, требующий больших затрат времени администрации. Можно прибегнуть к альтернативным методам избегания конфликтов, таким как создание различных бизнес-подразделений с самостоятельными системами бухучета. Не все конфликты и ситуации, связанные с операциями в собственных интересах, являются чрезвычайно опасными: что касается экономии средств за счет масштабов, то могут существовать компенсирующие преимущества, которые должны взвешиваться с учетом потенциальных проблем. Более того, конфликты, присутствующие в одной модели, могут исчезнуть в следующей модели; это означает, что крупные структурные изменения должны тщательно продумываться заранее. Наиболее ярким примером проблемы изменений в процессе перехода от одной модели к другой, является проблема отделения производства электричества. В Модели 2 закупочное агентство не должно быть конкурирующим производителем электричества, а линии электропередач не могут контролироваться одним из конкурирующих производителей; таким образом, в системе, соответствующей системе 2. оказывается давление в направлении отделения производства электричества с тем, чтобы избежать проблем, связанных с конфликтами интересов. В Модели 3 наблюдается давление в направлении отделения производства от компании-дистрибьютора вследствие потенциальных проблем, связанных с операциями в собственных интересах; компания-дистрибьютор, которая имеет монополию на потребителей, находящихся в монопольной зависимости, предпочтет покупать у филиала компании при условии, что она может взыскивать затраты с потребителей, находящихся в монопольной зависимости. Для контроля за этой тенденцией может потребоваться такое навязчивое регулирование, что отделение представляется лучшей альтернативой для обеспечения раздельных операций. Однако, в Модели 4 конфликт, связанный с операциями в собственных интересах, исчезает; если розничный торговец сталкивается с конкуренцией, с его стороны было бы недальновидно предпочесть свой собственный филиал, если можно найти более дешевое электричество. Фактически в Модели 4 присутствует естественная вертикальная интеграция производства и розничной продажи электричества, и возникает проблема горизонтальной власти на рынке, позволяющей повышать цены благодаря тому, что одно юридическое лицо контролирует значительную часть местного рынка и по причине недостатка в линиях электропередач для обеспечения конкуренции извне. Действительно, эта проблема может потребовать отделения, если не существует других средств, но она не существовала в Модели 3 потому, что компания- дистрибьютор имела 100% монополию на потребителей и, следовательно, регулировалась. В Моделях 3 и 4 эксплуатация систем электропередач должна быть независима от торговцев; были рассмотрены различные функции и возможные конфликты. Модель 3 в любом случае представляется неустойчивой, несмотря на то, что она может существовать на протяжении нескольких лет, по причине сложности определения того, кто имеет право выбирать своего поставщика на рынке, если некоторые юридические лица имеют это право выбора, и по причине нечестности, которую проявляют некоторые лица, относя себя к категории, сулящей наибольшие льготы. Опыт первых стран, использовавших Модель 4, показал, что эта модель является целесообразной и что возможно введение торговых соглашений, позволяющих потребителям выбирать своих поставщиков. Это вызвало огромную заинтересованность в реструктуризации электрического сектора и в ведении прямого доступа. Несмотря на то, что Модель 2 является желательной в некоторых случаях, в частности, если институциональные образования являются незрелыми или системы настолько малы, что конкуренция изначально ограничена ввиду существования слишком малого числа электростанций и связанных с этим проблем власти на рынке, Модель 4, вероятно, является моделью выбора для развитых стран со сложными энергосистемами. 2 Электроэнергетика за рубежом Развитие электроэнергетики в экономически развитых странах во второй половине XX века сопровождалось изменением организационных форм в направлении вертикальной интеграции и создания крупных энергетических компаний, усложнения и объединения энергосистем, централизации их управления. К 1980-м годам электроэнергетика развитых стран представляла собой сложные производственные комплексы с различными формами собственности и разным числом компаний. Для обеспечения надежного электроснабжения энергетическим компаниям (ЭК) предоставлялись исключительные права на монопольное обслуживание потребителей на определенной "привилегированной" территории. В порядке компенсации ЭК должны были нести ответственность за электроснабжение потребителей на этой территории и контролироваться органами власти в части тарифов, инвестиций, технической политики (нормативов), соблюдения антимонопольного законодательства. Конец 1980-х и 1990-е годы стали новым этапом организации электроэнергетики – этапом развития рыночных отношений. Импульсами для перехода электроэнергетики к рынку послужили следующие основные предпосылки: ­ геополитические – глобализация экономики; усиление международной конкуренции и борьбы за рынки сбыта продукции всех секторов экономики, что требовало снижения цен, в первую очередь – на энергию; ­ экономические – стремление привлечь значительные инвестиции в отрасль; отсутствие реальных экономических стимулов для повышения эффективности ЭК; ­ технологические – развитие информационных технологий, обеспечивших скорость и объемы технической и коммерческой информации, которые необходимы для организации рынка в электроэнергетике; развитие высокоэффективных газотурбинных и парогазовых технологий, позволивших ускорить и удешевить процесс строительства электростанций, обеспечивших конкурентоспособность мелких электростанций и создавших тем самым основу для развития независимых производителей электроэнергии. Электроэнергетика Европы изменяется под влиянием либерализации, приватизации и внедрения новых технологий. Директивы ЕС по, электроэнергии и газу ограничивают развитие в ближайшие годы этих двух рынков в странах ЕС. Изменения предоставляют возможность для роста существующим европейским энергетическим компаниям (а также для риска потерь доли рынка) и вступления в рынок новых участников. Директивами ЕС предписывается проводить ступенчатый процесс либерализации в течение ряда лет, начиная с крупных промышленных компаний и кончая индивидуальными домовладельцами. В ряде стран были созданы конкурентные энергетические пулы (объединения) — эта концепция быстро распространяется и за пределами Европы. К энергетическим пулам, созданным в Великобритании и Скандинавии, добавились пулы в Нидерландах, Испании Польше. Так организуется нерегулируемый рынок электроэнергии. Наблюдаются три стадии либерализации. Ниже приводятся характеристики каждой из них. Стадии процесса либерализации: Монополизация/олигополия: долгосрочные контракты; монопольное владение инфраструктурой; долгосрочные отношения (с государством); отсутствие или небольшие возможности выбора у потребителя; избыток мощности. Частичная либерализация: новые участники; воздействие цены; сближение газовых и энергетических предприятий; отраслевая консолидация; крупные потребители имеют возможность выбора поставщика; ограниченный оперативный рынок с долгосрочными контрактами; появление независимого регулятора. Полная либерализация: большинство потребителей имеют право выбора; ликвидный оперативный рынок; прозрачность всей информации; предоставление продукции и услуг с большей добавленной стоимостью. Процесс начинается с предоставления возможности крупным потребителям выбора поставщика энергии, в результате чего появляется масса предложений по поставке энергии крупным промышленным компаниям. Там. где существует реальная конкуренция среди поставщиков, уже на этой стадии наблюдается значительное снижение цен. При конкуренции поставщиков за долю рынка цены могут упасть даже ниже долгосрочной стоимости капитала на создание новых генерирующих мощностей. Правила доступа третьей стороны к системе передачи электроэнергии становятся более ясными. Для оперативной продажи энергии не обязательно наличие пула. С течением времени расширяется свобода выбора поставщика. Обычно это проходит в два этапа. В некоторых странах, например в Великобритании, коммунальные потребители получают такое право на конечной стадии. При превращении энергии в обычный товар для развития конкуренции появляется тенденция объединять электроэнергию с ассортиментом других услуг и продуктов. В разных странах используются разные способы переходного периода к либерализации рынка. В Европе, например, это диапазон от Франции, которая строго придерживается принципа единой национальной энергетической компании внутри страны, до Великобритании и Северных стран (кроме Дании). Главной целью либерализации энергетического рынка и приватизации является развитие конкуренции и снижение цен для потребителей, а также наращивания капитала. В связи с этим за государством в энергетическом секторе сохраняются только обязанности по регулированию. Опыт других отраслей, в которых были созданы аналогичные рынки, показал, что в целом: ­ границы отрасли расширились, ­ снизились или были ликвидированы барьеры вхождения в отрасль, ­ рынки были существенно сегментированы, ­ созданы новые распределительные каналы, ­ цены снижены, ­ ценовой механизм стал более сложным и диверсифицированным, ­ появились новые продукты и услуги. ­ Уже имеются свидетельства, что все эти тенденции проявляются и в энергетическом секторе. 2.1 Электроэнергетика Англии и Уэльса 2.1.1 Ситуация до приватизации До 1991 года электроэнергетика была национализированной и конкурентоспособность не являлась характерной чертой энергетической индустрии в Англии и Уэльсе. Производство электричества находилась под контролем организации, называемой ЦСПЭ (Центральный совет по производству электроэнергии), а распределение электричества конечным потребителям контролировалось двенадцатью региональными комитетами. Каждому из этих комитетов подчинена отдельная территория. Эти территории, не выкладываясь одна на другую, охватывают всю Англию и Уэльс, однако территории островов сюда не входят. Энергопроизводителем являлся Центральный совет по производству у электроэнергии, а национальная энергосистема передавала ее потребителям по высоковольтным сетям. Центральный совет но производству электроэнергии отвечал за национальную энергосистему, за ее эксплуатацию и ремонт. Центральный совет по производству электроэнергии ежегодно пересматривал и публиковал свои тарифы на электричество в издании под названием "Тарифы на оптовые поставки". Сюда входили все предполагаемые затраты на производство энергии и ее передачу национальной энергосистемой на год вперед. Каждый региональный комитет имел ряд "Пунктов передачи электроэнергии", через которые он забирает энергию из национальной энергосистемы с помощью высоковольтных трансформаторов и подает ее в местную распределительную систему. Каждый региональный комитет формировал тарифы для всех потребителей на своей территории. Ни у кого из потребителей, находящихся на территории, относящейся к какому-либо из региональных комитетов, не было выбора, относительно того, из какого источника получать электроэнергию. Другими словами, сложившуюся ситуацию можно назвать полностью "франшизной". Как Центральный совет по производству электроэнергии, так и региональные комитеты подчинялись центральному правительственному. органу, т.е. Департаменту энергетики, который следил за правильностью проведения расчетов затрат и формирования тарифов, причем последние должны были обеспечивать только восполнение этих затрат и ничего больше, реинвестиционные расходы сюда не входили. Каждый региональный комитет отвечал за обеспечение полной базы данных, касающейся всех его потребителей. Он следил за тем, чтобы проводились все необходимые замеры, в зависимости от того, какой тариф (из очень ограниченного числа имеющихся вариантов) выбран потребителем для составления счетов. 2.1.2 Изменения структуры отношений Приватизация была проведена в 1991 году. Производство энергии было разбито на три сектора: во-первых, была выделена атомная энергетика, она осталась под контролем государства. Оставшееся энергопроизводство Англии и Уэльса (в основном станции, работающие на угле и использующие газотурбинные генераторы, причем они работали только в периоды пиковых нагрузок) было разделено на две части, 67 % пришлось на новую компанию "Нэшэнл Пауэр", а 33 % также на новую частную компанию "Пауэрджен". 12 региональных комитетов превратились в 12 региональных электрических компаний, и, на первый взгляд, никаких существенных изменений не произошло. Однако была создана новая компания, так называемая Компания национальной энергосистемы (КНЭ), которая взяла на себя ответственность за работу национальной энергосистемы, передачу энергии от каждой из генерирующих станций в эту энергосистему, а из нее - в каждый пункт передачи электроэнергии, откуда каждая региональная энергетическая компания ( как и прежде) берет энергию, необходимую для удовлетворения ее собственных энергетических потребностей. Энергопроизводители и потребители образовали "пул", который представляет собой добровольную ассоциацию, построенную на демократических принципах. В рамках данной ассоциации организуются все технологические и торговые отношения и. в первую очередь, ведется конкурентное формирование пуловых цен на энергию, а также учет поставок энергии разными производителями. Через "пул" производятся финансовые расчеты между отдельными субъектами пулового рынка. Другое существенное различие заключалось в том, что все потребители, фактическая максимальная потребность которых составила более 1 МВт (на последующих этапах это ограничение снимается), могли покупать энергию у любого поставщика, т.е. у любой региональной энергетической компании, или у компаний "Нэшэнл Пауэр" или "Пауэрджен". В зависимости от того, чьи цены покажутся более выгодными, стороны договариваются между собой путем заключения контракта на какой-то определенный срок (обычно на 12 месяцев). Если потребитель предпочитает заключить контракт с местной региональной энергетической компанией (на территории которой этот потребитель и расположен), то никаких специальных соглашений заключать не нужно. Местная региональная энергетическая компания произведет оплату за энергию, использованную потребителем, обычным способом, через один из своих собственных пунктов передачи электроэнергии. Однако, если потребитель выбирает какого-либо другого поставщика, необходимо участие КНЭ: у потребителя надо установить новые счетчики. которые с помощью электронных устройств измеряли бы потребление электричества и нагрузку каждые полчаса. Данные собираются ежедневно в каждом месте, где установлены такие счетчики. И обычно по телефону передаются в другое место. Используя эти данные, КНЭ вычитает энергию, использованную этим потребителем, из того количества энергии, которое было использовано соответствующим пунктом передачи электроэнергии и оплата за которую производится местной региональной энергетической компанией (для того, чтобы этой региональной компании не пришлось оплачивать энергию, использованную данным потребителем). Вместо региональной компании оплата будет производиться другим, новым поставщиком энергии. Также КНЭ подробно информирует местную региональную энергетическую компанию о том, что потребителем получено определенное количество энергии, для того, чтобы местная региональная компания могла предъявить новому поставщику счет за использование ее сетей. Потребитель получает только ежемесячный счет как за энергию, так и за ее передачу от своего нового поставщика. Новый поставщик, в свою очередь, получает счет от местной региональной энергетической компании за использование ее системы распределения. Он также получает счет за энергию, взятую у КНЭ и использованную потребителем. Было создано новое государственное учреждение - Совет по делам электроэнергетики. Этот Совет обладал достаточными полномочиями для того, чтобы следить за тем, чтобы оставшиеся монополии, снабжающие потребителей с мощностью меньше 1 МВт, от местной региональной энергетической компании, – устанавливали справедливые цены, которые покрывали бы соответствующие расходы и обеспечивали разумную долю прибыли, но не больше. У Совета по делам энергетики остались три основные задачи: во-первых, следить за тем, чтобы "Нэшэнл Пауэр" и "Пауэрджен" не вошли в сговор по поводу установления "фиксации цен" (поддерживая высокую цену на электроэнергию); во- вторых, обеспечить, чтобы Агентство по расчетам неукоснительно выполняло свои обязанности, связанные с тем, чтобы все стороны (местные региональные энергетические компании и поставщики, производящие оплату за потребленную мощность, и производители, получающие оплату за всю вырабатываемую ими мощность) были уверены в правильности расчетов; наконец, следить за тем, чтобы производители энергии вырабатывали её только тогда, когда это действительно необходимо для потребителей. 2.1.3 Экономический механизм организации конкуренции в Пуле Механизм конкуренции в Пуле организуется на основе таких принципов: весь объем своей энергетической продукции производитель предъявляет в Пул, который координирует спрос и предложение; ценовые притязания производителей не ограничиваются системой управления Пула, но они им контролируются. Финансовые договоры и контракты заключаются в рамках Пула. Ежедневно каждый производитель энергии или даже какое-то из его подразделений сообщает КНЭ о своей способности вырабатывать энергию в течение следующего дня, а также цену, по которой он будет вырабатывать кВт*ч (единицы) в течение следующих суток, и максимальную мощность, которую он сможет выдать. КНЭ собирает эту информацию и располагает ее в порядке возрастания цен, которые назвал каждый из производителей. Такая таблица называется "Порядковая таблица данных в зависимости от заявленных цен". Затем КНЭ прогнозирует нагрузку на следующий день по всем потребителя Англии и Уэльса и составляет производственный план выработки электроэнергии. По этому плану сначала задействуется производитель, установивший самую низкую цену, затем тот, цена которого немного выше, и так далее до тех пор, пока не будет обеспечена заявленная мощность на первый получасовой период. Если прогнозируемая заявленная мощность возрастает (или падает) в течение следующего получаса, то вводится в действие другой производитель с наиболее низкой установленной ценой (или же, в случае снижения нагрузки, производителя, задействованного в последнюю очередь, просят прекратить выработку электроэнергии). Таким образом, все время производство электроэнергии осуществляется по возможно низким ценам. Конечно, в таком случае наиболее дорогостоящие генерирующие установки (зачастую газовые турбины) могут вообще не включаться! В этом случае таким производителям предоставляются определенные "поддерживающие" платежи. Кроме того, цена на электроэнергию для всех поставщиков меняется каждые полчаса и равна "заявленной" цене (за 1 кВт*ч) самого дорого производителя, в соответствии с данными "Порядковой таблицы". Эта цена называется получасовой маржинальной стоимостью электричества. Именно посредством этой ключевой концепции определяется маржинальное ценообразование. 2.1.4 Система расчетов в Пуле Именно благодаря деятельности КНЭ и ее агентств по расчетам осуществляется весь комплекс арифметических подсчетов с помощью системы, которая в данный момент называется "Соглашение по "пулу" и расчетам". Таким образом, все потребители, занимающие "нефраншизное" место на рынке (1 МВт или больше), получают и оплачивают энергию в соответствии с контрактом, заключенным с выбранным ими поставщиком. Все потребители, занимающие "франшизное" место на рынке (менее 1 МВт), получают и оплачивают энергию в соответствии с опубликованными тарифами своих местных региональных энергетических (впоследствии это ограничение снимается) компаний. Все поставщики производят оплату за энергию, использованную их потребителями. Местные региональные энергетические компании оплачивают всю энергию, поступающую на их территории, за исключением той ее части, которая используется потребителями на их территории, но заключившими контракт с другим поставщиком. Генерирующие станции получают оплату в соответствии с маржинальной ценой за электричество каждые полчаса того времени, в течение которого они вырабатывают электроэнергию для Национальной энергосистемы. Если им приходится работать в "поддержке", то им производится соответственно "поддерживающая" оплата. Существует еще одна сложность в данной системе. Она заключается в том, что поставщики могут заключить контракт на покупку энергии непосредственно с производителями, не обращаясь к "пулу" (т.е. к механизму, когда оплата производится по разным ставкам в течение разных получасовых периодов, как было описано выше). Эти контракты зачастую заключаются на фиксированные объемы энергии в определенные промежутки времени в определенные дни и очень часто по фиксированной ставке. Такая организация работы называется "Контракт, предусматривающий варианты". А на практике происходит следующее: контракты предусматривают расхождение между контрактной фиксированной ценой и маржинальной пуловой ценой в каждые полчаса. 2.1.5 Результаты перестройки в Англии 1) Потребители, которые занимают "нефраншизное" место на рынке и меняют своих поставщиков, принимают свои решения, целиком исходя из цены, и большинству из них нет дела до "служб, занимающихся потребителями". 2) Другие потребители, которые остаются на обслуживании в своих местных региональных энергетических компаниях, принимают такое решение из-за затрат, необходимых на проведение замеров, или потому, что расходы на электроэнергию не составляют решающую долю в производственных затратах. 3) Максимальная прибыль поставщиков была значительно урезана, и доходы в основном поступают от передачи энергии (для региональных энергетических компаний) и от ее производства (для производителей) 4) Конкурентная основа как производства энергии (установления цен для "пула"), так и ее передачи (поставки предлагают электроэнергию на контрактной основе) помогла снизить цены и повысить эффективность, в отрасли произошло значительное сокращение числа рабочих мест. 5) Оказалось, что принципы маржинального ценообразования являются стабильными и, кроме того, это привело к возникновению конкурентности на рынке. 6) Каждой региональной энергетической компании пришлось перестроить свою структуру для того, чтобы в ней нашли отражение две стороны их бизнеса: передача и распределение энергии. Производителям также пришлось осуществить ряд преобразований, тоже с целью отразить две стороны их бизнеса: передачу и производство электроэнергии. 7) Для поставщиков существует "асимметричный риск", если они остаются в "нефраншизном" рынке, так как если они закупают энергию невыгодно, они не смогут ее никому продать; если же они закупят ее на выгодных условиях, потом им придется конкурировать между собой на рынке, но цены в результате такой конкуренции снизятся и доходы будут ниже. 8) Все поставщики, прежде чем заключить с потребителем контракт на поставку, применяют методы, определяющие " выгодность" заключения контракта (обычно используя данные какого-то постороннего агентства), для того чтобы выяснить, будет ли потребитель в состоянии и захочет ли он вовремя рассчитаться со своим поставщиком; не существует ограничений по задолженностям, и в случае, если действительно возникают крупные задолженности, они напрямую влияют на доход поставщика. 9) Ни одна из организаций, ни производители, ни распределяющие органы, ни поставщики не выступают в качестве "социальных агентств", т.е. если какому-то потребителю требуется юридическая помощь при оплате счетов за электричество, то она оказывается непосредственно государственными социальными службами, а не этими организациями. 10) Если потребитель не производит оплату по счетам, то местная региональная энергетическая компания имеет право прекратить подачу электроэнергии. В случае, если это действительно происходит, после уплаты задолженности потребитель должен оплатить еще и стоимость своего нового подключения к системе. 2.1.6 Принципы, заложенные в английской модели 1) Разбиение производства на автономные части. 2) Появление КНЭ (Компания национальной энергосистемы), отвечающей за работу энергосистемы. 3) Свобода выбора поставщика. 4) Контрактная система сделок . 5) Измерения параметров продукции ( количества электроэнергии и нагрузки) каждые полчаса. 6) Наличие контролирующего государственного органа – СПДЭ (Совет по делам энергетики). 7) Расчет режимов на основе "пула". 8) "Пул" базируется на маржинальном ценообразовании. 9) Возможность заключать контракты непосредственно с производителем – "Контракты, предусматривающие варианты". 10) Цена - основа для принятия решения потребителями о покупке электроэнергии. 11) Изменение структуры региональных энергетических компаний и производителей, разделение на разные виды деятельности (для региональных энергетических компаний - передача и распределение, для производителей - передача и производство). 12) Маркетинговые принципы работы поставщиков - индивидуальный подход к потребителю. 13) Экономические меры борьбы с невыполнением обязательств по контракту (штрафы, отключения) 14) Можно не менять поставщика - не переходить на другие энергокомпании. Преобразования осуществлялись на основе разработанной программы и рассчитывались на поэтапную реализацию в течение 8 лет. По этапам снимались различные ограничения, например, право потребителей на выбор себе источника, поставщика в зависимости от потребляемой им мощности (в конце периода снимаются эти ограничения для любого потребителя) и др. 2.1.7 NETA – Новый порядок торговли электроэнергией в Англии и Уэльсе Основным принципом NETA является то, что все лица, желающие купить или продать электроэнергию, имеют право вступить в любые свободно заключенные договорные отношения между собой. Это, по мнению разработчиков NETA, должно привести к тому, что львиная доля торгуемой электроэнергии будет продаваться или покупаться через одну из биржевых площадок или через набор двусторонних или многосторонних контрактов. В число тех, кто торгует электроэнергией, входят не только генераторы и сбытовые организации, которые непосредственно производят и поставляют электроэнергию конечным потребителям, но и нефизические трейдеры. Роль программы NETA не в том, чтобы диктовать как электричество продается и покупается на биржевых площадках и/или через двусторонние договора. Вместо этого NETA предоставляет механизм для близкого к реальному времени клиринга и расчетов за дисбалансы между контрактными и физическими позициями лиц, покупающих, продающих, производящих и потребляющих электроэнергию. На практике трейдеры могут купить больше или меньше электроэнергии, чем они продали, генераторы могут физически произвести больше или меньше, чем они продали, и конечные потребители могут потребить больше или меньше электроэнергии, чем их сбытовые компании приобрели. Центральные системы NETA предназначены для того, чтобы измерять эти избытки и недостатки (дисбалансы) и определять цены, за которые они торгуются, а также рассылать счета за них. Процессы, с помощью которых рассчитываются объемы дисбалансов и плата за них, носят название «Расчет дисбалансов» (Imbalance Settlement). Задача расчета дисбалансов не в том, чтобы установить цены за оптовую торговлю электроэнергии, как это было ранее, а в том, чтобы определить цену и произвести расчет при сравнительно меньшей разнице между контрактными и физическими позициями участников рынка. Процесс расчета дисбалансов требует сравнить объемы электроэнергии, купленной или проданной по контракту, с результатами коммерческого учета физических объемов производства и потребления. В результате такого сравнения рассчитывается величина дисбаланса. Также необходимо определить набор цен, чтобы производить расчеты за дисбалансы. Т.к. результаты коммерческого учета по генерации и спросу на оптовом рынке в Англии имеются за каждые полчаса, расчет дисбалансов в рамках NETA также производится каждые полчаса. В дополнение к Расчету дисбалансов NETA также призвана выполнять функцию механизма для корректировки желаемых уровней нагрузки генераторов и спроса в реальном времени. Существует двоякая необходимость в этом механизме. Во- первых, весьма возможно, что глобальный объем генерации, который генераторы намерены производить или физически производят, не будет равняться глобальному уровню потребления, который потребители намерены потребить или физически потребляют в любой заданный момент. Во-вторых, в связи с техническими ограничениями пропускной способности сети иногда необходимо изменить объем производства или потребления индивидуальных генераторов или потребителей по сравнению с желаемым объемом производства потребления или генерации, с целью предотвращения перегрузок. По выше указанным причинам в дополнение к Расчету дисбалансов, NETA также предусматривает создание «Балансирующего механизма» (Balancing Mechanism). В рамках NETA системный оператор определяет, какие действия предпринять для поддержания баланса между потреблением и производством, как на национальном, так и на локальном уровне. Правила, по которым рассчитываются дисбалансы и осуществляются действия по балансированию системы, содержатся в документе под названием Кодекс балансирования и расчетов (Balancing and Settlement Code). 2.1.8 Основные причины замены прежней торговой системы на NETA ­ Негибкость управления Английским пулом препятствовала изменениям и тормозила реформы. ­ Очень ограниченное участие спроса в механизме ценообразования привело к ценам, выше экономически обоснованных, хотя одной из причин, почему Английский пул был запроектирован в виде рынка на сутки вперед, было дать возможность потребителям отреагировать на заранее опубликованные цены ­ Сложность и непрозрачность механизма ценообразования и ограниченная конкуренция задерживали развитие рынков финансовых производных инструментов и ограничивала ликвидность на рынке контрактов. ­ Пул давал возможность злоупотребления рыночной силой, в силу того, что всем генераторам платили по той же цене, в то время как сама эта цена устанавливалась на основании заявок лишь немногих из них. Иными словами, существование единой цены пула вместо цен в договорах между индивидуальными продавцами и покупателями препятствовало оказанию давления спроса на уровень цен. Существует достаточное количество документированных доказательств того, что Лейбористское Правительство Великобритании, поддерживая NETA, было убеждено, что таким образом улучшаются условия для британской угольной промышленности. 2.1.9 Основные экономические характеристики NETA 2.1.9.1. Платежи по заявкам вместо платежей по единой цене двойного аукциона На протяжении ряда лет Британский Регулятор был убежден, что торговый механизм, на котором базировался английский пул, способствовал ценовому сговору между генерирующими компаниями, так как участники знают, что они получат ту же цену вне зависимости от того, какую заявку они подадут, что стимулирует кооперативное поведение. В тоже время, в дискриминационных аукционах, где участники получают оплату строго по своей заявке, использование заявок для сигнализации намерений значительно более опасно, так как заявка может быть принята, становясь обязательством. Это соображение легло в основу мотивировки конструкции NETA, ключевым элементом которой была отмена требования торговать только через пул. Такая отмена ведет к двухсторонней торговле с оплатой по заявкам в любом виде, как и в некоторых рынках других товаров. В тоже время, в Лондонской бизнес школе профессором Банном (Bunn) и Бовером (Bower) был проведен симуляционный анализ, который показал, что переход к оплате по заявкам вместо универсальной цены двойного аукциона не усиливает конкуренцию, как ожидалось, а наоборот снижает ее. Возникает существенный риск того, что базовые генераторы заявят цены выше, чем полупиковые, а участие базовых генераторов в установлении цен снижает давление конкуренции на полупиковые генераторы и ведет к общему росту цен. Комиссия, председателем которой был ведущий экономист Альфред Кан (Kahn) из Корнельского университета, пришла к выводу, что плата по заявкам негативно отразится на мелких участниках, т.к. привнесет новые неопределенности и, в результате, будет препятствовать строительству новых мощностей, в особенности мелкими независимыми производителями. Таким образом, основной довод в пользу перехода к оплате по заявке вместо оплаты по цене двойного аукциона исчез, а сам переход остался. 2.1.9.2. Двойственные заявки и двойные цены в балансирующем механизме Этот аспект Балансирующего механизма NETA весьма противоречив. Профессор Карри утверждает, что принцип двойных цен справедлив, так как генераторы, чье производство отличается от контрактного объема, являются источником дополнительных расходов СО, который поддерживает баланс системы в реальном времени. Поэтому важно отнести эти расходы на те генераторы, которые их вызывают, чтобы они не отклонялись от плана и таким образом возникали соответствующие стимулы для предсказуемости производства. Несмотря на то, что трудно оценить затраты, вызванные непредсказуемостью производства, лучше их оценивать хоть как-то, нежели считать нулевыми. Он далее проводит параллель с другими рынками, где всегда существует маржа между ценой спроса и ценой предложения, отражающая стоимость организации рынка. Более того, в рынке электроэнергии эта маржа должна быть выше, чем в финансовых рынках, в связи с тем, что затраты на поддержание балансов спроса и предложения выше. В этом анализе отсутствует фундаментальный и значительно более важный вопрос, почему вместо балансирующего рынка в реальном времени, как в большинстве современных рынков электроэнергии, NETA использует Балансирующий механизм. Балансирующие рынки представляют собой нечто большее, чем просто механизм, позволяющий СО балансировать систему. На самом деле, они являются краеугольным камнем эффективного рынка электроэнергии, так как: ­ Дают генераторам возможность продавать незаконтрактованное производство. ­ Дают потребителям возможность приобрести электроэнергию, чтобы удовлетворить их незаконтрактованный спрос. ­ Позволяют участникам избежать трудностей и расходов, связанных с точным или даже приблизительным контролем нагрузки. Небалансы попросту производятся или потребляются в процессе ведения режимов в реальном времени, а расчеты между участниками ведутся на основании клиринговой цены спотового рынка, возникающей в результате ведения режима. ­ Дают базовую цену для заключения форвардных контрактов. Однако спотовый рынок обязан быть построен на базе маржинальных цен, иными словами использовать двойной аукцион и универсальные цены. Идеология NETA не допускала этого, поэтому взамен были введены двойственные заявки и двойные цены, в которых по необходимости перемешаны разные стоимости, чтобы обеспечить ценообразование на основе «двусторонних контрактов». Двойные цены штрафуют участников, позиции которых несбалансированны, и заставляют их заниматься микроторговлей, чтобы устранить штрафуемые дисбалансы. Любой порядок, обусловленный этой идеологией, по определению нерыночный. В процессе создания NETA не было предпринято попыток проанализировать, с какой точностью сбытовые компании могут предсказать потребление своих потребителей. Как со стороны производства, так и со стороны потребления, NETA благоприятствует крупным участникам за счет мелких, как с точки зрения пропорциональности рисков, так и с точки зрения затрат, необходимых для управления этими рисками. Двойственные заявки и двойные цены в принципе создают вредные стимулы. Точное балансирование с контрактной позицией в NETA теперь представляет ценность, т.к. дает возможность избежать платежей за дисбалансы и получить большую долю нераспределенных денег. Это стимулирует экономически необоснованные действия, например операции газовых турбин для подгонки результатов к контрактной позиции. Кроме того, пропадает стимул к участию в регулировке частоты, т.к. последнее не только обращается для генераторов потерей денег в результате платежей за дисбалансы, но также означает отказ от доли в нераспределенных деньгах. 2.1.9.3. Уведомление после фактов Многие участники рынка в Англии в Уэльсе требовали уведомления контрактных объемов после каждого получасового периода для того, чтобы они имели возможность торговать недостатками и избытками после их возникновения, и таким образом платить только за дисбалансы, которые не удалось переторговать. Причиной этого требования является слишком длинный период до Закрытия ворот, который надо рассматривать как искусственно встроенный источник ошибок. Профессор Карри назвал это требование странным и не заслуживающим серьезного внимания, утверждая, что не существует рынков, в которых контракты заключаются после физического производства и потребления. На самом деле, PJM, который является самым удачным рынком электроэнергии в Северной Америке, позволяет уведомления после фактов, что отражает реальность рынков электроэнергии, в которых балансирование системы не влечет тех высоких затрат, о которых говорил профессор Карри. Настоящей причиной, почему NETA не позволяет уведомлений после факта является не «странность» этой практики, а то, что ее отсутствие, заставляющее участников микроторговать, не ослабляется возможностью дополнительной корректировки. 2.1.9.4. Пропускная способность сети Существование двусторонних физических договоров купли-продажи электроэнергии по определению требует, чтобы каждому такому договору сопутствовала алокация пропускной способности сети, необходимая для его осуществления, что неизбежно ведет к узловым ценам, а также требует соответствующего достаточно сложного механизма торговли этой пропускной способностью. К счастью, магистральная сеть Великобритании -- достаточно мощная конструкция, но, тем не менее, в ней существует около двух десятков практически постоянных системных ограничений. В рамках NETA СО вынужден заниматься микроторговлей с участниками с помощью заявок на отклонение для того, чтобы предотвратить перегрузки в сети и иные нарушения надежности. Поскольку без использования механизма узловых цен практически невозможно отнести стоимость этой микроторговли на тех участников, контракты которых вызывают ее необходимость, стоимость эта распределяется между всеми участниками рынка. Ситуация также усугубляется тем, что чрезвычайно трудно разделить сделки СО, связанные с необходимостью балансирования, и сделки, направленные на поддержание надежности. Большая часть сделок предназначена для обеих целей. Понятно, что существующее положение вещей экономически неэффективно, но Британский Регулятор по этому поводу пребывает в нерешительности: он отверг узловые цены по причине того, что их расчет централизован, а с тех пор выдвинул ряд полусформулированных идей, но не достиг никакого прогресса. На сегодняшний день Британский Регулятор склоняется к мысли, что пропускную способность сети надо аукционировать. Следуя своей логике о сходстве между рынками природного газа и электроэнергии и принимая во внимание, что доступ к газопроводам в Великобритании уже аукционируется, он приходит к выводу, что то же самое нужно делать и в рынке электроэнергии. К сожалению, аукционы доступа к газопроводам весьма далеки от совершенства, а определить, что же на самом деле аукционировать в рынке электроэнергии, еще сложнее, чем в случае доступа к газопроводам. 2.2 Краткая характеристика электроэнергетики Норвегии Норвегия после принятия в 1989 г. Закона об энергетике в течение двух лет готовилась к проведению реформы в сфере производства и торговли электроэнергией. Следует отметить: в отличие от других стран Европы норвежская электроэнергетика практически на 100% основана на гидравлических станциях. При этом исключительные природные условия — горные каскады — позволяют получать чрезвычайно дешевую электроэнергию, способную конкурировать с любыми производителями стран Центральной и Западной Европы, но и ставят энергобаланс Норвегии в зависимость от «водности» года. Разница между «влажным» и «сухим» годом иногда бывает равна годовой выработке электроэнергии Данией. В целом энергосистема избыточна, с лихвой покрывает местные потребности в электричестве, и государство даже вынуждено квотировать экспорт электроэнергии ввиду ограниченной пропускной способности трансграничных транспортных магистральных высоковольтных сетей. Как и в Англии, решение о реформировании энергосектора было принято в Норвегии под давлением прежде всего бремени экономических проблем. Правительство страны уже не могло мириться с тем состоянием застоя, в котором пребывала экономика королевства. Если при этом учесть, что большая часть отраслей норвежской промышленности является энергоемкой и энергозависимой, а также и то, что степень газификации жилого фонда в этой стране на конец 80-х годов была достаточно низкой, и большинство домов отапливалось за счет электроэнергии, можно представить себе важность подобного решения для жизни страны в целом. Идеи же энергосбережения и повышения энергоэффективности еще не были столь широко распространены. Норвежская модель «скандинавского социализма» несколько отличается от шведского, финского и датского, но тем не менее степень социальной защищенности граждан этой страны достаточно высока, как, впрочем, и уровень жизни. Однако все это достигается за счет непомерно высоких налогов, которые вынуждены платить как население, так и промышленность. Подобная ситуация, как показывает практика, в конечном счете приводит к инвестиционному голоду и неконкурентоспособности собственных товаров на мировом рынке. А если при этом еще и учесть, что норвежская промышленность прежде всего ориентирована на экспорт, то становится понятно, что проблема, с которой столкнулось правительство Норвегии в конце 80-х годов, была весьма и весьма серьезной. Норвежская энергосистема страдала от того, что действовавшие на момент проведения реформы энерготарифы не покрывали затрат государственного предприятия «Статкрафт» по генерации, передаче и распределению электроэнергии. «Статкрафт» являлось частью министерства водных ресурсов и энергетики, не имея статуса компании и стимулов для повышения собственной эффективности. О каких стимулах можно было вести речь, если тарифы на электроэнергию устанавливались государством на срок до десяти лет без права применения дефляторов и примерно к середине этого срока переставали покрывать собственные затраты «Статкрафт». Для того, чтобы компенсировать потери энергопредприятия и дотировать его деятельность, не урезая при этом социальных программ, правительство Норвегии вынуждено было все больше повышать налоги, и прежде всего на доходы наиболее крупных предприятий, то есть тех же целлюлозных. деревоперерабатывающих, металлургических и станкостроительных фирм, для которых вводились льготные энерготарифы Непомерные налоги делали эти отрасли непривлекательными для инвестиций, проблема оттока капитала из страны становилась все более серьезной, конкурентоспособность норвежских товаров как на внешнем, так и на внутреннем (даже протекционистские пошлины на импорт не спасали национального производителя) рынках снижалась Не спасали даже доходы от экспорта газа, добываемого в Северном море В такой ситуации дополнительные доходы от экспорта электроэнергии с учетом избыточности собственных мощностей и проведения внутри страны достаточно эффективных энергосберегающих мероприятий пришлись бы очень кстати Однако для этого предприятие «Статкрафт» должно было стать самодостаточным, то есть, отказавшись от госдотаций, перейти на полное самофинансирование Кроме этого, сама структура «Статкрафт» должна была приспособиться к требованиям международного рынка электроэнергии и мощности. Перед правительством стояла дилемма: решиться на непопулярные меры в социальной сфере или провести серьезные реформы в энергосекторе Остановились на втором варианте. Вначале, как и полагается цивилизованному государству, Норвегия приняла Закон об энергетике, определяющий то правовое поле, в рамках которого планировалось проводить реструктурирование национального энергосектора. Затем были разработаны и разосланы всем основным участникам энергорынка предложения по реформированию предприятия «Статкрафт». Правда, при этом министерство предупредило всех участников, что в случае неполучения комментариев и предложений в установленные сроки реформирование будет проведено, но без учета мнений, поступивших после определенной даты. Кто не успел - тот опоздал. В основном же столь дорогой для большинства скандинавских народов принцип «консенсуса» или согласия был соблюден. Предприятие «Статкрафт» сохраняло статус государственного, исполняя только функции генерирующей компании. При этом из состава «Статкрафт» выделялись все транспортные сети и передавались вновь создаваемой государственной компании «Статнетт», которая получала от государства еще особые полномочия, касающиеся организации экспорта электроэнергии. Диспетчерский центр, передаваемый компании «Статнетт», отвечал за энергобаланс страны, а также контролировал трансграничные сальдо-перетоки (Швеция и Дания). «Статкрафт» все же терял часть своих генерирующих мощностей, которые передавались местным коммунам (примерно соответствует российским «районам», но с несколько большими полномочиями). Речь, как правило, шла о маломощных станциях. Следует отметить, в конце 80-х годов в Норвегии было достаточно много предприятий коммунальной и муниципальной, а также отраслевой энергетики. Суммарная выработка электроэнергии этими производителями в общенациональном энергобалансе страны не превышала 50%. Тем не менее, чисто формально, условия для создания внутреннего конкурентного рынка электроэнергии и мощности существовали. Важнейшим стимулом для развития рынка в Норвегии послужила структура национальной энергосистемы: большая часть производства размещена на севере, а потребителей - на юге страны. В периоды пикового потребления в транспортной сети возникали перегрузки, справляться с которыми было поручено диспетчерской службе компании «Статнетт». Работа по простому перераспределению нагрузок в сети не была столь финансово эффективной, как хотелось бы. Определенную роль в формировании рынка сыграла торговля электроэнергией между Норвегией и Швецией, а также Норвегией и Данией. Как отмечалось выше, норвежская энергосистема в целом избыточна и позволяет экспортировать значительные объемы электроэнергии в соседние страны, тем более что транспортная инфраструктура готова к этому. Большинство энергопоставок осуществляется на основании долгосрочных двусторонних контрактов между производителем и потребителем, зарегистрированных и завизированных сетевой транспортной компанией «Статнетт» и местными дистрибуционными предприятиями, если речь идет о потребителях, подключенных к сетям низкого напряжения. Кстати, в Норвегии существует достаточно сильная регулирующая администрация, осуществляющая контроль за деятельностью рынка и уровнем цен на электроэнергию. Норвежский Регулятор, впрочем, как и английский, наделен весьма существенными правами. Его решение практически не может быть оспорено. Интересно также и то, что норвежский Регулятор утверждается на должность не решением парламента, как, скажем, большинство министров и глав департаментов, а королевским указом, как премьер-министр или главнокомандующий. Примеру Норвегии довольно скоро последовали и Швеция с Данией, а затем уже и Финляндия, вошедшие в единый скандинавский энергорынок. Норвежских экспертов стали приглашать к себе руководители государственных энергетических компаний и соответствующих министерств в других странах. 2.3 Электроэнергетика Швеции 2.3.1 Шведская электроэнергетика до преобразования Электроэнергетика Швеции никогда не была полностью централизованной или национализированной. Однако с конца 1940-х до 1991 г. крупнейшая в стране государственная генерирующая энергокомпания Ваттенфол была единственной организацией в стране: ответственной за основную национальную сеть 220 и 400 кВ. Региональные питающие сети 40...130 кВ принадлежали генерирующей знергокомпании Ваттенфол и еще десяти сравнительно крупным генерирующим энергокомпаниям. Все потребители, подключенные к основным питающим или распределительным сетям, были, по сути дела, свободны в выборе поставщика электроэнергии. В 1991 г. в Швеции было около 270 распределительных энергокомпаний. Поскольку генерирующие энергокомпании должны были поставлять электроэнергию от своих электростанций к принадлежащим им районным электрическим сетям, им был предоставлен доступ к национальной электрической сети в соответствии со специальным соглашением, которое подтверждалось каждые пять лет. Это позволяло генерирующей энергокомпании Ваттенфол планировать и осуществлять своевременно мероприятия по развитию основных электрических сетей. Энергокомпания Ваттенфол планировала заранее электрические режимы и задавала каждой генерирующей энергокомпании допустимые перетоки мощностей по основной сети. В ремонтных или послеаварийных режимах энергокомпании Ваттенфол, как оператору, управляющему работой основной сети, было предоставлено право вводить ограничения для генерирующих энергокомпаний на использование основной электрической сети. Около 12 крупных генерирующих энергокомпаний, в основном те, же самые, которые имели доступ к основной электрической сети, имели соглашение о работе в энергообъединении - Pooling Agreement. Целью этого соглашения была оптимизация использования генерирующих ресурсов страны. При этом, однако, отсутствовало центральное диспетчерское управление Швеции. Режимом основной сети управлял диспетчерский центр энергокомпании Ваттенфол. Основным требованием, которое предъявлялось к каждой генерирующей энергокомпании, было обеспечение своими генерирующими ресурсами покрытия нагрузки всех своих потребителей. Каждая генерирующая энергокомпания планировала режимы и управляла своими электростанциями. При этом текущая стоимость электроэнергии, вырабатываемой на их электростанциях, непрерывно сообщалась всем генерирующим энергокомпаниям, работающим в составе энергообъединения. Торговля между генерирующими энергокомпаниями в основном осуществлялась в течение суток на часовой основе. Вместе с тем имелась небольшая торговля на недельной и месячной основе. Цена на электроэнергию рассчитывалась исходя из принципа разделения прибыли между продавцом и покупателем при объявленных ими граничных стоимостях электроэнергии в определенный момент времени в определенной точке обмена. Конечно, все эти обмены осуществлялись с учетом пропускной способности сети. Центральная роль в энергообъединении ("пуле") опять-таки принадлежала генерирующей энергокомпании Ваттенфол, которая владела основной электрической сетью, а также 50 % генерирующих мощностей. Большинство других генерирующих энергокомпаний в конце концов организовали свою ассоциацию, в которой они объединили свои генерирующие ресурсы для конкуренции с энергокомпанией Ваттенфол. Сильные электрические связи между ЭЭС Швеции, Норвегии, Дании, Финляндии позволили им обмениваться электроэнергией и конкурировать друг с другом. Большинство генерирующих энергокомпании энергообъединения северных стран НОРДЭЛ имели возможность торговать с энергокомпаниями соседних стран. Правила торговли на этом международном рынке были такие же, как на национальном: потенциальная возможность успешной деятельности, распределение прибыли в соответствии с граничными стоимостями электроэнергии у партнеров. И на этом рынке генерирующая энергокомпания Ваттенфол играла ведущую роль, как самая крупная в НОРДЭЛ, охватывающая своими сетями центр Швеции. 2.3.2 Изменение рынка электроэнергии В 1991 г. правительство Швеции предприняло первый крупный шаг к созданию конкурентного рынка электроэнергии, выделив из генерирующей энергокомпании Ваттенфол основные сети, на базе которых была создана шведская национальная сетевая компания (НСК). Это решение реализовано в 1992 г. НСК должна была управлять основной сетью и международными линиями электропередачи (ЛЭП). Кроме того, на НСК, как на нейтральную государственную энергокомпанию, возложена организация конкурентного рынка электроэнергии. Вместе с тем была генерирующая энергокомпания Ваттенфол, которая могла конкурировать на рынке электроэнергии с другими генерирующими энергокомпаниями. Одна из целей этой реорганизации состояла в том, чтобы открыть основную сеть и международные ЛЭП для многих энергокомпаний, а не только для крупных. Однако на первом этапе это мероприятие не повлекло за собой существенных изменений, главным образом потому, что региональные и местные сети оставались в частном владении. Немногие энергокомпании могли выйти па рынок электроэнергии. Закон об электроэнергетике от 01.01.96 Основными положениями нового Закона от 01.01.96 г. являлись следующие: ­ все электрические сети всех уровней напряжения должны быть открыты для доступа с уплатой пользователями определенного тарифа за присоединение, ­ всякое сетевое обслуживание хозяйственно должно быть отделено от производства и сбыта электроэнергии; ­ сетевые энергокомпании могут торговать электроэнергией в оперативных целях, например, для компенсации потерь электроэнергии в сетях и для уменьшения сетевых ограничений; ­ временно (первоначально на пять лет) будет разрешена система оплаты электроэнергии потребителям, не желающим менять поставщика в новом, либерализированном рынке электроэнергии, по соглашению; ­ национальное управление по развитию промышленности и техники (NUTEK) будет осуществлять надзор за сетевым обслуживанием, соглашениями с потребителями и тарифами на электроэнергию; ­ каждая сетевая энергокомпания отвечает в пределах своего района за измерения и необходимые совершенствования либерализованного рынка электроэнергии. Шведская НСК является национальным оператором ЭЭС, ответственным за надежность: это означает не только ответственность за саму основную сеть, но также за национальный баланс электроэнергии (поддержание частоты), - эта часть Закона вступила в действие c 01.01.95. Основная цель реформы - отделить те области энергетического производства где конкуренция возможна (производство и торговля электроэнергией), от тех областей, где она невозможна (передача и распределение). Производство и торговля (сбыт) должны быть конкурентны. Напротив, эксплуатация сети продолжает оставаться естественной монополией. При этом должна быть обеспечена постоянная готовность сети к эффективной работе. Потребители имеют право после заблаговременного предупреждения менять поставщика. Что касается импорта и экспорта электроэнергии, они не требуют специального разрешения для тех субъектов, которые занимались этим ранее. Однако новые субъекты, желающие принять участие в этой деятельности, должны получить разрешение правительства. 2.3.3 Обязанности и функции национальной сетевой компании В соответствии с новым Законом на НСК возложены следующие обязанности : оператор (диспетчер) основной электрической сети, оператор национальной ЭЭС, оператор рынка электроэнергии, организатор конкурентных отношений между субъектами рынка электроэнергии. Для выполнения этих обязанностей НСК должна: ­ формировать новые тарифы для уплаты за использование сети; ­ обеспечивать баланс мощности я электроэнергии в ЭЭС; ­ обеспечивать функционирование открытого рынка электроэнергии. НСК должна выполнять следующие функции: 1) Покрытие потерь и обеспечение надежности функционирования сети в случае аварийных нарушений. 2) Ответственность оператора национальной сети, что означает: ­ краткосрочное планирование и оперативное управление режимом основной сети с обеспечением качества по напряжению, надежности работы единой энергосистемы и т.д.; ­ краткосрочное планирование и обеспечение национального баланса мощности с учетом импорта и экспорта. Эта ответственность предоставляет НСК, которая не имеет собственных генерирующих ресурсов, право давать в аварийных ситуациях команды энергокомпаниям - субъектам рынка электроэнергии на быстрое увеличение или снижение мощности своих ЭЭС, чтобы помочь в обеспечении баланса мощности ЭЭС в целом. НСК может также согласовывать технические требования на подключение к основной сети ЭЭС трансформаторных подстанций и электрических сетей. В нормальных условиях, однако, НСК старается минимизировать командные функции. Вопросы оперативного управления при этом согласовываются добровольно с генерирующими энергокомпаниями, владельцами региональных и местных сетей и другими субъектами рынка энергии. Командные же методы применяются только в аварийных ситуациях. 3) Обеспечение баланса - эта задача разбивается на несколько подфункций: ­ НСК постоянно балансирует производство и потребление электроэнергии в стране; ­ осуществляет вторичное регулирование частоты. Вторичное регулирование осуществляется в комбинации с первичным регулированием частоты, которое происходит под действием автоматических регуляторов частоты вращения (АРЧВ), установленных на генераторах соответствующих электростанций. НСК покупает первично-регулируемую мощность по долгосрочным контрактам у энергокомпаний, имеющих соответствующие средства регулирования. Аналогичная процедура применяется и для аварийных резервов. В конце каждого часа фиксируется цена регулирования, как наибольшая стоимость из предложенных энергокомпаниями за увеличение мощности (эта цена и будет выплачена всем энергокомпаниям, агрегаты которых принимали участие в увеличении нагрузки) и как наименьшая стоимость из предложенных энергокомпаниями за снижение мощности (эта цена и будет получена со всех энергокомпаний, агрегаты которых участвовали в снижении нагрузки). Таким образом диспетчер НСК покупает и продает регулировочную мощность. ­ НСК должна распределить затраты на регулирование режима среди всех субъектов рынка электроэнергии, которые подписали соглашение об ответственности поддержания баланса. В связи с этим соглашением энергокомпания, принявшая обеспечение баланса перед НСК, должна в меру своей возможности поддерживать на часовой основе баланс между собственной приходной (генерация и покупки) и расходной (потребление и продажа) частями баланса. Большинство энергокомпаний - генерирующие энергокомпании, но не обязательно. Любой субъект, включая финансовых субъектов, может обратиться в НСК с просьбой о назначении его ответственным за баланс в определенной точке сети. Предполагается, что обеспечить баланс могут физические лица - крупные производители электроэнергии и коммерческие лица - торговцы и брокеры. Обеспечивать баланс не могут физические лица - потребители и коммерческие лица, занимающиеся только фьючерсными контрактами. Субъекты рынка электроэнергии, не обеспечивающие баланс, должны оплачивать эти услуги. Цена на "балансирующую мощность" устанавливается так, что энергокомпания с обеспечением баланса не имеет стимула отклоняться от согласованного графика. Смысл состоит в том, что вся коммерческая торговля должна проводиться по действующим контрактам. Комбинация контрактного обмена и "обеспечения баланса" дает свободу выбора для всех субъектов рынка электроэнергии и способствует оптимальному использованию генерирующих ресурсов ЭЭС. ­ НСК производит управление сетевыми ограничениями. Зная о наличии регулировочных ресурсов в разных географических точках, диспетчер может способствовать увеличению производства электроэнергии в части ЭЭС с дефицитом мощности и уменьшению ее в части с избытком. Это может экономически способствовать усилению соответствующих участков ЭЭС. 2.3.4 Субъекты рынка электроэнергии НСК является самым важным субъектом рынка электроэнергии, так как она отвечает за надежное функционирование ЭЭС. В оперативном плане НСК выступает как покупатель резервов и ответственный за регулирование частоты па оперативном рынке электроэнергии. Как владелец основной сети, НСК должна покупать электроэнергию, чтобы покрыть потери в сети. Эта электроэнергия покупается в соответствии с двусторонними контрактами на рынке регулирования баланса. Субъекты рынка электроэнергии с определенными упрощениями могут быть разделены по двум принципам: физические лица и коммерческие лица. Физическим лицом является субъект, подключенный к сети, оснащенный измерительным устройством, обеспечивающим ежечасные измерения (МВт*ч) обмена электроэнергией с сетью. Все физические лица (производители, потребители и сетевые энергокомпании) обеспечивают вместе баланс производства и потребления электроэнергии. Коммерческими лицами на рынке электроэнергии являются энергокомпании, которые не имеют собственной нагрузки и не производят сами электроэнергию: брокеры, торговцы и координаторы рынка электроэнергии. Физические лица могут быть одновременно и коммерческими лицами. Коммерческие лица ничем не отличаются от тех, которые имеются на любом финансовом рынке. 2.3.5 Контракты между субъектами рынка электроэнергии Двусторонняя торговля предусматривает заключение контрактов между производителями и потребителями. На оперативном рынке электроэнергии осуществляется краткосрочная корректировка количества производимой и потребляемой электроэнергии и нагрузки. Контракт о двусторонней торговле заключается непосредственно между двумя субъектами - обычно между производителем и покупателем. Возможна также многоступенчатая двусторонняя торговля: производитель - перепродавец - потребитель. Возможны контракты на поставку "твердой" электроэнергии между производителями, Целью контракта на поставку электроэнергии должно быть определение, сколько денег потребитель готов заплатить за пользование энергией, а не точное определение, сколько электричества, мощности или энергии должно быть физически поставлено, так как это имеет место на рынке, где продаются товары общего пользования. Потребитель, который превысил определенный уровень нагрузки или установленное контрактом количество энергии, не может быть отключен от сети немедленно в момент нарушения контракта. Обычно потребитель получает необходимую ему электроэнергию, но общая плата за нее будет определяться подписанными контрактами, Структура контракта на электричество произвольна, но текст его должен быть составлен в соответствии с торговым и коммерческим законодательством. Двусторонние контракты обычно бывают долгосрочными - на сезон или больше, так как обе стороны (производители и потребители электроэнергии) заинтересованы в устойчивых, долгосрочных соглашениях. Хотя двусторонние контракты обычно не стандартизованы, можно выделить три типа контрактов: на поставку "твердой" мощности, на поставку электроэнергии и типа "Бери и плати". Контракт на поставку твердой мощности это контракт, в котором фиксирован уровень подлежащей поставке мощности. Такие контракты заключаются главным образом для покрытия базовой нагрузки. Несколько контрактов на поставку твердой мощности могут быть использованы для обеспечения желаемого профиля нагрузки, или, наоборот, один контракт может содержать разные значения мощности для разных отрезков времени. Контракт ни поставку электроэнергии определяется следующими показателями: фиксированное значение электроэнергии, продолжительность поставки, максимальное (минимальное) значение мощности. В соответствии с этим контрактом потребитель может использовать электроэнергию по своему желанию в установленных рамках. Однако согласованное количество электроэнергии должно быть взято потребителем. В контракте также указываются план его реализации и сроки, в которые этот план должен быть согласован. Финансовые контракты на поставку электроэнергии, заключаемые на разные будущие периоды времени, называются фьючерсными. Базовые контракты заключаются на базовую мощность (на неделю), дневную мощность и ночную мощность. Два субъекта рынка электроэнергии заключают соглашение на будущее для сглаживания разницы в ценах, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации. Разные фьючерсные контракты могут комбинироваться в более сложные блоки. Кроме сглаживания рисков торговля фьючерсами помогает стабилизировать цены на электроэнергию. Контрактные отношения между партнерами реализуются в условиях некоторых неопределенностей: технических (аварийные нарушения, изменения схемы сети), микроэкономических (приток воды, изменение нагрузки) , макроэкономических (политика, тенденция развития экономики). Новая ситуация на рынке электроэнергии порождает новые крупные неопределенности. Это касается в первую очередь цены на электроэнергию, особенно для потребителей. В прежних условиях потребители покупали электроэнергию обычно по контрактам типа "Бери и плати", в которых использовались фиксированные значения цены, записанные в контрактах. Принципы переменных цен непривычны для потребителей. Контракт типа "Бери и плати" подразумевает, что потребитель может брать электроэнергию и мощность по необходимости, по свободному графику. Оплата при этом производится по согласованному тарифу. Данный тип контракта может использоваться в комбинации с другими контрактами, но потребитель имеет право работать только но одному контракту такого типа в каждый отрезок времени. Использование этого типа контрактов позволяет потребителю наиболее просто выйти на рынок электроэнергии. При этом потребитель должен выбирать себе субъекта рынка поставщика электроэнергии. Портфель контрактов. Если нагрузка достаточно велика, может оказаться целесообразным покупать электроэнергию через несколько контрактов. Обычно портфель состоит из одного или более контрактов на поставку твердой мощности и одного контракта типа "Бери и плати". Первые контракты покрывают потребность абонента в базовой нагрузке, а последний - в наиболее неопределенной, пиковой нагрузке. Подобный портфель может быть назван пассивным, поскольку потребитель, подписав их, в дальнейшем не беспокоится о своей судьбе. Крупные потребители часто добавляют к портфелю перечисленных выше контрактов контракт на поставку электроэнергии, чтобы иметь определенную гибкость в управлении своим потреблением. Имея контракт на поставку электроэнергии, потребитель может выбирать в конкретных случаях, по какому из двух контрактов (контракт на поставку •электроэнергии и контракт типа "Берн и плати") ему выгоднее получать электроэнергию на оперативном рынке электроэнергии. Естественно, что при этом потребитель должен проявлять некоторую активность, т.е. следить за ценами на оперативном рынке и регулярно информировать о своих планах производителя электроэнергии. Подобный портфель контрактов называется "активным". Потребитель может также покупать всю электроэнергию по рыночным ценам на бирже и использовать фьючерсные и вариантные контракты, чтобы оградить себя от рисков. Все это позволяет потребителю избежать резких колебаний цен и потреблять электроэнергию по устойчивой цене. 2.3.6 Учет на рынке энергии Обслуживание субъектов открытого рынка электроэнергии (поставщиков и потребителей электроэнергии) требует наличия у них специальных счетчиков электроэнергии, фиксирующих значение потребляемой электрической мощности и энергии в течение диспетчерских интервалов (обычно, 0,5...1 ч). Для небольших потребителей (бытовых, частично коммерческих) обычно используется принцип оплаты за электроэнергию па основании показаний простых (недорогих) счетчиков электроэнергии. Для того чтобы косвенно учесть колебание цен на электроэнергию в суточном, недельном и месячном разрезах, составляются типовые графики нагрузки для потребителей разных видов ( например, для потребителей с установкой электроотопления и без них, для небольших и больших семей и т.д.). График нагрузки, принятый за расчетный, согласовывается с потребителем и затем используется для начисления платы за потребленную электроэнергию на основании одного показания счетчика за месяц или квартал. 2.3.7 Принципы, заложенные в шведской модели 1) Отделение областей производства, где возможна конкуренция, от областей, где она невозможна. 2) Производственное и хозяйственное отделение сетевых предприятий от производителей. 3) Работает "пуловый" механизм отношений на часовой основе, частично на недельной и месячной. 4) Создание НСК (национальной сетевой компании), которая является государственной на межсистемном уровне. 5) НСК выполняет функции технического оператора ЭЭС (расчет режимов, надежность) и коммерческого оператора (тарифы, функционирование рынка энергии). 6) Доступность сети ЛЭП для производителей других стран. 7) Наличие контролирующего органа - Национального управления по развитию промышленности и техники NUTEK. 8) Возможность потребителя менять поставщика энергии. 9) Система двусторонних договоров. 10) Разделение субъектов рынка на физических и коммерческих лиц. 11) Экономические методы оперативного управления режимами ЭЭС. 12) Существование одновременно разных типов контрактов на поставку энергии, позволяющих минимизировать договорные риски. 13) Создание общей электроэнергетической биржи для нескольких соседних стран (Швеция, Норвегия). 2.3.8 Энергетическая биржа Скандинавии Скандинавская энергетическая биржа Nord Pool ASA является единственной в мире многонациональной биржей для торговли электроэнергией. Основанная в 1993 г. энергетическая биржа Nord Pool принадлежит двум национальным сетевым компаниям Statnett SF в Норвегии (50 %) и Affarsverket Svenska Krafinat в Швеции (50 %). Nord Pool имеет штаб-квартиры в Осло и в филиалах биржи — в Стокгольме и в Оденсе, Дания. В Финляндии Nord Pool представлена финской энергетической биржей EL-EX в Хельсинки. Задачами Nord Pool являются организация торговли электроэнергией в виде физической и финансовой продукции, а также предоставление услуг энергетической промышленности. Биржа обеспечивает также значительный объем информационных услуг, предоставляя информацию по ценам, объемам торговли и др. Руководствуясь основными коммерческими принципами, Nord Pool осуществляет свою деятельность как независимая нейтральная энергетическая биржа, рентабельным способом обеспечивающая такой уровень платы за сделку, который не препятствовал бы росту торговли. Способность Nord Pool влиять на процесс ценообразования достигается значительными объемами торговли и рыночной ликвидностью всей продукции. Сфера деятельности биржи охватывает три направления: торговлю на физическом рынке, на финансовом рынке, а также клиринговые расчеты (NEC). Руководство маркетинговой деятельностью осуществляется из Норвегии, при этом представители руководства имеются в каждой скандинавской стране. Связь внутри Nord Pool осуществляется мощной и экономичной телефонной станцией с дешевой абонентской платой. Рынок физической продукции Elsport предлагает спотовую (оперативную) схему торговли по контрактам с физическими поставками на следующий день. Цены при этом определяются посредством двойного аукциона в каждый час суток. Системная цена Elspot является базовой ценой для составления финансовых контрактов по торговле электроэнергией на скандинавском рынке. На норвежско-шведской энергетической бирже участвуют более 20 шведских субъектов. Рынок на сутки вперед. Каждое утро субъекты оперативного рынка электроэнергии сообщают свои предложения на продажу-покупку электроэнергии на каждый час следующих суток, начиная с полуночи. Сбор заявок прекращается в полдень. Цена электроэнергии на оперативном рынке на каждый час суток определяется точкой пересечения двух кривых "спроса" и "предложения". Каждая из этих кривых строится как сумма заявок, поступивших на биржу электроэнергии по продаже и покупке электроэнергии. В этих заявках указано, сколько мощности и по какой цене в течение определенного часа суток готов продавать-покупать каждый субъект рынка. Точка пересечения обоих кривых, построенных в осях "Цена" и "Значение мощности", определяет стоимость электроэнергии на рынке в соответствующий час суток. На оперативном рынке каждый субъект может торговать "часовыми блоками", т.е. блоками по 1 МВт*ч, с любым другим субъектом. Основная задача оперативного рынка - дать возможность субъектам рынка торговать, сохраняя баланс ЭЭС. Учитывая наличие слабых электрических связей между южной и северной частями Норвегии, на общем шведско-норвежском рынке предусматриваются три района: шведская ЭЭС в целом, южная часть Норвегии, северная часть ЭЭС Норвегии. НСК Норвегии определяет границы своих районов на еженедельной основе. Для ограничения перетоков мощности через слабые сечения по обе стороны от них могут устанавливаться разные цены на электроэнергию: в дефицитной части более высокие, в избыточной более низкие. До 14.00 каждого дня сообщается предполагаемый график обменов электроэнергией между странами и районами ЭЭС Норвегии на завтра. Окончательное оформление графика завершается к 16.00. Рынок недельных контрактов. Существует три типа контрактов, заключаемых на недельном финансовом рынке электроэнергии: на базовую, пиковую и внепиковую электроэнергию: ­ к базовой электроэнергии относится базовая нагрузка в течение всей недели; ­ к пиковой электроэнергии относится пиковая нагрузка в течение пяти рабочих дней с 7.00 до 22.00; ­ к внепиковой электроэнергии относится нагрузка средней части графика с 22.00 до 7.00 в течение пяти рабочих дней и в течение 24 часов в субботу и воскресенье. Недельные контракты могут заключаться: ­ на одну неделю, за 4-7 дней до начала реализации контракта; ­ на блок из четырех недель (13х4), заключается с 5...8 недели, до 52 недель до начала; ­ на сезон (несколько блоков), 1 ...З года до начала, Торговля базовой электроэнергией осуществляется двумя способами. Во-первых, проводятся ежедневные аукционы, заявки на участие в которых должны подаваться до 11.00 каждого дня. Цены на аукционе определяются так же, как на оперативном рынке электроэнергии. Цены и объемы поставок могут уточняться до 12.00. Кроме того, с апреля 1995 г. постоянно, каждый рабочий день заключаются по телефону с 12.30 до 15.00 сделки по базовым поставкам электроэнергии. В течение торгового периода финансовые контракты могут заключаться на суточной основе. Соответствующие выигрыши и потери, которые подлежат оплате, вносятся и берутся со специального банковского счета, который каждый субъект предоставляет в распоряжение биржи. Цена, установленная на конец торгового периода, оплачивается по системной цене (не по цене района) для каждого часа недели поставки. Если субъект требует дополнительного объема поставки, он должен представить новую заявку (цена не определена) на оперативный рынок электроэнергии. За мощность, которую он приобретает там, субъект должен платить (или получать) гарантированную цену, которая устанавливается при оформлении финансового контракта. Шведско-финский регулирующий рынок электроэнергии Elbas (с объемом торговли по странам соответственно 80 и 20 %) осушествляет физические поставки по контрактам непрерывно и ежечасно с 00:00 до 18:00 каждый день. Контракты на следующий день составляются после закрытия рынка Elspot. На Elbas контракты могут заключаться самое позднее за два часа до начала поставок. На финансовом рынке Eitermin заключаются фьючерсные и форвардные торговые контракты, используемые в основном для страхования цен и управления рисками при торговле электроэнергией. Эти контракты имеют горизонт-торговли до 4 лет; отдельные группы контрактов составляются на следующей временной основе: ежедневной, недельной, месячной, сезонной и годовой. Финансовым инструментом для хеджирования цен и управления рисками при будущих доходах и затратах, связанных с реализацией контрактов на торговлю электроэнергией, являются Eloption (опционы). Биржа Nord Pool предлагает себя в качестве основного посредника для осуществления прямых контрактов на опционах по европейскому образцу, а также на опционах по азиатскому образцу, созданных в противовес системной цене Elspot. Клиринговые расчеты на Скандинавской энергетической бирже снижают финансовые риски партнеров, поскольку сама биржа Nord Pool вступает в контракты как договорная сторона. Биржа осуществляет Eiclearing (расчеты по биржевым сделкам) по всем выполняемым контрактам. Кроме того, Nord Pool завершает двусторонние сделки по стандартизированным финансовым контрактам, зарегистрированным на бирже. 2.4 Энергетика США 2.4.1 Общая характеристика электроэнергетики США Электроэнергетика США в настоящее время находится на стадии перехода от режима регулирования тарифов на электроэнергию к режиму коммерческой конкуренции, при котором каждый розничный потребитель сможет выбрать компанию — поставщика электроэнергии. За последние несколько лет в ряде штатов сформировались новые оптовые рынки электроэнергии, возникло немало независимых производителей электроэнергии, а также структур, ведущих розничную и оптовую торговлю электроэнергией. Однако процесс появления новых рынков электроэнергии далек от совершенства. Так, в некоторых районах Калифорнии, которая перешла к конкурентному розничному рынку в 1998 г., столкнулись с повышением цены на электроэнергию втрое, а также с участившимися перебоями в ее подаче потребителям. Скачки цен, хотя и не в такой мере как в Калифорнии, отмечаются в штате Нью-Йорк. Одним из доводов, вызвавших интерес к реструктуризации электроэнергетики в США, стал именно значительный контраст в тарифах на электроэнергию. Например, в Нью-Йорке потребители платят за нее в 2, 5 раза больше, чем жители штата Кентукки. В Калифорнии электроэнергия для потребителей вдвое дороже, чем в Вашингтоне. Некоторые обозреватели считают, что процесс либерализации в электроэнергетике следует остановить, тогда как другие заявляют, что переход к конкурентному рынку является верным направлением, а возникающие проблемы могут быть решены путем структурной корректировки. В программах реструктуризации электроэнергетики на уровне штата основное внимание уделяется отделению генерирующих предприятий от передающих и распределительных электросетей с разделением их бухгалтерских балансов и счетов. Для вертикально интегрированных энергокомпаний (ЭК) типа IOU (т.е. ЭК, собственниками которых являются инвесторы) осуществление таких программ связано с беспрецедентной потерей активов. Начиная с лета 1997 г. ЭК типа IOU потеряли 156,5 ГВт генерирующих мощностей, или 22 % всей генерирующей мощности США. Потеря собственности объясняется либо продажей генерирующей мощности другой ЭК, либо передачей этой мощности другой структуре, не подверженной регулированию, в рамках своей холдинговой компании. В результате проведенных за последние несколько лет слияний ЭК и перераспределения собственности организационная структура электроэнергетики США изменилась. Традиционная роль энергокомпаний, которые обеспечивали основное производство электроэнергии, постепенно вытеснялась производителями электроэнергии, не входящими в ЭК. Ожидается, что такие тенденции будут сохраняться. Долгое время традиционная структура электроэнергетики США базировалась на теории, согласно которой производство и передача электроэнергии должны быть естественной монополией, а концентрация крупных энергоисточников является наиболее эффективным методом производства электроэнергии и поставки ее потребителям. Конкуренция получила заметное развитие после принятия в 1992 г. закона об энергетической политике (ERACT), дополненного потом приказом Федеральной энергетической регулировочной комиссии (FERC), по которому отдельные производители получили доступ к электрическим сетям и право поставлять электроэнергию на открытый рынок. Однако процесс либерализации рынка развивался медленно, и следующим шагом стал приказ "888", выпущенный FERC. По этому приказу каждая вертикально интегрированная ЭК обязана регистрировать в открытой форме тариф на передачу электроэнергии. Такая мера содействовала доступу к сетям ЭК потребителей электроэнергии, что усилило конкуренцию на ее оптовых рынках. Вместе с тем дискриминационная практика в отношении доступа к электрическим сетям продолжала сохраняться и требовались новые решительные шаги. В декабре 1999 г. FERC издала приказ "2000" об образовании региональных электросетевых предприятий, а также независимых предприятий по эксплуатации и управлению сетями, который способствовал прекращению такой дискриминации. Энергокомпаниям было предписано организовать региональные электросетевые предприятия в срок от октября 2000 до января 2001 г. Вслед за появлением конкуренции на оптовом рынке в ряде штатов стала появляться также конкуренция на розничном рынке электроэнергии. Впервые в истории отрасли розничным потребителям предоставили возможность выбирать поставщика электроэнергии. 2.4.2 Электроэнергетика США как регулируемая монополия В начале XX века вертикально интегрированные энергокомпании США производили 40 % всей электроэнергии. Промышленные предприятия в то время вырабатывали электроэнергию в основном для своих нужд. После того как ЭК стали устанавливать более мощные генераторы и расширять строительство электрических сетей, повышая тем самым свою экономическую эффективность, промышленные предприятия начали покупать электроэнергию для собственных нужд у ЭК. По мере расширения обслуживаемой энергокомпаниями территории их основное предназначение превратилось в обязанность ЭК обслуживать клиентов, находящихся на этой территории. Поскольку на монополистов в США распространялся антитрестовский акт Шермана, то и ЭК также были обязаны его соблюдать. Кроме того, в целях защиты интересов потребителей было установлено тарифное регулирование ЭК. В 1921 г. частные энергокомпании производили уже 94 % всей электроэнергии, остальные 6 % вырабатывались на электростанциях, построенных на общественные средства. В то 10-летие при поддержке общественности началось строительство государственных, преимущественно гидравлических электростанций. В период 1933-1941гг. половина вновь вводимых мощностей финансировалась федеральными и общественными структурами. К 1940г. сформировалась федеральная энергетическая политика в отношении тарифов на электроэнергию. Федеральные электростанции поставляли ее по самым низким ценам, лишь компенсирующим издержки производства. На протяжении нескольких 10-летий частные ЭК были в состоянии удовлетворять спрос потребителей на электроэнергию по относительно невысоким ценам, и такая тенденция сохранялась до конца 1960-х годов. Однако позднее произошли события, повлиявшие на изменение ситуации. В 1970 г. в США был принят закон о чистом воздухе. Этот закон и последующие нормативные акты потребовали от производителей электроэнергии уменьшить эмиссию загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу. Нефтяной кризис 1973 - 1974 гг. вызвал бурный рост цен на органическое топливо. Авария на АЭС "Три майлз айленд" вызвала рост цен на электроэнергию и посеяла сомнения в отношении целесообразности развития ядерной энергетики. В то время, когда компании пытались устранить последствия негативных событий, правительство приняло постановление об уменьшении зависимости от импорта нефти, расширении использования нетрадиционных и альтернативных источников энергии, о поддержке роста национальной экономики и повышении эффективности использования органического топлива. Одним из результатов такой политики стало принятие в 1978 г. закона о регулировании деятельности общественных энергопроизводителей (PURPA). Этот закон послужил толчком к началу конкуренции в области энергоснабжения, так как позволил отдельным производителям электроэнергии получить доступ к оптовому рынку. Вначале такое решение было встречено частными ЭК негативно, однако позже они выявили и его преимущества — возможность покупки недорогой электроэнергии и необязательность наращивания собственных генерирующих мощностей, особенно в связи с начавшимся ростом удельных капитальных затрат на новое их строительство. Расширение числа производителей электроэнергии, не входивших в энергокомпании, было стимулировано очередным законодательным актом 1992 г. – законом об энергетической политике. В соответствии с ЕРАСТ возникла новая категория производителей электроэнергии — производителей, освобожденных от налогов, которые также, как и электростанции, не входящие в ЭК, не имеют линий электропередачи и не платят налоги на розничном рынке, но в отличие от последних — не подвержены тарифному регулированию и продают электроэнергию по рыночным ценам. Основные компоненты системы энергоснабжения. В США существуют, как уже говорилось, две категории производителей электроэнергии: энергетические компании и отдельные производители, не входящие в какую-либо ЭК, и не имеющие собственных передающих или распределительных электрических сетей. Первая категория производителей электроэнергии делится по форме собственности на четыре группы энергокомпаний, характеристика которых приведена в таблице 4. В США действуют 194 энергетические биржи, некоторые из которых связаны с энергокомпаниями, другие являются независимыми. Биржи только покупают и продают электроэнергию, они не имеют и не эксплуатируют устройства ее генерации, транспорта и распределения. Таблица 4 – Характеристика энергокомпаний США
Группа энергокомпанийХарактеристика энергокомпаний
239 частных компаний, работающих во всех штатах США, кроме штата Небраска, обеспечивают 3/4 всей выработки электроэнергии и мощности в США

­ Осуществляют в основном комплексное обслуживание: производство, транспорт и распределение электроэнергии.

­ Обеспечивают надежное энергоснабжение потребителей.

­ Предоставляют монопольные услуги на географически закрепленной территории.

­ Возвращают вложенные средства или распределяют доходы между акционерами в качестве дивидендов. Деятельность регулируется правительствами штата и федеральными властями; тариф устанавливается исходя из обоснованной нормы возврата инвестиций.

9 компаний, находящихся в федеральной собственности, работают во всех регионах США, кроме северо-востока, верхнего Среднего Запада и штата Гавайи

­ Работают на некоммерческой основе.

­ Продают электроэнергию преимущественно общественным энергокомпаниям, кооперативным и другим некоммерческим организациям. Являются производителями и оптовыми продавцами; крупнейший представитель такой категории Tennessee Valley Authority (TVA; продает электроэнергию как на оптовом, так и на розничном рынке.

2009 компаний, находящихся в общественной собственности у муниципальных и государственных органов

­ Являются бесприбыльными предприятиями. Большинство из них владеют лишь распределительными электросетями, однако наиболее крупные имеют и генерирующие источники, а также магистральные ЛЭП.

­ Это общественные компании, независимые от муниципалитетов и управляемые избранным директором.

­ Представители компаний входят в руководящие органы штата. Есть компании, сформированные ирригационными зональными предприятиями.

912 компаний, находящихся в кооперативной собственности, функционируют везде, кроме штатов Коннектикут, Гавайи, Род-Айленд и округа Колумбия­ Принадлежат местным коммунальным или сельским собственникам (фермерам). Обслуживают в основном членов кооператива, чаще не превышающих 1500 потребителей. Зарегистрированы как юридические лица согласно законам штата и управляются советом директоров, который избирает руководителя компании.
Потребителями электроэнергии, произведенной федеральными энергокомпаниями, являются преимущественно крупные индустриальные предприятия с федеральной собственностью. Федеральные ЭК также закупают электроэнерги у других энергокомпаний в США и Канаде для последующей ее перепродажи, а также поставляют электроэнергию, произведенную на ГЭС, четырем сбытовым предприятиям. Избыток электроэнергии продается муниципальным и кооперативным энергокомпаниям по себестоимости. Развитие конкуренции на рынке электроэнергии вызвало появление пятой категории энергетических компаний — сбытовых, которые осуществляют продажу электроэнергии как на оптовом, так и на розничном рынке. Сбытовые ЭК не имеют технических средств для производства, транспорта и распределения электроэнергии, они владеют лишь данными по ее покупке и продаже. Несмотря на относительно скромные объемы продаж, доля сбытовых ЭК на общем рынке постоянно растет. Производителями электроэнергии, не входящими в ЭК или не образующими их, являются электростанции частных промышленных предприятий, вырабатывающие электроэнергию в основном для собственных нужд, а также поставляющие ее другим компаниям или потребителям. Такие электростанции имеются на многих предприятиях. Оптовая торговля электроэнергией. Исторически такая торговля играла важную роль, позволяя вертикально интегрированным ЭК снижать стоимость электроэнергии, наращивать объемы ее производства и повышать надежность энергоснабжения. В количественном отношении оптовая торговля составляла половину всех продаж электроэнергии потребителям. Начиная с 1986 г. ее общий объём увеличивался в среднем за год на 4, 7 %, опережая аналогичный показатель розничной торговли электроэнергией (3, 1 %). В 1998 г. энергокомпании продали 1669 млрд кВт • ч электроэнергии. Вместе с тем объемы ее оптовой торговли производителями, не входящими в ЭК, выросли за период 1986 - 1998 гг. с 40 до 259 млрд кВт * ч, ежегодный прирост объемов оптовой торговли электроэнергией составлял 16, 8 %. Международная торговля. За последние годы объемы этой торговли вернулись к уровню середины 1980-х годов. Международная торговля сводится прежде всего к импорту электроэнергии, который в 1998 г. втрое превысил экспорт. Основной объем импорта (99 %) электроэнергии идет из Канады, ее остаток импортируется из Мексики. Розничная продажа электроэнергии. Торговля электроэнергией в розницу распространяется на четыре основные группы потребителей: коммунальные, коммерческие, индустриальные и прочие потребители. Коммунальные потребители — это индивидуальные и многоквартирные дома, в которых электроэнергия потребляется на нужды отопления, подогрева воды, освещения, кондиционирования воздуха, для работы холодильников, электроплит и на другие цели. В коммерческий сектор входят отели, рестораны, магазины, он включает сферы здравоохранения, образования и социальной защиты. К индустриальному сектору относятся различные промышленные производства, объекты строительства, шахты, сельское хозяйство, рыболовство, лесное хозяйство. Прочие потребители — системы освещения городских улиц и автомагистралей, железные дороги, а также муниципалитеты, правительственные учреждения федерального уровня и штатов. Розничная торговля энергокомпаний. Объем такой торговли электроэнергией, которую осуществляют частные ЭК типа IOU, за 1992 - 1998 гг. вырос на 15, 6 % и составил 74, 9 % всех ее продаж конечным потребителям. Общественные ЭК увеличили розничную торговлю электроэнергией в сравнении с 1992 г. на 25, 6 %, или на 15 % общего объема такой торговли. Объем розничной торговли кооперативных ЭК возрос за указанный период на 26, 6 % и составил 8, 6 % общего объема продаж электроэнергии. Показатели федеральных ЭК — соответственно — 14, 5 и 1, 5%. 2.4.3 Переход электроэнергетики США к конкурентному рынку Факторы, обусловившие необходимость реструктуризации.В последние годы экономисты и политические обозреватели начали говорить о преимуществах конкуренции перед жестким регулированием и проводить идею о том, что свободные рынки ведут к снижению затрат и цен вследствие роста эффективности производства. Конкурирующие производители охотнее будут переходить к новым технологиям. В свое время защита потребителя была главной причиной решений, которые вели к регулируемым ограничениям в промышленности. Сегодня законодатели разрабатывают законы и правила, способствующие развитию конкуренции во имя достижения тех же целей. В первую очередь стремление к конкуренции исходило от наиболее крупных промышленных потребителей электроэнергии, которым в отдельных зонах США приходилось платить высокую цену за электроэнергию, тогда как их конкуренты на других территориях платили за нее меньше. Последнее обстоятельство стало второй причиной перехода к реструктуризации промышленности. Третий фактор, способствовавший продвижению в сторону реструктуризации, это технологический прогресс в производстве электроэнергии. Многие производители, используя усовершенствованную газотурбинную технологию, начали повсеместно строить дешевые коммерческие энергоустановки (за исключением Флориды, где запрещено строить коммерческие установки для продажи электроэнергии за пределы штата). Сегодня за некоторым исключением капитальные затраты, а также переменные и постоянные эксплуатационные затраты на электростанциях с парогазовыми установками ниже, чем у традиционных угольных и ядерных электростанций. К тому же, парогазовые энергоблоки имеют более благоприятные экологические характеристики по сравнению с крупными угольными ТЭС и АЭС, и новые производители электроэнергии более оперативно реагируют на вводимые ужесточения в экологическое законодательство, нежели компании с уже построенными электростанциями. Разница в тарифах. Расширять масштабы реструктуризации в электроэнергетике побуждала большая разница в розничных ценах на электроэнергию. Существующая структура в отрасли позволяла лишь в ограниченном числе штатов выбрать альтернативного поставщика электроэнергии (Пенсильвания, Калифорния, Массачусетс, Орегон и Вашингтон). Многие крупные промышленные компании высказываются в пользу реструктуризации, так как, будучи большими потребителями электроэнергии, рассчитывают добиться снижения тарифа при выборе соответствующего поставщика. В США розничный тариф на электроэнергию колеблется от штата к штату. Не случайно, что многие штаты с высокими тарифами лидируют в проведении реструктуризации, они видят в ней путь к снижению тарифов. Другие штаты, где тариф ниже 6 центов, не проявляют активности в реструктуризации рынка электроэнергии. Крупные промышленные потребители, как правило, платят за электроэнергию меньше, поскольку обслуживание одного большого потребителя обходится дешевле, нежели множества маленьких. Пользуясь своим влиянием, крупные потребители играют существенную роль в решении вопросов реструктуризации в электроэнергетике. Их влияние, как выгодных покупателей способствует общей тенденции уменьшения среднего тарифа на электроэнергию для промышленных потребителей. Технологический прогресс. Реструктуризация стала возможна прежде всего благодаря технологическому прогрессу в области газотурбостроения. Теперь нет необходимости в сооружении по экономическим причинам генерирующих установок единичной мощностью 1000 МВт. Парогазовые установки достигают максимального КПД уже при мощности 400 МВт. А применение авиационных двигателей становится экономически эффективным уже при мощности 10 МВт. В 1996 - 1998 гг. две трети вновь введенных на ТЭС генерирующих мощностей составили газотурбинные и парогазовые установки со средней единичной мощностью 65 МВт. По прогнозу, сделанному в 1999 г. Энергетическим информационным агентством, из 300 ГВт новых мощностей, запланированных к вводу, на ПГУ и ГТУ придется 270 ГВт, поскольку независимые производители электроэнергии стремятся к минимальным издержкам. Обе технологии первоначально разрабатывались для покрытия пиковых и средних нагрузок, однако в настоящее время стало понятным, что ПГУ могут использоваться также для покрытия базовой части графика нагрузки. Часть новых ПГУ будет сооружена для компенсации выбывающих мощностей АЭС. Кроме того, удельная (в расчете на 1 кВт) стоимость капиталовложений в ПГУ составляет 450 долл., т.е. она вдвое меньше, чем в угольные ТЭС. Все это делает природный газ при его стоимости 2, 5 долл. за 1 млн БТЕ (Британская тепловая единица, равная 1, 055 кДж) конкурентоспособным в сравнении с углем. 2.4.4 Оптовьй рынок электроэнергии и реструктуризация электрических сетей Система линий электропередачи, являясь, как известно, одним из важнейших элементов всей электроэнергетической системы, позволяет транспортировать электроэнергию на большие расстояния, что приносит определенную выгоду как энергокомпаниям, так и потребителям. Одно из преимуществ системы ЛЭП состоит в возможности соорудить экономически эффективную электростанцию на значительном удалении от места потребления электроэнергии и передать необходимое ее количество большому числу потребителей относительно дешевым способом. Эта особенность и была той причиной, по которой энергокомпании старались строить крупные электростанции, ставшие в настоящее время главными поставщиками электроэнергии в стране. Другим важным преимуществом системы ЛЭП является предоставление возможности оптовым потребителям покупать менее дорогую электроэнергию у различных энергетических бирж или независимых производителей. Такая возможность отсутствовала до принятия в 1992 г. закона об энергетической политике (ЭРАСТ), положения которого в дальнейшем были расширены FERC приказом "888", что и послужило фундаментом создаваемого конкурентного оптового рынка электроэнергии. 2.4.4.1. Роль Федеральной энергетической регулировочной комиссии в регулировании торговли электроэнергией. Долгое время FERC считала, что конкуренция в сфере производства электроэнергии основывается на более низких ценах и совершенствовании услуг, предоставляемых оптовым и розничным потребителям. Начиная примерно с середины 1980-х годов, FERC выпустила большое число приказов и правил, направленных на развитие конкурентного оптового рынка и улучшение эксплуатации ЛЭП. При этом в центре внимания FERC были прежде всего пять задач, которые представим подробнее. 1) Введение в практику оптовой торговли электроэнергией тарифов, формирующихся на рыночной основе. В условиях регулирования оптовые и розничные тарифы на электроэнергию формируются на основе издержек, понесенных энергокомпаниями, с учетом договорной доли возврата инвестиций. Поскольку данный метод обеспечивает покрытие всех производственных издержек, компании не склонны тщательно оценивать все возможные риски в инвестиционном процессе. Если компания инвестирует какой-либо проект, оказывающийся потом неэффективным, она может включить все финансовые издержки в цену на электроэнергию. В результате все инвестиционные промахи компании оплачивает потребитель. Противоположностью такой затратной концепции является конкурентный рынок электроэнергии. Для того, чтобы уйти от подобной порочной практики, FERC в середине 1980-х годов рассмотрела более 30 предложений, касающихся перехода на рыночно обоснованные цены при оптовых сделках, причем немногие из них получили одобрение. Однако, к середине 1990-х годов FERC одобрила рыночные цены для более чем 100 поставщиков электроэнергии. Затем последовал значительный рост числа этих поставщиков. В настоящее время 866 энергокомпаний имеют возможность продавать электроэнергию по рыночным ценам, в том числе 389 независимых электростанций, 271 дочерняя компания и 206 частных компаний (типа IOU). Переход к рыночным ценам начался с двусторонних сделок, при которых продавец и покупатель определяют цену путем переговоров. Было создано несколько центров рыночной торговли электроэнергией, где поставщик мог на биржевой основе по рыночной цене продать электроэнергию. Без полного одобрения продажи электроэнергии по рыночным ценам такие биржи не могли бы существовать. 2) Предоставление недискриминационного доступа к электрическим сетям Исторически многие вертикально интегрированные энергокомпании не разрешали независимым поставщикам электроэнергии пользоваться их электрическими сетями. Если они получали приказ предоставить такой доступ, то загружали собственные электростанции и при этом ЛЭП оказывались перегруженными. В ряде случаев вертикально-интегрированные энергокомпании вводили налог на наиболее важные сетевые услуги. Подобная практика вела к сдерживанию развития конкурентного рынка электроэнергии. Принятие EPACT предоставило FERC широкие полномочия, комиссия получила право приказывать энергокомпаниям, владеющим электрическими сетями, передать свою электроэнергию для оптовой торговли, что позволило устранить некоторые барьеры в использовании ЛЭП. Окончательный поворот к рынку произошел, когда энергокомпании, владеющие сетями, стали разрешать другим компаниям передавать их электроэнергию через свои ЛЭП. Тем не менее переход к рынку происходил медленно и тяжело, имело место неравноправие в спектре и качестве услуг, предоставляемых владельцами сетей другим пользователям. С целью устранения диспаритета в обслуживании FERC выпустила "сопоставительный стандарт", согласно которому энергокомпаниям, владеющим электрическими сетями, было вменено в обязанность предоставлять доступ другим пользователям к своим сетям на той же основе и на тех же условиях, на которых эти компании предоставляют услуги своим собственным заказчикам электроэнергии. Однако, несмотря на появление указанного стандарта, новая практика не стала всеобщей. Тогда в апреле 1996 г. FERC издала приказ "888", предусматривавший более широкий спектр требований по устранению различий в конкуренции на рынке электроэнергии. Этот приказ преследовал две главные цели: исключить антиконкурентную практику и дискриминацию в доступе энергокомпаний к электрическим сетям путем применения открытого и универсального тарифа сетевых услуг; обеспечить возмещение компаниям выпадающих доходов, связанных с переходом к конкурентным рынкам. В соответствии с первой целью FERC выставила общее требование о том, что все энергокомпании, владеющие линиями электропередачи, должны открыто регистрировать свой тариф на сетевые услуги с указанием условий использования сетей. Одним из значительных достижений при введении универсального тарифа было сокращение времени на оформление. Получение быстрого доступа к передающим сетям существенно повышало эффективность конкурентного рынка. Другим, не менее важным компонентом приказа "888" стали требования к владельцам передающих сетей: функционально разделить бухгалтерские счета по видам деятельности, а также применять тариф на сетевое обслуживание в таком же размере, как и для других пользователей; установить раздельные цены на производство электроэнергии, ее передачу и вспомогательные услуги; сформировать общую информационную сеть с интересующими заказчиков данными о ценах и возможных объемах передаваемой электрической энергии и мощности. Важно то, что тарифы на сетевое обслуживание посторонних пользователей отделялись от затрат вертикально интегрированной компании на другие виды деятельности. Издание приказа "888", по которому все энергокомпании начали регистрировать открыто свои тарифы на пользование сетями, стало большим шагом в устранении дискриминации и прекращении некорректной практики в управлении ЛЭП. 3) Разработка руководящих документов по возмещению выбывающих доходов Целесообразность возмещения энергокомпаниям убытков, связанных с введением конкуренции в отрасли, согласно второй цели приказа "888", состоит в том, что компании вложили миллиарды долларов в то время, когда они могли вернуть эти средства через тариф в условиях регулируемой экономики. В интересах успешного перехода к рыночной экономике FERC посчитала весьма важным поддержать компании: в приказе "888" отмечено, при каких условиях и от кого они могут получить соответствующее возмещение. Для розничного рынка электроэнергии, по мнению FERC, штаты должны разработать свой порядок возмещения потерь от перехода к конкуренции на таком рынке. 4) Обеспечение прозрачности информации о системе линий электропередачи С целью формирования своевременной и точной информации в том же 1996 г. FERC издала приказ "889", по которому от частных компаний (IOU) требуется участие в открытой для доступа информационной системе (OASIS). Система OASIS, которая представляет собой интерактивную, входящую в сеть Интернет базу данных, содержащую информацию о возможных перетоках мощностей по ЛЭП, величинах их резерва, о дополнительных услугах и ценах на передачу электроэнергии, начала функционировать с января 1997 г. В настоящее время в сети Интернет имеется 23 пункта и 166 владельцев ЛЭП, постоянно передающих информацию о своих возможностях. Для обеспечения единообразия в формах передаваемой информации FERC разработала специальные стандарты, и теперь OASIS стал весьма полезным инструментом организации конкуренции в отрасли. 5) Содействие формированию региональных организаций, отвечающих за работу и управление ЛЭП Задача формирования региональных электросетевых организаций — RTO бурно обсуждается и решается в США на протяжении нескольких лет. Некоторые отраслевые обозреватели замечают, что слишком большое число региональных предприятий и региональных органов, принимающих решения, иногда порождает путаницу. Тем не менее достаточно много подобных структур, осуществляющих планирование, координацию и повышение надежности энергоснабжения, в регионах уже создано. Наиболее известны 10 региональных советов по надежности, которые разрабатывают стандарты и процедуры, направленные на обеспечение надежной работы национальной сети электроснабжения. Формирование RTO связано и с задачей организации эксплуатации и рационализации работы электрических сетей, их управления и возможно в дальнейшем — перехода сетей во владение независимых компаний или организаций. Региональное управление электрическими сетями имеет много преимуществ с точки зрения координации и эффективности по сравнению с существующей системой, в которой собственные сети эксплуатируются и управляются вертикально интегрированной компанией. Попытки FERC придать деятельности электрических сетей региональный характер привели к появлению некоторых прогрессивных инициатив. В частности, в приказе "888" комиссия предложила создать группу независимых системных операторов (НСО), которым энергокомпании должны были передать в управление свои ЛЭП при сохранении за собой права собственности. Участие энергокомпаний в НСО при этом могло быть добровольным. Формированием НСО подчеркивалась уверенность FERC в необходимости разделения бухгалтерских счетов по видам деятельности, т.е. отделения генерации и маркетинга от эксплуатации и управления устройствами передачи электроэнергии. Не имеющий экономической заинтересованности в вопросах торговли, независимый системный оператор мог честно управлять работой электрических сетей на основе открытого тарифа на доступ к сетям, исключить дискриминационную практику и в то же время добиться повышения эффективности региональной системы сетей. После выхода приказа "888" было сформировано шесть НСО, пять из них работают до настоящего времени. 2.4.4.2. Препятствия к созданию конкуренции Несмотря на то, что пять НСО уже работают и введены открытые тарифы на доступ к электрическим сетям, процесс развития оптового рынка в национальном масштабе идет медленно, а препятствия к созданию конкуренции все еще остаются. Отметим три основных препятствия. Во-первых, увеличение числа участников и сделок на оптовом рынке привело к более изощренным методам дискриминации и затруднениям в выявлении причин. Во-вторых, разделение бухгалтерских счетов компаний по функциональному признаку между транспортом и торговлей проведено не достаточно обоснованно, и этот недостаток также является источником дискриминационного поведения. В-третьих, создание НСО осуществлено не повсеместно, а лишь в некоторых регионах. Хотя НСО создавались добровольно, не оправдались ожидания, что все регионы захотят извлечь выгоду от рационализации управления сетями. В дополнение к сказанному следует заметить, что рост числа участников рынка и торговых сделок за последние несколько лет и изменения в характере торговли усложнили проблему обеспечения надежности и не привели к созданию настоящего конкурентного рынка. Проблемы надежности не стали единственными, обнаружились и другие препятствия. Возникли перегрузки ЛЭП, а применявшиеся методы их устранения остались устаревшими, а иногда были и некорректными. Как отмечает FERC, методы снятия перегрузки ЛЭП оказались громоздкими, неэффективными и разрушительными, потому что основываются исключительно на физических приемах, без оценки сравнительных затрат и пользы от альтернативных технических приемов. Другая проблема заключается в том, что планирование развития электрических сетей стало более сложным, нежели в прошлом, из-за неопределенности в промышленном производстве. Не всегда ясно, кто отвечает за развитие сетей, меняется обоснование необходимости их нового строительства, а компенсация затрат на сооружение сетей подвержена большим рискам по сравнению с прежним положением. Наконец, существующие методы оценки стоимости сетевых услуг выглядят устаревшими на фоне новых условий конкуренции. В большей части США заказчик сетевых услуг платит дополнительно за доступ к сетям каждый раз, как только электроэнергия проходит через границу балансовой принадлежности электрических сетей другого собственника. Такая практика формирования цен ведет к росту стоимости услуг по транспортировке электроэнергии и уменьшает географическую зону ее конкурентного рынка. 2.4.4.3. Преимущества регионализации электрических сетей. По мнению FERC, добровольный переход на региональное управление посредством RTO с передачей собственности будет успешным, поскольку: ­ вертикально интегрированные энергосистемы считают, что это им принесет пользу; ­ реализация приказа "2000" приведет к четким и ясным правилам, которые появятся в процессе формирования RTO; ­ приказ создаст условия для развития кооперации и сотрудничества; ­ приказ предусматривает для компаний ряд стимулов при разработке тарифов, которые примут на себя все риски, связанные с переходом на новую корпоративную структуру. Многие промышленные аналитики считают, что объединение функций управления отдельными системами ЛЭП в рамках RTO сулит ряд потенциальных преимуществ. 1) Устранение дискриминации в предоставлении сетевых услуг Являясь организацией, совершенно независимой от процессов производства и продажи электроэнергии, RTO разделит экономические стимулы, связанные с управлением ЛЭП и с маркетинговой деятельностью. С потерей экономических стимулов недискриминационная практика отпадет сама по себе. Функциональное разделение бухгалтерских балансов, проведенное по приказу "888", не привело к потере экономических стимулов, но и не ликвидировало дискриминационную практику. 2) Совершенствование методов расчета пропускной способности ЛЭП RTO в масштабах региона способна подготовить более качественную информацию о состоянии сети, чем та, которую делает индивидуальная компания. Такая информация позволит пользователям сетей точнее оценить их возможную пропускную способность. Многие жалобы, как выяснила FERC, содержат претензии к собственникам сетей, которые рассчитывают пропускную способность ЛЭП в интересах передачи электроэнергии, выработанной собственными генерирующими источниками, и это является как раз примером дискриминационной практики. Независимые RTO исключат подобные нарушения. 3) Успешное решение проблем, связанных с параллельными потоками электроэнергии Некоторое количество электроэнергии на пути от источника к потребителю может поступать по линии, примыкающей к системе ЛЭП, косвенно влияя на возможность другого региона передавать электроэнергию. Такой ее параллельный поток способен породить споры между соседними собственниками сетей по вопросу о компенсации ущерба. Этот лоток также влияет на надежность системы, так как могут возникнуть перегрузки ЛЭП, которые потребуют принятия решения о снижении нагрузки какого-нибудь генератора или об уменьшении поставки электроэнергии какому-нибудь потребителю. Поскольку RTO будут обладать обширной информацией о состоянии сетей в регионе и иметь четкий график перетоков электроэнергии, они смогут лучше справляться с проблемами параллельных потоков, что сократит число случаев вынужденной разгрузки генерирующих мощностей. 4) Улучшение процесса ценообразования в сфере сетевых услуг Совершенствование системы ценообразования в сфере сетевых услуг — одна из важнейших целей реструктуризации электроэнергетики. В свое время FERC брала за базу достаточно обкатанные статистические показатели затрат, которые несли энергокомпании. Такая укрупненная оценка распространялась на все виды услуг, предоставляемых потребителям с нагрузкой, распределенной по всей обслуживаемой территории, на которой находятся как генерирующие, так и передающие электроэнергию установки. В результате стоимость услуг не отражала имеющегося дефицита мощности или наличия узкого места в работе сети, для ликвидации которого необходимо предусмотреть затраты на увеличение пропускной способности ЛЭП либо на увеличение ее протяженности. Каждый владелец ЛЭП имеет собственную структуру ценообразования, которая работает в условиях регулируемого рынка и относительно редких торгов. Конкурентный оптовый рынок электроэнергии требует более эффективных и точных методов расчета цены. Согласно приказу "2000" на RTO возложена обязанность разработать такие методы. 5) Устранение перегрузок электрических сетей Прежде ответственность за устранение перегрузок несли владельцы сетей. Обычно использовались соответствующие технические средства для нормализации потоков электроэнергии в рамках собственной системы. Однако, когда случаются перегрузки электрических сетей, должны предприниматься общие усилия по введению соответствующих ограничений. В условиях конкурентного рынка административные решения по ликвидации перегрузок сетей неприемлемы. Приказ "2000" требует от RTO разработки механизма оценки затрат в случае перегрузки сетей, а от участников рынка — понимания последствий, которые могут возникнуть в процессе пользования сетями. 6) Повышение надежности работы электрических сетей Поскольку RTO охватывают большой регион, на них возлагается координация действий всех ключевых участников при возникновении чрезвычайных ситуаций в сетях. Статус независимых организаций призван помогать RTO инициировать целевые исследования надежности системы активнее частных энергокомпаний, которые могут преследовать только узкие интересы. 2.4.4.4. Оптовые торговые центры и энергетические биржи. В электроэнергетике США возник и проверяется интересный вариант торговли электроэнергией. Весьма примечательным стало появление централизованных бирж, которым поставщики предлагают сделки по продаже электроэнергии на региональных рынках. Биржевой оператор оценивает предложения и выбирает наиболее привлекательные в коммерческом отношении сделки, покрывающие спрос в данном регионе. Четыре централизованные биржи уже работают (в регионах Калифорнии, Нью-Йорка, Новой Англии и НСО "PJM"). Наиболее активной выглядит Калифорнийская биржа, поскольку законодательство штата обязало три наиболее крупные энергокомпании продавать свою электроэнергию через эту биржу. Участие же в других энергетических биржах является добровольным, поэтому в настоящее время большая часть электроэнергии продается по двусторонним контрактам между продавцом и покупателем. Однако положение может измениться, так как и те, и другие все более осваивают опыт биржевой торговли электроэнергией. В поддержку торговли по двусторонним контрактам ряд центров по торговле электроэнергией (HUB) выступал на протяжении 5 лет. Центры расположены в характерных точках электрических сетей, из которых осуществляется выдача электроэнергии. Потенциально каждая управляемая зона электрических сетей могла бы стать центром по торговле электроэнергией. Из 10 торгующих HUB пять находятся на Западе США, четыре — на Среднем Западе и один — на Востоке. Частично действия HUB объясняются тем, что Нью-Йоркская торговая биржа и Чикагский торговый совет инициировали и поддержали заключение фьючерсных контрактов на продажу электроэнергии для содействия развитию торговли этими центрами. Основной смысл фьючерсных контрактов — предотвращение риска в случае изменений цен на электроэнергию. 2.4.4.5. Особенности рынка при оптовой торговле электроэнергией. Рынок электроэнергии — это возможность поставщика поднять цену и с выгодой продать электроэнергию в условиях имеющейся конкуренции, а также держать эти цены в течение достаточно длительного времени. Сегодня поставщики электроэнергии вынуждают покупателя платить более высокую цену по сравнению с конкурентным рынком. Рынок электроэнергии существует в двух формах: вертикальной и горизонтальной. Вертикальный рынок проявляется тогда, когда компания ведет два взаимосвязанных вида деятельности. В электроэнергетике фирма, занимающаяся производством и транспортом электроэнергии, потенциально может участвовать в вертикальном рынке. Отделение одного вида бизнеса от другого (через НСО или RTO) как раз и необходимо, чтобы исключить вертикальный рынок электроэнергии. Горизонтальный рынок электроэнергии исключить сложнее, он возникает, когда энергокомлания производит значительную долю электроэнергии в данном регионе. Федеральная энергетическая регулировочная комиссия и регулирующие органы штатов заинтересованы в том, чтобы злоупотребления на рынке электроэнергии не привели к размыванию преимуществ конкурентного рынка. Для достижения этой цели FERC требует от НСО и RTO отслеживать рыночные злоупотребления и разрабатывать законы, а также сообщать комиссии и другим регулирующим органам о замеченных нарушениях. Такая функция рыночного мониторинга чрезвычайно важна, поскольку развитие конкурентного рынка идет по всей стране. Отчет, подготовленный недавно НСО "Калифорния" Департаменту анализа рынка, подчеркивает важность этого мониторинга. По мнению составителей отчета, рынок электроэнергии должен насыщаться сделками на основе гибких цен и большого числа поставщиков в рамках контролируемой НСО зоны. 2.4.5 Кризис в Калифорнии: развитие, причины, меры. Летние месяцы в США традиционно характеризуются повышением цен в часы пик. Однако, летом 2000 года, поскольку цены оставались высокими, регулирующие органы вынуждены были вмешаться. В течение нескольких месяцев оптовые цены в Калифорнии выросли с 3 до 16 центов за кВтч. В большинстве других штатов США цены на электроэнергию оставались стабильными. Логика развития кризиса была следующей. В результате резкого роста нагрузки и снижения импорта электроэнергии в штат выросли оптовые цены на электроэнергию. В то же время розничные тарифы остались без изменения, так как регулирующие органы отказывались реагировать на изменение оптовых цен. Росла задолженность распределительных компаний перед генерирующими компаниями (к январю 2001 г. она составила 12 млрд. долл.). Генерирующие компании внутри и вне штата стали отказываться поставлять электроэнергию неплатежеспособным покупателям. При этом, в связи с нежеланием обострять ситуацию перед Президентскими выборами, реакция со стороны регулирующих органов, Правительства штата практически отсутствовала. Осенью 2000 г. ФЭК начала расследование возможных причин кризиса и стала искать пути выхода из сложившейся ситуации. Однако эти процессы происходили неактивно и к декабрю- январю ситуация на рынке стала критической. Уровень резервов мощности достиг минимально допустимых показателей (1,5 %).В итоге, в середине января в штате начались веерные отключения. Основные причины электроэнергетического кризиса в Калифорнии: Во-первых, это сохранение регулируемых (фиксированных) розничных тарифов при введении конкуренции на оптовом рынке. Во-вторых, это недостаток генерирующих мощностей внутри штата (не хватает порядка 5-6 млн. кВт мощности). Это объясняется двумя основными причинами: ­ строгими ограничениями по строительству новых энергетических объектов (имеются заявки на строительство примерно 9 млн. квт мощностей), ­ ограниченностью переходного периода, обозначенного в законодательстве штата 2002 годом, и неопределенностью дальнейших изменений правил работы рынка в Калифорнии. Третье - это рост спроса на электроэнергию, который вызван общим подъемом экономики в штате, ростом населения, а также нестандартными погодными условиями (летом 2000 г. температура увеличилась на 5-7 градусов по сравнению со средними показателями этого периода в предыдущие годы). Также лето 2000г. характеризовалось малым количеством осадков, что привело к недостатку мощностей гидроэлектростанций. Соседние штаты, традиционно экспортирующие электроэнергию в Калифорнию, использовали мощности для собственных нужд и сократили экспорт. Четвертое – это рост издержек производителей, который вызван ростом цен на газ (в 6 раз). Помимо объективных причин повышения цен на газ можно предположить, что существовали манипуляции со стороны поставщиков газа, которые, пользуясь всеобщей неразберихой в части резких скачков цен на электроэнергию, стали завышать цены на газ. Также повышение издержек связано с введением в 2000 г. дополнительного налога на защиту окружающей среды для генерирующих компаний. Существенную роль в развитии кризиса сыграли недостатки в организации рынка электроэнергии в Калифорнии. Первое - неэластичность спроса по цене. При увеличении оптовых цен на электроэнергию величина спроса практически не меняется. На рынке были запрещены механизмы хеджирования ценовых рисков (фьючерсные, форвардные контракты). На рынках электроэнергии других стран и штатов США механизмы страхования активно используются для снижения ценовых рисков. Существует также ряд недостатков в организации рынка, способствующих злоупотреблениям участников рынка. Не предусмотрены механизмы контроля за деятельностью генерирующих компаний. Одна четверть электрогенераторов в Калифорнии в декабре 2000 г. были отключены. При этом проверки обоснованности снижения нагрузки на электростанциях оставались невозможными. Наличие льгот для отдельных групп потребителей и их использования для спекуляции на рынке. Например, для предприятий алюминиевой промышленности государством были установлены низкие цены на электроэнергию для поддержки отрасли. В период роста цен эти предприятие приостановили производство, поставляя закупленную электроэнергию на оптовый рынок по конкурентным ценам. Степень открытости информации о торгах на Калифорнийской Бирже достаточно низкая. У распределительных компаний осталась доля собственности в генерации. И, следовательно, осталась возможность извлекать прибыль на производстве электроэнергии, при значительных потерях на продаже потребителям (из-за фиксированных розничных цен). Руководством штата, Федеральной Энергетической Комиссией был предложен ряд мер по выходу из кризиса. Среди них: повышение розничных тарифов для населения (9%) и коммерческих организаций (7-15%); введение пределов оптовых цен в размере 15 центов за кВт/ч; были снижены ограничения на строительство новых станций; губернатор штата и Федеральная Энергетическая Комиссия приняли решение о смене Наблюдательного Совета на Энергетической Бирже и у Системного Оператора, с включением в его состав членов, не являющихся участниками рынка; будут проведены, по возможности, проверки генерирующих компаний на обоснованность их закрытия на ремонт и сокращение выработки; федеральная энергетическая комиссия отменила распоряжение для распределительных компаний покупать электрическую энергию только через биржу и рекомендовала заключать долгосрочные двусторонние контракты; для предотвращения кризиса в штате был создан фонд в размере $ 400 млн. для покупки государством (через Департамент Водных ресурсов) электроэнергии на оптовом рынке и перепродаже ее распределительным компаниям (по цене закупки); была получена договоренность руководством штата на заключение с 39 поставщиками долгосрочных контрактов на срок от 6 месяцев до 10 лет. Средняя цена этих контрактов составляет 6,9 центов за кВт/ч; правительство штата выпустило облигации для покрытия долгов распределительных компаний. В установленные сроки эти распределительные компании должны будут расплатиться с государством по своим обязательствам. В случае невыполнения этих условий Правительство штата может выкупить акции компаний по льготным ценам. 2.5 Краткое описание дерегулирования в Новой Зеландии Выше были рассмотрены несколько вариантов реформирования - успешного и относительно успешного. Теперь будет небезынтересно рассмотреть опыт страны, решившейся на проведение наиболее радикальной реформы и создание нерегулируемого или, как полагали местные реформаторы, «саморегулируемого» рынка. Такой страной является Новая Зеландия. В начале 80-х годов XX века, следуя примеру своей бывшей (а формально, и нынешний) метрополии - Великобритании, новозеландские консерваторы взяли курс на разгосударствление экономики страны. Однако далеко продвинуться им не удалось, поскольку в 1984 году к власти в Новой Зеландии пришли лейбористы, которые самым решительным образом принялись реформировать госсектор. При этом темпы реформирования просто поражали. Следует отметить: к началу реформирования Новая Зеландия, чья экономика считалась наиболее зарегулированной из всех стран Британского Содружества, стояла по сути на грани банкротства. Именно поэтому местные реформаторы полагали экономические реформы и приватизацию экономики единственной панацеей. Они практически полностью нейтрализовали профсоюзы, до этого времени игравшие в жизни страны весьма существенную роль, отправили на пенсию или уволили около 40% госслужащих, а также приватизировали целый ряд государственных предприятий. При этом лейбористы демонтировали одну из самых мощных в мире систем социального и медицинского страхования, поскольку в условиях рыночной экономики, как известно, «ответственность должна делегироваться из центра на уровень отдельных граждан, ибо каждый должен нести ответственность и в полной мере оплачивать объем предоставляемых ему услуг». Безработица в это время возросла до 15%. Популярность правящей партии и отдельных ее представителей упала почти до нуля. Тем не менее лейбористы провели национальный референдум и получили всестороннюю поддержку избирателей на выборах 1990 года. Ведь альтернативой были те же консерваторы, заварившие всю эту кашу. Однако ни консерваторы, ни лейбористы с реформированием электроэнергетики особенно не торопились. Исторически права на энергопроизводство и энергоснабжение в Новой Зеландии принадлежали с 1884 года «ECNZ» («Электрисити Корпорейшн ов Нью Зиланд»), которая производила 95% всей электроэнергии в стране. Более двух третей всего объема производства приходится на гидрогенерацию, причем большая часть генерирующих мощностей располагается на южном, наименее населенном, острове новозеландского архипелага. Электроэнергия передается на северный остров, в столицу Новой Зеландии Веллингтон по подводным кабелям в виде постоянного тока. Изначально как за производство, так и передачу электроэнергии отвечала «ECNZ», но вскоре транспортные и диспетчерские функции были переданы государственной компании «Транс Пауэр». Нужно отметить, что имевшийся в стране потенциал для наращивания объемов генерации был практически исчерпан (экологические законы не позволяют строить новые станции). Кроме гидроэлектростанций, обеспечивавших до 70% производства национальной электроэнергии, в стране действовали 2 крупных геотермических станции и 3 устаревших тепловых (в стране имеются запасы угля и ограниченные запасы газа на шельфе). Учитывая изолированное географическое положение Новой Зеландии, не приходится говорить о возможности поставок электроэнергии из-за рубежа. В довершение ко всему новозеландская энергосистема весьма серьезно зависит от засух, поскольку резервуары гидроэлектростанций позволяют накопить не более 12% требуемого годового гидроресурса. Как уже говорилось выше, к началу реформирования госсектора страна находилась на грани банкротства, и единственной надеждой для национального энергосектора был приток инвестиций со стороны частного капитала. Еще в 1986 году лейбористы заявили о своих намерениях реформировать энергосектор и к 1987 году провели первый этап, выделив транспортные функции и передав из компании «Транс Пауэр», оставив за «ECNZ» только производство электроэнергии. Следующий шаг был самым радикальным. Правительство объявило новый курс на построение не регулируемого энергорынка, то есть рынка, который, как надеялись его создатели, будет саморегулироваться. Довольно долго велись дебаты о судьбе государственного предприятия «ECNZ», но в 1995 г. с приходом к власти консерваторов настал и его черед. Предприятие сначала разделили на две государственные компании, затем продали часть генерирующих станций, включая тепловую станцию Таранаки в частные руки. При этом, учитывая все еще доминирующее положение «ECNZ», на компанию возложили ряд ограничений. Транспортная же компания «Транс Пауэр» всецело зависела от государства. устанавливавшего тарифы на передачу электроэнергии. Сама структура новозеландского рынка мало отличалась от скандинавского или аргентинского. Главным же отличием было отсутствие государственного регулирования. Предполагалось достаточно сознательное саморегулирование субъектами рынка. В результате Веллингтон остался без электроэнергии, большая часть госслужащих отправилась на весьма долгие каникулы, а в Новой Зеландии появился Регулятор с достаточно широким кругом полномочий. Роль государства, как регулятора рынка важна не только в период, предшествующий реформам, но и в процессе их проведения, и в пореформенный период. Особенно серьезную роль Регулятор - представитель государства и «проводник» генеральной государственной линии в отрасли - будет играть в переходный период. Именно поэтому столь важно обеспечить независимость, как финансовую, так и политическую, органов госрегулирования. 3 Реформирование электроэнергетики России В электроэнергетике России существует ряд крупных проблем, требующих принятия кардинальных мер для их скорейшего решения. В первую очередь к ним относятся: ­ нарастающий процесс старения генерирующего и электросетевого оборудования. Относительно высокие темпы ввода мощностей (6 - 7 млн. кВт/год в 1976-1985 гг. и 4,5 — в 1986-1990гг.) снизились до 0,6-1,5 млн. кВт/год в 1991-2000 гг. В результате сокращения финансирования резко уменьшилось количество объектов нового строительства, возросло число законсервированных и временно приостановленных строек. Это сопровождалось еще более резким уменьшением заделов для ввода новых мощностей в будущем. В настоящее время выработали ресурс 34 млн. кВт, или 16% мощности электростанций России, в том числе ГЭС — 22, ТЭС — 12 млн. кВт. При этом необходимо иметь в виду, что основные фонды в электроэнергетике самортизированы более чем на 50 %, что снижает финансовые ресурсы для замены устаревшего оборудования. Нарастание объема износа оборудования и отсутствие возможности его восстановления вводит энергетику в зону повышенного риска, технологических отказов и аварий не только оборудования, но и систем автоматического регулирования, релейной защиты и противоаварийного управления; ­ снижение эффективности использования имеющихся мощностей, увеличение конденсационной выработки на ТЭЦ с повышенным расходом топлива; ­ неопределенность структуры перспективного топливного баланса в связи с объявленным Газпромом окончанием "газовой паузы". Отсутствие практики долгосрочных договоров топливоснабжения; ­ недостаточная пропускная способность электрических сетей в ряде регионов России, что приводит к ограничению использования мощности и электроэнергии ряда электростанций, снижает надежность электроснабжения потребителей и выдачи мощности электростанций: a) отсутствует возможность выдачи мощности тепловых электростанций Сибири, и в первую очередь Березовской ГРЭС-1, использующей недефицитные канско-ачинские угли, в европейскую часть страны, а также использования в этих регионах свободной мощности сибирских ГЭС; b) ограничена выдача мощности из Тюменской энергосистемы на Урал и далее в европейскую часть страны; c) ограничивается использование мощности и электроэнергии Саяно-Шушенской, Нижнекамской, Чебоксарской ГЭС, Печорской ГРЭС и Кольской АЭС; ­ серьезное отставание в сфере освоения новых технологий производства, транспорта и распределения электрической и тепловой энергии; ­ •сокращение производственных возможностей отечественного энергомашиностроения и электротехнической промышленности; ­ низкая инвестиционная привлекательность электроэнергетики; ­ снижение энергостроительного и научно-технического потенциала отрасли; ­ потеря основных рынков электроэнергетического и энергостроительного бизнеса за рубежом; ­ незавершенность формирования нормативно-правовой базы применительно к новым экономическим условиям; ­ нерациональная организация рынков электроэнергии и топлива, их монополизация на федеральном и региональном уровнях; ­ отсутствие законодательного разграничения предметов ведения в электроэнергетике между федеральными и региональными органами исполнительной власти; ­ недостаток оборотных средств; ­ проведение государством политики сдерживания цен на продукцию электроэнергетики по сравнению с ценами на промышленную продукцию и на органическое топливо. Это привело к непропорционально быстрому увеличению себестоимости производства электроэнергии и тепла, которое не компенсировалось адекватным ростом тарифов на электроэнергию. Сохранение перекрестного субсидирования разных категорий потребителей, а также по направлениям "электроэнергия - тепло" и "территория - территория" еще более усугубляет кризис неплатежей. Кроме того, возникает новый класс задач технологического развития электроэнергетики, связанных с решением вопросов реструктуризации отрасли: ­ снижение издержек производства и поставок потребителям электрической и тепловой энергии; ­ развитие технологической инфраструктуры рынка; ­ внедрение систем учета и автоматизации процессов технологического управления и др. Производственный потенциал электроэнергетики России в настоящее время состоит из электростанций общей установленной мощностью около 215 млн. кВт, в том числе АЭС — 22 и ГЭС — 44 млн. кВт, остальное — ТЭС и децентрализованные источники энергии. Протяженность линий электропередачи всех классов напряжения составляет 2, 5 млн. км. Более 90 % этого потенциала объединено в ЕЭС России, которая охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока и является одним из крупнейших в мире централизованно управляемых энергообъединений. В перспективе произойдет лавинообразное нарастание объемов выработавшего свой ресурс основного энергетического оборудования. Так, к 2010 г. 104 млн. кВт, или около 50% действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС, выработает свой ресурс, а к 2020г. — 150 млн. кВт, что составит около 70%. Обновление мощности и обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности возможно за счет следующих основных мероприятий: ­ продление срока эксплуатации действующих ГЭС, АЭС и значительного количества ТЭС с заменой только основных узлов и деталей; ­ достройка объектов, находящихся в высокой степени готовности; ­ сооружение новых объектов в дефицитных регионах; ­ техническое перевооружение ТЭС, достигших предельного срока службы, с заменой оборудования на новое, а также с использованием новых, перспективных технических решений. По совокупности факторов наиболее эффективным по сравнению с продлением эксплуатации физически изношенного и морально устаревшего оборудования является ввод новою, технически прогрессивного оборудования, которое обеспечивает значительное снижение удельного расхода топлива, особенно при использовании парогазовых технологий. Однако это возможно только в том случае, если будут созданы условия для направления широкомасштабных внешних инвестиций в электроэнергетику и отечественное энергомашиностроение. Поэтому в РАО "ЕЭС России" разработаны предложения по развитию электроэнергетики при минимально необходимой замене устаревшего оборудования, что обеспечит прирост потребности в мощности при приемлемых объемах инвестиций. 3.1 Цели и задачи реструктуризации Согласно Постановлению Правительства № 526 от 11.07.2001 г. «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», целями реформирования электроэнергетики Российской Федерации являются обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, повышение эффективности производства и потребления электроэнергии, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. Концепция реструктуризации РАО «ЕЭС России» определяет основную цель реструктуризации как формирование финансово-устойчивых отраслевых компаний, способных конкурировать на рынках электроэнергии и услуг и привлекать инвестиции для своего развития, поддерживающих благоприятные условия воспроизводства рабочей силы, при надежном и бесперебойном снабжении платежеспособных потребителей электрической и тепловой энергией. Достижение поставленной цели потребует решения следующих задач: ­ отделение естественно-монопольных видов бизнеса (диспетчеризации и транспорта электроэнергии) от тех видов бизнеса, в которых возможно использование рыночных механизмов – генерации и сбыта; ­ создание четких правил функционирования рынков электроэнергии и услуг в электроэнергетике, основанных на рыночных механизмах ценообразования в конкурентных сегментах рынка; ­ совершенствование порядка и методов государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в нерыночных зонах оптовой торговли, обеспечивающих производителям электроэнергии полную компенсацию обоснованно понесенных текущих и капитальных затрат, возвратность заемных средств, направляемых на модернизацию и реновацию энергокомпаний, и необходимую рентабельность, изменение приоритетов в ценовой политике; ­ введение государственного регулирования тарифов на передачу энергии и платы за общесистемные услуги, которые осуществляются в монопольных условиях; ­ реализация политики по повышению инвестиционной привлекательности, связанной с изменением налогового режима; ­ обеспечение недискриминационного доступа к сети для всех участников рынка электроэнергии; ­ создание условий, гарантирующих возможность включения в рынки электроэнергии и услуг новых участников; ­ проведение эффективной экспортной политики с постепенной либерализацией внешнеэкономической деятельности; ­ снятие технологических барьеров и создание организационных и правовых условий для равноправного вхождения на зарубежные рынки электроэнергии; ­ проведение научной и технической политики, направленной на обновление технологий и оборудования на современной технической основе, стимулирование инновационного процесса; ­ дальнейшее развитие и совершенствование отраслевой системы социального партнерства с работниками энергокомпаний; ­ разработка и создание системы адресной социальной защиты неплатежеспособных потребителей, не искажающей рыночных сигналов. 3.2 Принципы и необходимые условия реструктуризации Масштабность планируемой реструктуризации, многообразие условий функционирования энергокомпаний, разная степень готовности к реструктуризации и к развитию конкурентного рынка электроэнергии различных регионов, наличие многих противоречивых интересов таких сторон, как государство, регионы, акционеры, кредиторы, потребители, сотрудники компании и т.д., делают невозможным проведение этих преобразований административными методами. Необходимо обеспечить “саморазвитие” процесса преобразований, основанное на проведении реструктуризации региональными энергокомпаниями РАО "ЕЭС России" в качестве условия их допуска к участию в новом конкурентном рынке. Основным стимулом к выходу на новый рынок для промышленных потребителей станет возможность сократить дополнительные затраты на энергоснабжение путем покупки электроэнергии на более эффективных конкурентных рынках. Дополнительным стимулом будут завышенные тарифы на регулируемом рынке в силу наличия перекрестного субсидирования. Свободный доступ и интерес потребителей к конкурентному рынку станут движущими силами процесса преобразований, поскольку сокращение клиентской базы нереструктурированных энергокомпаний будет побуждать их присоединяться к новому рынку. Эффективная работа генерирующих компаний на новом рынке с ликвидными платежами резко повысит их инвестиционную привлекательность и позволит провести дооценку их бизнеса, что, в свою очередь, станет стимулом для нереструктурированных компаний, нуждающихся в инвестициях, к реструктуризации и также к присоединению к новому рынку. Реализация такого подхода к преобразованиям в электроэнергетике требует соблюдения следующих принципов: Ликвидность платежей. Вся электроэнергия, продаваемая в рамках нового конкурентного рынка, должна быть оплачена денежными средствами, за исключением случаев добровольного согласия производителей и потребителей на иные условия оплаты в рамках прямых договоров. ­ Договорная основа отношений между продавцами и покупателями. Должна быть обеспечена возможность эффективной борьбы с неплательщиками на рынке электроэнергии, то есть существенное сокращение списка неотключаемых потребителей и обеспечение бюджетно-лимитного принципа снабжения бюджетных потребителей, когда все бюджетные потребители (независимо от уровня бюджета) снабжаются в пределах средств, заложенных в бюджете на оплату электроэнергии. С другой стороны, должны быть обеспечены возможности для добросовестных потребителей требовать обеспечения своего платежеспособного спроса, а также возмещения ущерба в связи с недопоставкой электроэнергии или поставкой электроэнергии с ненадлежащим качеством. ­ Принцип добровольности участия в новом рынке продавцов и покупателей. Продавцы и покупатели должны иметь безусловное право добровольно присоединяться к рынку в заявительном порядке, при условии получения лицензии на соответствующий вид деятельности, выполнения технических норм и требований, а также правил работы рынка. ­ Привлекательность нового рынка. Условия работы на новом рынке должны быть более привлекательными для его участников, чем условия работы на регулируемом рынке. ­ Справедливая конкуренция и нерегулируемое ценообразование. Формирование цен на электроэнергию на новом рынке должно проходить на основе недискриминационных конкурентных механизмов. Участие производителей в рынке должно осуществляться на равных условиях независимо от их формы собственности. При этом к участию в рынке не должны допускаться вертикально- интегрированные энергокомпании, способные использовать свое положение для ограничения доступа потребителей к услугам других производителей и осуществлять перекрестное субсидирование видов деятельности. ­ Защита прав акционеров и кредиторов. В процессе проведения реструктуризации должно быть обеспечено безусловное соблюдение прав акционеров и кредиторов как РАО “ЕЭС России”, так и дочерних и зависимых обществ. ­ Социальная защита. Должны быть решены вопросы социальной защищенности сотрудников реструктурируемых энергокомпаний, включая организацию опережающей системы профессиональной переподготовки и помощи в трудоустройстве, выработку и принятие отраслевых стандартов отношений работодатель-работник ­ Правовая защищенность. Должна быть разработана надежная нормативно-правовая база, обеспечивающая защиту интересов добросовестных участников нового рынка. Успех реструктуризации не может быть обеспечен только за счет безусловного следования указанным выше принципам. Необходимо скоординировать процесс реструктуризации с подготовкой необходимых условий для его успешной реализации. Ключевыми из них являются: Обеспечение высокой степени оплаты денежными средствами. Эффективный рынок не может нормально функционировать в условиях недостатка денежных средств. Продолжение оплаты посредством бартера и суррогатами искажает рыночные сигналы. Именно поэтому РАО “ЕЭС России” предпримет все меры для того, чтобы довести к моменту дерегулирования рынка уровень оплаты денежными средствами до отметки не ниже 75% на том сегменте рынка, который предполагается дерегулировать. Проведение такой политики потребует ужесточения требований по оплате поставок электрической энергии и мощности и осуществление на практике принципа обслуживания только платежеспособного потребителя с реальной полной ответственностью соответствующих бюджетов за оплату электроэнергии для социально значимых групп потребителей. Существенный рост капитализации. Нынешний уровень капитализации РАО “ЕЭС России” и его дочерних и зависимых обществ не позволяет рассчитывать на адекватное привлечение инвестиций. Необходимо приступать к проведению дополнительных эмиссий и привлечению стратегических инвесторов только в ситуации, когда функционирование энергокомпаний в условиях рынка позволит существенно поднять их капитализацию. Установление тарифов на уровне, обеспечивающем расширенное воспроизводство. Дерегулирование рынка электроэнергии будет существенно осложнено в том случае, если уровень тарифов на регулируемом рынке будет оставаться недопустимо низким. РАО “ЕЭС России” будет добиваться установления тарифов на электроэнергию на уровне, обеспечивающем покрытие всех затрат энергокомпаний. Только в этом случае дерегулирование рынка позволит обеспечить справедливую конкуренцию и, как следствие, рост эффективности электроэнергетического сектора. Дерегулирование рынка на фоне существования избытка мощностей. Развитие экономики приводит к постепенному росту потребления на фоне ускоренного выбытия мощностей электроэнергетики. Как следствие, быстро сокращается запас избыточной мощности электроэнергетического сектора. Дерегулирование рынка в условиях отсутствия избыточных мощностей приводит к гораздо более резким и менее предсказуемым колебаниям рынка и может не позволить обеспечить управляемость перехода. Задержка с дерегулированием осложнит переходный процесс и сделает его более болезненным для экономики России. Многократное расширение систем коммерческого учета. Развитие рынка электроэнергии потребует существенного развития систем коммерческого учета. Дерегулирование рынка в условиях, не позволяющих потребителям присоединиться к нему, опорочит идею рынка и не позволит вовлечь в него наиболее перспективных потребителей. Дерегулирование должно проводиться в условиях возможности обеспечить адекватный коммерческий учет для желающих выйти на рынок. При этом системы коммерческого учета на должны осуществляться только за счет инвестиций РАО “ЕЭС России”. Реформа рынка электроэнергии создаст условия, стимулирующие потребителей к установке собственных систем коммерческого учета и разрабатывать модель рынка таким образом, чтобы обеспечить возможно более дешевые и легко расширяемые технологии коммерческого учета. Урегулирование отношений с кредиторами. Эффективная реструктуризация невозможна на фоне конфликтов с кредиторами. Подготовительный этап должен быть использован для проведения большой работы по инвентаризации имеющейся кредиторской задолженности. Проведения предварительных переговоров с кредиторами относительно возможностей по ее систематизации и секьюритизации. Обеспечение энергетической безопасности в переходный период. Реструктуризация электроэнергетического сектора является необходимым условием обеспечения энергетической безопасности России в долгосрочной перспективе. Только она обеспечивает преодоление кризиса мощностей, который представляет собой наиболее значительную угрозу. Одновременно, РАО “ЕЭС России” совместно с государственными органами должно подготовить процедуры, обеспечивающие энергетическую безопасность в переходный период, которые предусматривали бы безусловность, с одной стороны, поставки электроэнергии оборонным объектам, а, с другой стороны, оплаты поставляемой электроэнергии. Подготовка энергокомпаний для работы в условиях рынка. Успех реструктуризации невозможен без внедрения новых технологий управления энергокомпаниями, большинству из которых предстоит переход от производственных подразделений РАО “ЕЭС России” или АО-энерго к самостоятельным предприятиям, функционирующим в условиях рынка. В связи с этим РАО “ЕЭС России” обеспечит разработку и внедрение новых бизнес-процессов, включая процедуры бизнес-планирования, учета и бюджетирования, маркетинга и управления кадрами. Подготовка кадров для работы в условиях рынка. Учитывая отсутствие опыта у большинства управляющих АО-энерго в управлении компаниями в условиях рынка, РАО “ЕЭС России” должно обеспечить формирование кадрового корпуса энергокомпаний до момента дерегулирования рынка. Для этого необходимо разработать корпоративную программу подготовки и переподготовки кадров, а также корпоративную программу подбора кадров на новые управленческие позиции. Большинство указанных выше условий являются критическими и представляют собой самостоятельные задачи, требующие целенаправленного решения. В то же время их решение невозможно вне контекста движения к рынку. Сам процесс реструктуризации и дерегулирования рынка станет необходимым катализатором процесса обеспечения необходимых условий, создаст стимулы для всех будущих участников рынка, государства, заинтересованных сторон и сотрудников энергокомпаний к продвижению реформ в рыночном направлении. 3.3 Совершенствование рынков электроэнергии Одним из основных итогов реформирования электроэнергетики станет преобразование существующего федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) в полноценный конкурентный оптовый рынок электроэнергии и формирование эффективных розничных рынков электроэнергии, обеспечивающих надежное энергоснабжение потребителей. 3.3.1 Оптовый рынок электроэнергии В ходе трансформации существующей системы хозяйственных отношений в электроэнергетике должны быть обеспечены коммерчески непротиворечивые и технически реализуемые взаимоотношения между продавцами и покупателями электроэнергии. Эти отношения должны быть основаны как на конкурентном ценообразовании в тех секторах, где созданы достаточные условия для конкуренции, так и на устанавливаемых уполномоченным государственным органом тарифах в тех случаях, когда введение конкуренции невозможно по объективным технологическим условиям. Конкурентный оптовый рынок электроэнергии должен складываться на основе свободного коммерческого взаимодействия его участников, действующих по установленным правилам функционирования рынка. На оптовый рынок будет поставляться электроэнергия, вырабатываемая генерирующими компаниями, сформированными на базе существующих тепловых, атомных и гидравлических электростанций, а также электроэнергия,

вырабатываемая электростанциями региональных энергокомпаний и других производителей независимо от их организационно-правовой формы. Рисунок 8 – Организационная схема оптового рынка электроэнергии На первом этапе каждому поставщику, за исключением независимых, обеспечивается равное право продажи на торгах определенной, одинаковой для всех, доли электроэнергии (5-15 процентов выработки) с целью отработки конкурентных механизмов, формирования инфраструктуры рынка, определения с помощью рыночных механизмов реальной стоимости энергии. На всю остальную электрическую энергию сохраняется государственное регулирование тарифов. Независимые производители поставляют всю произведенную электроэнергию по нерегулируемым государством тарифам с использованием механизма коммерческой диспетчеризации. Формирование рыночных цен будет осуществляться на основании сопоставления ценовых заявок покупателей и продавцов по фактору минимальных цен (коммерческая диспетчеризация) в соответствии с порядком установления равновесных цен оптового рынка. С целью снижения финансовых рисков на последующих этапах становления оптового рынка электроэнергии участникам рынка должна быть предоставлена возможность заключения контрактов на будущие поставки электроэнергии (мощности) и на покупку или продажу фиксированного объема электрической энергии (мощности) для поставки в оговоренную дату в будущем по согласованной цене (форвардных и фьючерсных контрактов), которые обеспечиваются страхованием (хеджированием) рисков резкого изменения рыночных цен. Всем продавцам и покупателям электроэнергии, соблюдающим установленные правила и удовлетворяющим требованиям по минимальному объему производства (для производителей) или оборота электроэнергии (для прочих участников рынка), будет обеспечена возможность свободного выхода на рынок. Взаимодействие участников конкурентного оптового рынка электроэнергии должно осуществляться на основе безусловного соблюдения договорных обязательств и финансовой дисциплины. Для участников рынка, которые до их реформирования осуществляют одновременно деятельность в естественно-монопольных и конкурентных сферах, обязательным будет являться ведение раздельного финансового учета по видам деятельности. В целях создания равных конкурентных условий деятельность по передаче и распределению электроэнергии будет отделена от других видов деятельности путем образования отдельного юридического лица. 3.3.2 Розничные рынки электроэнергии В сфере поставок электроэнергии конечным потребителям необходимо сформировать эффективные розничные рынки электроэнергии, обеспечивающие надежное энергоснабжение потребителей при поэтапном развитии конкуренции. Важным условием эффективности розничных рынков станет создание устойчивых и прозрачных в финансовом отношении региональных энергетических компаний, в том числе на основе реформирования акционерных обществ энергетики и электрификации и государственного унитарного предприятия "Татэнерго" путем создания региональных сетевых дочерних акционерных обществ со 100-процентным участием материнских компаний в их уставном капитале или путем их разделения (выделения) на региональные генерирующие и региональные сетевые акционерные общества с пропорциональным распределением уставного капитала, имея в виду, что деятельность по передаче и распределению электрической энергии будет осуществляться региональными сетевыми компаниями. Акционерным обществам энергетики и электрификации после их реформирования и передачи соответствующей деятельности в ведение региональных сетевых компаний будет присвоен статус гарантирующих поставщиков, обязанных заключить с любым обратившимся к ним потребителем договор на энергоснабжение в закрепленной за ними зоне. Гарантирующие поставщики будут осуществлять поставку электроэнергии на основе регулируемых тарифов, величина которых должна своевременно пересматриваться, с тем, чтобы соответствовать реальной стоимости электроэнергии. Розничная цена должна определяться как сумма оптовой цены электроэнергии, затрат по оплате услуг за передачу, распределение электроэнергии и регулируемой сбытовой надбавки. Деятельность сбытовых компаний на начальных этапах реформирования будет осуществляться в условиях государственного регулирования, минимизирующего возможность недобросовестного поведения в отношении потребителей. На втором этапе реформы любая коммерческая организация, удовлетворяющая установленным требованиям и условиям, получит право осуществлять сбытовую деятельность. При этом потребителям, обслуживаемым любой сбытовой организацией, должен быть обеспечен равный доступ к распределительным сетям. Независимые сбытовые организации будут поставлять электроэнергию потребителям по договорным ценам. Любой потребитель, удовлетворяющий требованиям по минимальному объему потребления и оснащенный необходимыми системами коммерческого учета электроэнергии, имеет право на покупку электроэнергии у независимой сбытовой организации. На розничных рынках электроэнергии допускается совмещение сбытовой деятельности с производством электрической энергии на собственных электростанциях. Организации любой формы собственности, осуществляющие коммерческую деятельность по передаче и распределению электрической энергии (в том числе при введении в эксплуатацию новых распределительных сетей), обязаны организационно обособить эти виды деятельности путем создания отдельного юридического лица и обеспечить равный доступ к сетям всем заинтересованным организациям в соответствии с законодательством Российской Федерации. На начальном этапе необходимо учитывать региональную специфику розничного рынка электроэнергии. Темпы и особенности его создания и функционирования должны согласовываться с техническими особенностями поставки, передачи и распределения электроэнергии, а также с уровнем развития экономики регионов. В регионах, где по техническим причинам временно невозможно развитие конкуренции, сохраняется государственное регулирование. 3.4 Реформирование электроэнергетической отрасли В результате реформирования электроэнергетики и реализации мер по формированию оптового и розничных рынков электроэнергии должны быть созданы: ­ инфраструктура рынков электроэнергии, включающая в себя системного оператора, администратора торговой системы, федеральную и региональные сетевые компании; ­ коммерчески эффективные, привлекательные в инвестиционном отношении организации электроэнергетики. Процесс реформирования охватит Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России», его дочерние и зависимые общества, предприятия коммунальной энергетики и иные организации, являющиеся владельцами электрических сетей и оказывающие услуги по передаче и распределению электроэнергии, включая реформирование федеральных, государственных унитарных предприятий атомной энергетики. 3.4.1 Создание федеральной сетевой компании В процессе развития электроэнергетики была создана Единая энергетическая система России, являющаяся общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности. Основной частью Единой энергетической системы России является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны, и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства. С целью ее сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике создается федеральная сетевая компания. В ее состав должны быть включены существующие магистральные сети, являющиеся составными частями единой национальной энергетической сети и обеспечивающие в том числе объединение электростанций Российского акционерного общества "ЕЭС России" и региональных энергосистем, перетоки электроэнергии между ними, ее транзит, экспорт и импорт. Критерии (предельный уровень напряжения, объемы передаваемой энергии, изменение направления передачи мощности и т.п.), по которым линии электропередачи будут относиться к магистральным, определяются Правительством Российской Федерации. Создание федеральной сетевой компании позволит: ­ укрепить интегрирующую роль Единой энергетической системы России и обеспечить взаимодействие производителей и потребителей электроэнергии на конкурентном оптовом рынке электроэнергии; ­ обеспечить непосредственное подключение всех регионов России к единой национальной электрической сети; ­ гарантировать равный доступ продавцов и покупателей на оптовый рынок электроэнергии; ­ осуществлять эффективное государственное регулирование тарифов на передачу электроэнергии; ­ повысить энергетическую безопасность государства; ­ способствовать проведению эффективной государственной внешнеэкономической политики в сфере электроэнергетики. Уполномоченный государственный орган по согласованию с федеральной сетевой компанией совместно с системным оператором будет определять условия присоединения и режимы работы магистральных электрических сетей, сооружаемых за счет привлечения средств инвесторов и включаемых в единую национальную энергетическую сеть, но не входящих в состав федеральной сетевой компании. На начальном этапе реформирования отрасли федеральная сетевая компания создается Российским акционерным обществом "ЕЭС России" на базе всех принадлежащих этому акционерному обществу магистральных сетей в качестве дочернего общества со 100-процентным участием в его уставном капитале. Федеральная сетевая компания приобретает магистральные сети, принадлежащие акционерным обществам энергетики и электрификации и иным организациям, в соответствии с законодательством Российской Федерации. В учредительных документах Российского акционерного общества "ЕЭС России" и федеральной сетевой компании предусматривается порядок, обеспечивающий избрание представителей государства в совет директоров федеральной сетевой компании в количестве, составляющем большинство совета, при этом назначение руководителей (членов) исполнительного органа федеральной сетевой компании осуществляется с согласия совета директоров Российского акционерного общества "ЕЭС России". В дальнейшем, но не позднее марта 2004 г., обеспечивается непосредственное участие государства в уставном капитале федеральной сетевой компании с целью получения контрольного пакета акций путем распределения ее акционерного капитала среди собственников Российского акционерного общества "ЕЭС России" пропорционально их долям в уставном капитале этого акционерного общества. По мере осуществления реформ и выхода государства из потенциально конкурентных сфер в электроэнергетике произойдет соответствующее увеличение его доли в уставном капитале федеральной сетевой компании, в том числе путем обмена акций генерирующих компаний, принадлежащих государству, на акции федеральной сетевой компании, принадлежащие другим акционерам. Услуги по передаче и распределению электрической энергии подлежат регулированию со стороны государства в соответствии с законодательством Российской Федерации о естественных монополиях. С целью ускоренного развития электрических сетей и привлечения для этого инвестиций предусматривается возможность частного строительства линий электропередач в порядке и на условиях, которые определяются законодательством Российской Федерации. 3.4.2 Создание единой системы диспетчерского управления (системного оператора) В процессе реформирования электроэнергетики должна быть сохранена и укреплена единая система оперативно-диспетчерского управления отраслью посредством создания системного оператора. Основными задачами системного оператора должны стать управление режимами работы Единой энергетической системы России, составление и исполнение балансов производства и потребления электроэнергии, обеспечение надежности энергосистемы страны и показателей качества электроэнергии. Системный оператор оказывает всем участникам рынка услуги по управлению режимами работы энергосистемы и организует деятельность по прогнозированию производства и потребления электроэнергии. Основными функциями системного оператора являются: 1) Организация параллельной работы субъектов рынка в составе ЕЭС и обеспечение надежной параллельной работы 2) Регулирование частоты. 3) Регулирование напряжения и минимизация потерь в сети. 4) Предотвращение и ликвидация системных аварий, последствий стихийных явлений, работа в «особый период». 5) Расчет и задание суточных графиков с учетом результатов торгов. 6) Обеспечение технических условий при выработке и передаче электроэнергии от производителя к потребителю. 7) Организация балансирующего рынка и рынка резервов. 8) Разработка балансов электроэнергии и мощности (долгосрочных и краткосрочных) для планирования ремонтов, расчетов режимов работы электростанций и определения потребностей в топливе. 9) Рассмотрение и разрешение заявок на вывод в ремонт оборудования сетей и электростанций. 10) Согласование схем, проведение расчетов для настройки релейной защиты и противоаварийной автоматики. 11) Предложения по развитию сети ЕЭС. 12) Участие в расследовании причин аварий и нарушений. Системный оператор взаимодействует с другими участниками рынка следующим образом: С федеральной сетевой компанией: 1) Участвует в задании технических условий на подключение участников рынка к сетям. 2) Рассчитывает и планирует режимы работы сетевых объектов, устройств РЗ и ПА. 3) Осуществляет расчеты и задания сетевых ограничений. 4) Осуществляет расчеты и задания уставок РЗ и ПА. 5) Осуществляет оперативное управление сетевыми объектами. 6) Регулирует напряжение в электрической сети. 7) Предотвращает и ликвидирует системные аварии. 8) Формирует предложения по развитию электрических сетей. С генерирующими компаниями: 1) Определяет технические условия работы электростанций ГК; 2) Координирует вывод в ремонт мощностей ГК. 3) Рассчитывает технические условия для выдачи генерирующей мощности ГК. 4) Задает ГК диспетчерский график нагрузки и контролирует его выполнение. 5) Управляет резервами активной мощности ГК по видам резервов. 6) Осуществляет анализ фактической мощности и электроэнергии, поставляемой ГК для контроля за выполнением заданного графика работы и заявленных резервов. 7) Осуществляет управление реактивной мощностью генераторов ГК. 8) Предотвращает и ликвидирует системные аварии на электростанциях. 9) Формирует предложения по развитию генерирующих мощностей ГК. С распределительными компаниями и квалифицированными потребителями: 1) Планирует график поставки электроэнергии и мощности. 2) Осуществляет анализ фактической поставки электроэнергии и мощности. 3) Рассчитывает и задает технические условия поставки электроэнергии и мощности. 4) Задает ограничения на режимы потребления электроэнергии и мощности РК и КП в аварийных ситуациях . 5) Регулирует параметры электрического режима. 6) Предотвращает и ликвидирует аварии на объектах РК. 7) Задает технические условия для выхода потребителей на рынок. С администратором торговой системы: 1) Предоставляет участникам рынка информацию об ожидаемых системных условиях на сутки «Х»; 2) Предоставляет АТС информацию об ожидаемых системных ограничениях для организации торгов на сутки «Х» 3) Информация о задании суточных диспетчерских графиков.; 4) Информация о рынке резервов мощности и балансирующего рынка; 5) Обработка и предоставление оперативно-технологической и коммерческой информации, анализ надежности и экономичности функционирования технологической инфраструктуры оптового рынка; 6) Предоставление каналов связи и оперативной информации. Поскольку системный оператор является монополистом, его деятельность будет отделена от других видов коммерческой деятельности, будет находиться под контролем государства, а оплата предоставляемых системным оператором услуг - осуществляться на основе тарифов, регулируемых уполномоченным государственным органом. На начальном этапе реструктуризации отрасли в срок до 1 февраля 2002 г. системный оператор создается Российским акционерным обществом "ЕЭС России" на базе Центрального диспетчерского управления и объединенных диспетчерских управлений в качестве дочернего общества со 100-процентным участием в его уставном капитале. В учредительных документах Российского акционерного общества "ЕЭС России” и системного оператора предусматривается порядок, обеспечивающий избрание представителей государства в совет директоров системного оператора, в количестве, составляющем большинство совета, при этом назначение руководителей (членов) исполнительного органа системного оператора с согласия совета директоров Российского акционерного общества "ЕЭС России". В дальнейшем, но не позднее марта 2004 г., обеспечивается непосредственное участие государства в уставном капитале системного оператора с целью получения контрольного пакета акций путем распределения его акционерного капитала среди собственников Российского акционерного общества "ЕЭС России" пропорционально их долям в капитале этого акционерного общества. По мере осуществления реформ и выхода государства из потенциально конкурентных сфер в электроэнергетике произойдет соответствующее увеличение его доли в уставном капитале системного оператора, в том числе путем обмена акций генерирующих компаний, принадлежащих государству, на акции системного оператора, принадлежащие другим акционерам После получения контрольных пакетов акций в уставных капиталах федеральной сетевой компании и системного оператора государство рассмотрит вопрос о целесообразности их объединения. 3.4.3 Создание администратора торговой системы В процессе реформирования отрасли создается администратор торговой системы, выполняющий задачи по организации торговли на оптовом рынке электроэнергии, обеспечению расчетов за поставляемую электроэнергию и услуги, оказываемые участникам оптового рынка, по обеспечению равных условий для всех участников оптового рынка электроэнергии, разработке правил оптового рынка и контроля за их соблюдением, организации системы досудебного урегулирования споров между участниками оптового рынка и контроля за действиями системного оператора, влияющими на экономическую эффективность оптового рынка. ­ Администратор торговой системы образуется участниками оптового рынка электроэнергии в форме некоммерческой организации. В целях обеспечения баланса интересов продавцов и покупателей электроэнергии и предотвращения злоупотребления монопольным положением в учредительных документах администратора торговой системы предусматриваются: ­ ограничение участия одного юридического лица или группы аффилированных лиц в органах управления и имуществе администратора торговой системы; ­ равное представительство поставщиков и покупателей (включая крупных потребителей) электрической энергии в органах управления администратора торговой системы; ­ обеспечение действенного государственного контроля за деятельностью администратора торговой системы; ­ порядок учета интересов всех субъектов рынка при принятии решений администратором торговой системы. Администратор торговой системы разрабатывает и внедряет систему гарантий и расчетов на оптовом рынке электроэнергии, обеспечивающую возможность его функционирования. Деятельность администратора торговой системы регулируется уполномоченным государственным органом в целях обеспечения равных условий для всех участников рынка в соответствии с законодательством Российской Федерации и правилами оптового рынка электроэнергии, утверждаемыми в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. В отношении отдельных энергетических зон с недостаточной пропускной способностью линий связи с Единой энергетической системой России, для которых правила оптового рынка электроэнергии могут иметь региональные особенности, допускается создание зональных структурных подразделений администратора торговой системы. 3.4.4 Создание генерирующих компаний На базе электростанций Российского акционерного общества "ЕЭС России" будут созданы крупные генерирующие компании, являющиеся самостоятельными участниками оптового рынка электроэнергии. При создании таких генерирующих компаний необходимо избежать появления монополистов в сфере производства электроэнергии и обеспечить максимально возможное выравнивание стартовых условий хозяйствования этих компаний (в первую очередь в отношении себестоимости генерации электроэнергии), а также прозрачность процесса формирования генерирующих компаний. Гидроэлектростанции, обеспечивающие регулирование показателей качества электроэнергии в Единой энергетической системе России, включаются в состав генерирующих компаний на основе каскадного принципа, в соответствии с которым гидроэлектростанции одного каскада (при условии их существенной технологической зависимости друг от друга) принадлежат одной генерирующей компании. На начальном этапе реформирования отрасли генерирующие компании создаются Российским акционерным обществом "ЕЭС России" в качестве дочерних обществ со 100-процентным участием в их уставных капиталах. Порядок формирования генерирующих компаний определяется Правительством Российской Федерации и обеспечивается через представителей государства в совете директоров Российского акционерного общества "ЕЭС России". Указанные генерирующие компании могут приобретать в соответствии с законодательством Российской Федерации электростанции, преобладающим видом деятельности которых является производство электроэнергии. В процессе реформирования будет проводиться демонополизация сферы производства электроэнергии путем постепенного выделения генерирующих компаний из Российского акционерного общества "ЕЭС России" с пропорциональным распределением их акций (долей) между акционерами этого акционерного общества. В целях увеличения доли государства в уставных капиталах федеральной сетевой компании, системного оператора, а также для привлечения частных инвесторов в сферу производства электроэнергии наряду с другими формами могут использоваться варианты обмена или продажи принадлежащих государству пакетов акций в уставных капиталах генерирующих компаний. Для стимулирования конкуренции должны разрабатываться механизмы, ограничивающие доминирующее положение генерирующих компаний на оптовом рынке электроэнергии. В случае превышения устанавливаемого предела выработки электроэнергии генерирующая компания обязана либо продать избыточные мощности, либо разделиться на несколько компаний, либо в отношении этой компании будет применяться государственное регулирование цен, объемов производства и т.д. Создаваемые генерирующие компании должны нести предусмотренную законодательством Российской Федерации ответственность за сохранение, использование, реконструкцию, модернизацию или вывод из эксплуатации генерирующих мощностей. Неэффективные с коммерческой точки зрения генерирующие мощности под влиянием рыночных факторов будут выводиться из эксплуатации с дальнейшей консервацией или реконструкцией в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации или уполномоченным им органом. Социальные гарантии работникам, задействованным на таких мощностях, должны обеспечиваться в соответствии с законодательством Российской Федерации. 3.4.5 Реформирование акционерных обществ энергетики и электрификации Реформирование акционерных обществ энергетики и электрификации будет направлено на повышение прозрачности и эффективности их деятельности, условием чего является разделенный финансовый учет деятельности по производству и сбыту электрической энергии и по создаваемым дочерним сетевым компаниям, в собственность которых передаются сетевые активы (линии электропередачи, подстанции и т.п.). Разделение деятельности явится одним из факторов формирования условий для равного доступа к сетевой инфраструктуре в соответствии с законодательством Российской Федерации. Под влиянием рыночных условий допускается укрупнение акционерных обществ энергетики и электрификации в соответствии с законодательством Российской Федерации, потому уже на первом этапе реформ будут сформированы финансово устойчивые и инвестиционно привлекательные региональные организации в сфере энергетики с высокой степенью прозрачности их деятельности. После образования региональных сетевых компаний акционерным обществам энергетики и электрификации будет присвоен статус гарантирующих поставщиков, порядок деятельности которых разрабатывается и утверждается уполномоченным государственным органом. По мере становления рынка статус гарантирующего поставщика может быть присвоен любой сбытовой компании на конкурсной основе. Порядок проведения конкурсов устанавливается Правительством Российской Федерации. Количество гарантирующих поставщиков и границы зон обслуживания будут определены на первом этапе реформирования, при этом в каждой зоне обслуживания в качестве гарантирующего будет выступать только один поставщик. Допускается укрупнение гарантирующих поставщиков на межрегиональной основе. 3.5 Основные положения модели рынка электроэнергии РАО "ЕЭС России" примет активное участие в создании нового конкурентного рынка электроэнергии. С этой целью РАО "ЕЭС России" предпримет необходимые шаги по формированию первоначального состава субъектов этого рынка, а также примет участие в разработке нормативно-правовой базы, необходимой для его работы. На переходном этапе параллельно с новым конкурентным рынком продолжит функционировать регулируемый ФОРЭМ с изменениями, необходимыми для устранения конфликтов между конкурентной и регулируемой частями рынка. Для обеспечения плавности перехода к конкурентному рынку предусматривается обеспечить обязательства генерирующих компаний по участию в регулируемом рынке при одновременном ужесточении политики по отношению к неплательщикам. Система взаимоотношений будет трансформирована, и осуществлен переход к системе двусторонних договоров, обеспечивающих возможности для юридической защиты интересов сторон договора. Для обеспечения надежной работы ЕЭС России, поддержания стабильного значения частоты и напряжения в соответствии с установленными стандартами в ЕЭС России будут сформированы рынки дополнительных системных услуг, участниками которых станут некоторые электростанции, АО-энерго и крупные промышленные предприятия – потребители электроэнергии . В перспективе, по мере становления конкурентного рынка и приобретения его участниками опыта работы, следует ввести рыночные механизмы решения проблем сетевых ограничений. 3.5.1 Сегменты конкурентного рынка. 3.5.1.1. Сегмент прямых поставок. Участники сегмента прямых поставок имеют право заключать договора на поставку электроэнергии на условиях, устанавливаемых сторонами договора. При этом обязательным условием является регистрация этих договоров у системного оператора рынка и администратора торговой системы. В условиях переходного периода и недостатка опыта у участников рынка в определении реальной цены за электроэнергию ограничивается минимальный и максимальный срок, на который может быть заключен прямой договор. 3.5.1.2. Сегмент спотового рынка Спотовый рынок является централизованной торговой системой (или совокупностью подобных систем), в рамках которой осуществляется формирование цены электроэнергии на основе ценовых заявок производителей и потребителей при соблюдении условий технической реализуемости поставок. В случае, когда результаты торговой сессии признаны технически нереализуемыми по поставкам, вводится разбиение рыночного пространства на зоны, между которыми в результате торгов образовались узкие сечения, и проводятся новые торги между участниками, находящимися в соответствующих зонах. На спотовом рынке используется система расчетов по принципу “поставка против платежа”. Постепенно, по мере роста объемов торговли и создания кредитной истории, требование по уровню депозита, необходимого для допуска на рынок, будет снижаться. 3.5.1.3. Сегмент балансирующего рынка. Балансирующий рынок обеспечивает окончательную балансировку объемов производства и потребления электроэнергии. Для формирования цены балансирующего рынка проводится конкурс ценовых заявок продавцов на дополнительную единицу объема производства. Все электростанции обязаны участвовать в работе балансирующего рынка. Пределы обязательного участия устанавливаются правилами рынка и решением регулирующего органа федерального уровня. Такой конкурс проводится на регулярной основе в период времени, максимально приближенный к реальному времени поставки электроэнергии (например, за один час до поставки). Цена балансирующего рынка используется для стоимостной оценки и проведения соответствующих расчетов по отклонениям, возникающим в процессе торговли на других сегментах конкурентного рынка. 3.5.2 Участники конкурентного рынка. Поставщиками электроэнергии на рынке могут являться: ­ генерирующие компании, независимо от форм собственности, не совмещающие производство и транспортировку электроэнергии и обеспечивающие коммерческий учет отпускаемой электроэнергии. Генерирующие компании будут создаваться как в процессе реструктуризации РАО “ЕЭС России”, так и независимыми производителями энергии, в первую очередь, концерном “Росэнергоатом”; ­ независимые коммерческие компании, выступающие в качестве агентов генерирующих компаний; ­ коммерческие компании, осуществляющие закупку электроэнергии с целью ее последующей перепродажи. ­ Покупателями электроэнергии на конкурентном рынке могут являться организации, отвечающие ограничению по минимальной потребляемой мощности, установленному в качестве условия доступа к рынку, и требованиям по обеспечению коммерческого учета электроэнергии, в том числе: ­ конечные потребители электроэнергии; ­ независимые коммерческие структуры (сбытовые компании), осуществляющие покупку электроэнергии с целью ее дальнейшей перепродажи; ­ распределительные компании (в том числе муниципальные), владеющие распределительными сетями и приобретающие электроэнергию для поставки ее потребителям, присоединенным к их сетям, при условии разделения бизнесов по транспортировке и сбыту электроэнергии. 3.5.2.1. Особенности участия электростанций в сегментах конкурентного рынка К электростанциям, работающим в вынужденном режиме, относятся электростанции, по технологическим причинам не имеющие возможности для гибкого регулирования режимов своей работы, в частности: ­ ТЭЦ, работающие в теплофикационном режиме; ­ АЭС; ­ ГЭС, осуществляющие технологические попуски воды; ­ ТЭС, несущие минимальную технологическую нагрузку (по условиям эксплуатации генерирующего оборудования). Для большинства таких электростанций цена, формируемая на рынке, будет покрывать издержки их работы. Для остальных станций может быть предусмотрен особый режим ценообразования. 3.5.2.2. Особенности ценообразования ГЭС Отсутствие существенных расходов, связанных с компенсацией капитальных затрат на строительство существующих ГЭС, и их низкие операционные затраты обусловливает необходимость выравнивания условий их конкуренции на рынке. Одним из решений могло бы стать создание механизма, обеспечивающего направление части прибыли ГЭС на развитие технологической инфраструктуры рынка (сетей федерального значения и единой системы диспетчеризации), решение социальных проблем, возникающих при реструктуризации электроэнергетики, модернизацию устаревших основных фондов генерирующих станций, решение экологических проблем и формирование федерального фонда развития энергетики. На регулируемом рынке, размер средств, направляемых на указанные нужды, должен утверждаться ФЭК России и включаться в состав тарифа, устанавливаемого для ГЭС. 3.5.3 Участники регулируемого рынка К участию в регулируемом рынке допускаются все производители и потребители электроэнергии в соответствии с существующими правилами. 3.5.4 Инфраструктура рынка. Инфраструктура рынка включает технологическую и коммерческую инфраструктуры рынка. Технологическая инфраструктура рынка включает: ­ системообразующие сети электропередачи; ­ систему оперативно-диспетчерского управления; ­ устройства учета системообразующей сети, системы связи и телемеханики; ­ распределительные сети и системы учета потребленной электроэнергии. Новый конкурентный и регулируемый рынок использует единую технологическую инфрастуктуру. Коммерческая инфраструктура рынка включает: ­ организованные торговые площадки; ­ систему расчетов; ­ систему гарантий участников рынка от возможного неисполнения обязательств другими участниками рынка. Инфрастуктура рынка поддерживается: ­ в части обеспечения режимов работы и поддержания надежности и качества электроэнергии – системным оператором рынка; ­ в части обеспечения торгов электроэнергией и расчетов за нее – администраторами торговых систем; ­ в части обеспечения присоединения к сети и передачи электроэнергии – сетевой компанией федерального уровня и региональными распределительными компаниями, создаваемыми на базе АО-энерго. 3.5.5 Рынок дополнительных услуг. Помимо оказания своих основных услуг по организации режимов работы ЕЭС системный оператор обеспечивает оказание дополнительных системных услуг, к которым относятся: ­ регулирование частоты и активной мощности; ­ регулирование напряжения и реактивной мощности; ­ резервирование мощности (рынок резервов, схема приведена на рисунке 9); ­ участие субъектов рынка в общесистемной противоаварийной автоматике. Рисунок 9 – Структура рынка резервов. Дополнительные услуги обеспечиваются системным оператором путем востребования услуг участников рынка, которые осуществляются на возмездной основе. Затраты на оказание системных услуг оплачиваются теми субъектами рынка, деятельность которых обусловила необходимость оказания этих услуг (затрат). Плата за оказание дополнительных системных услуг определяется либо на основе конкурентных механизмов на рынках соответствующих системных услуг, либо устанавливается регулирующим органом. 3.6 Этапы реформирования электроэнергетики При проведении реформы электроэнергетики необходимо сочетать по срокам преобразование федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) в полноценный конкурентный оптовый рынок электроэнергии, разработку правил его функционирования и осуществление мероприятий по реформированию организаций отрасли. Реформирование электроэнергетики носит последовательный характер и будет осуществляться в три этапа. Первый из них изображен на рисунке 10. Рисунок 10 – Изменение структуры электроэнергетики на первом этапе 3.6.1 Первый этап Первый этап реформ осуществляется в течение 3 лет. В ходе этого этапа должны быть решены следующие задачи: ­ разработка нормативной правовой базы реформирования отрасли; ­ реформирование организаций электроэнергетики; ­ отработка механизмов функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии. Первый этап включает в себя две фазы продолжительностью по полтора года каждая. В рамках первой фазы, носящей в основном подготовительный характер, будут осуществлены следующие мероприятия: 1) подготовка, внесение и принятие необходимых нормативных правовых актов; 2) разработка и утверждение правил работы конкурентного оптового рынка электроэнергии; 3) инвентаризация имущества Российского акционерного общества "ЕЭС России", акционерных обществ энергетики и электрификации и государственного унитарного предприятия “Татэнерго”; 4) проведение мер по финансовому оздоровлению, снижению издержек, реструктуризации кредиторской и дебиторской задолженности организаций отрасли; 5) формирование системы раздельного учета затрат по видам деятельности; 6) создание единой системы регулирования; 7) создание механизма по обеспечению равного доступа к сетевой инфраструктуре; 8) реорганизация Российского акционерного общества "ЕЭС России" путем создания: ­ федеральной сетевой компании в качестве дочернего общества Российского акционерного общества "ЕЭС России" со 100-процентным участием акционерного общества в ее уставном капитале; ­ генерирующих компаний, которые создаются на базе электростанций Российского акционерного общества "ЕЭС России" в качестве дочерних обществ со 100-процентным участием акционерного общества в их уставных капиталах; ­ системного оператора, который создается в результате объединения центрального диспетчерского управления и объединенных диспетчерских управлений в качестве дочернего общества Российского акционерного общества "ЕЭС России" со 100-процентным участием акционерного общества в его уставном капитале; 9) реформирование атомной энергетики путем образования одной генерирующей компании; 10) создание администратора торговой системы как некоммерческой организации; 11) развитие инфраструктуры, необходимой для перехода к конкурентному оптовому рынку электроэнергии; 12) формирование платежной системы оптового и розничного рынков электроэнергии; 13) начало реформирования акционерных обществ энергетики и электрификации и государственного унитарного предприятия "Татэнерго" путем создания ими сетевых компаний в качестве дочерних обществ со 100-процентным участием в их уставных капиталах; 14) присвоение статуса гарантирующих поставщиков реформированным акционерным обществам энергетики и электрификации; 15) на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности): ­ сохранение регулирования тарифов для поставщиков на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) и тарифов на электроэнергию, отпускаемую с федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности), в том числе в виде предельных минимальных и максимальных тарифов, за исключением тарифов для независимых производителей, а также производителей, не входящих в Российское акционерное общество "ЕЭС России" как холдинг, систему Министерства Российской Федерации по атомной энергии, концерн "Росэнергоатом", акционерные общества энергетики и электрификации и государственное унитарное предприятие Татэнерго"; ­ введение тарифов на передачу (распределение) по электрическим сетям; ­ установление тарифов на услуги системного оператора, администратора торговой системы, услуги сетевых дочерних обществ акционерных обществ энергетики и электрификации и государственного унитарного предприятия Татэнерго"; ­ формирование на оптовом рынке электроэнергии сектора продажи по нерегулируемым ценам определенной одинаковой для всех, доли электроэнергии (5-15 процентов выработки) производителями, входящими в Российское акционерное общество "ЕЭС России" как холдинг, систему Министерства Российской Федерации по атомной энергии, концерн "Росэнергоатом", акционерные общества энергетики и электрификации и государственное унитарное предприятие “Татэнерго”, и всей электроэнергии, выработанной независимыми производителями; 16) на розничных рынках: ­ прекращение регулирования новых независимых производителей, а также производителей, не входящих в Российское акционерное общество "ЕЭС России" как холдинг, систему Министерства Российской Федерации по атомной энергии, концерн Росэнергоатом", акционерные общества энергетики и электрификации и государственное унитарное предприятие "Татэнерго"; ­ введение формулы образования цены на розничных рынках электроэнергии, зависящей от цены на оптовом рынке электроэнергии; ­ введение тарифов по зонам суток. В течение второй фазы: 1) завершается реформирование акционерных обществ энергетики и электрификации и государственного унитарного предприятия Татэнерго"; 2) осуществляется объединение реформированных акционерных обществ энергетики и электрификации и их дочерних обществ по видам деятельности; 3) расширяется число субъектов оптового рынка электроэнергии; 4) вводится коммерческая диспетчеризация поставщиков на основе ценовых заявок; 5) совершенствуется платежная система оптового рынка электроэнергии, формируется расчетный центр; 6) запускаются механизмы заключения форвардных и фьючерсных контрактов 7) завершается формирование системы прогнозирования спроса; 8) определяется механизм использования сверхприбыли гидроэлектростанций; 9) разрабатываются индивидуальные проекты реформирования изолированных энергосистем и начинается их реализация; 10) разрабатывается механизм социальной реабилитации работников электроэнергетики, высвобождаемых в ходе реформирования отрасли; 11) производится реформирование Российского акционерного общества "ЕЭС России" путем создания независимых обществ с контрольным пакетом акций, принадлежащих государству: федеральной сетевой компании (с сохранением наименования Российского акционерного общества "ЕЭС России"), системного оператора, генерирующих компаний, созданных на базе электростанций Российского акционерного общества "ЕЭС России", и холдинга, владеющего акциями акционерных обществ энергетики и электрификации. Отдельные электростанции Российского акционерного общества "ЕЭС России" (генерирующие компании) в течение второго этапа могут оставаться в составе указанного холдинга. В результате первого этапа будут созданы условия для функционирования конкурентного рынка электроэнергии, достигнута финансовая прозрачность организаций электроэнергетики. При этом становление конкурентного оптового рынка будет способствовать дооценке стоимости активов всех участников рынка электроэнергии, что создаст дополнительные факторы, содействующие привлечению инвестиций. 3.6.2 Второй этап Второй этап реформы займет 2-3 года и явится периодом становления оптового и розничных рынков электроэнергии на территории Европейской, Уральской и Сибирской энергозон. На этом этапе завершится формирование конкурентного оптового рынка электроэнергии, будет прекращено регулирование тарифов на электрическую энергию и сохранено регулирование тарифов на ее передачу и системные услуги, для чего: ­ вводятся в действие правила функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии, определяются принципы взаимоотношений его участников и порядок перехода к ценообразованию на основе свободных цен, складывающихся под влиянием спроса и предложения; ­ заканчивается в основном формирование правовой базы функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии; ­ создаются независимые сбытовые компании; ­ рассматривается целесообразность объединения Российского ­ акционерного общества "ЕЭС России" (федеральной сетевой компании) с системным оператором; ­

формируются условия для развития конкуренции на оптовом и розничных рынках электроэнергии. Рисунок 11 – Изменение структуры электроэнергетики на втором и третьем этапах В результате будет в основном проведено реформирование отрасли, сформирована система рыночного ценообразования на оптовом и розничных рынках электроэнергии, созданы условия для широкомасштабного привлечения инвестиций. 3.6.3 Третий этап Третий этап проведения реформы должен быть осуществлен в течение 3-4 лет. Его основным содержанием станет обеспечение ­ притока инвестиций в конкурентные сектора электроэнергетики. В ходе этого этапа: ­ развивается и совершенствуется рыночная инфраструктура; ­ производится привлечение инвестиций в капитал генерирующих компаний; ­ развивается система магистральных сетей с расширением сферы оптового рынка электроэнергии; ­ обеспечивается увеличение доли государства в уставном капитале Российского акционерного общества "ЕЭС России" (федеральной сетевой компании) и в уставном капитале системного оператора. В результате будет закончено формирование конкурентных оптового и розничных рынков электроэнергии, достигнут высокий уровень конкуренции в секторах производства и сбыта электроэнергии, государство перестанет выполнять несвойственные ему функции хозяйственного управления конкурентными секторами энергетики. 4 Анализ зарубежного опыта реструктуризации и организации отрасли 4.1 Описание экономической ситуации 4.1.1 Англия и Уэльс В течение многих лет государственные монополии считались в Великобритании оптимальной формой организации деятельности энергетического сектора. Они находились под контролем правительства, гарантировали стабильность поставок энергоносителей потребителям и, казалось бы, надежный уровень энергетической безопасности страны в целом. Однако эта энергетическая безопасность давалась стране дорогой ценой. Монополизм в отраслях энергетики обусловил отсутствие гибкости в функционировании энергетических предприятий, а также стимулов к снижению затрат на строительство новых энергетических установок, к разработке и внедрению передовых энерготехнологий. Существование монополий оказывало определенное влияние и на снижение уровня безопасности энергоснабжения. Так, в начале 80-х годов у газодобывающих компаний в стране практически отсутствовали стимулы для разведки новых месторождений природного газа в Северном море, так как продать газ можно было лишь компании «British Gas», которая имела собственные излишки его добычи и соответственно не была заинтересована в предложении хорошей цены за газ, добытый более слабыми конкурентами, не имеющими прямого выхода на потребителей. Функционирование отраслей энергетического сектора Великобритании в условиях монополизма не отличалось высокой экономической эффективностью. Так, Центральный электроэнергетический совет, являвшийся по сути государственной структурой и контролировавший основные вопросы, связанные с определением приоритетов в развитии электроэнергетики страны, по техническим соображениям отдавал предпочтение крупным проектам, таким как строительство атомных электростанций и крупных угольных электростанций, расположенных непосредственно в районах угледобычи. Так как эти электростанции находились далеко от основных потребителей, возникла необходимость вложения дополнительных инвестиций в передачу электроэнергии, кроме того, за счет расстояния увеличивались ее потери в сетях. В условиях существования государственных монополий в энергетическом секторе Великобритании бюджетные затраты, являющиеся основной инвестиционной компонентой энергетики, иногда претерпевали довольно существенные изменения по мере изменения приоритетов государственной энергетической и экономической политики. Учитывая сказанное, а также высокую капиталоемкость и инерционность энергетики, государственное финансирование не могло рассматриваться в качестве инвестиционного источника, способного обеспечить надежный уровень энергетической безопасности страны на длительную перспективу. Следует отметить также, что цены на энергоносители, устанавливаемые для потребителей государственными монополиями, были неоправданно высоки. Таким образом, в энергетике Великобритании по состоянию на начало второй половины 80-х годов имела место целая совокупность факторов, говорящих в пользу необходимости скорейшего осуществления реформ в ее отраслях, приватизация которых стала первым шагом в этом направлении. Приватизация является необходимым, но отнюдь не достаточным условием создания конкурентной рыночной среды. Великобритания к моменту реструктуризации электроэнергетики уже имела опыт либерализации рынка газа. Компания «British Gas», несмотря на приватизацию газовой индустрии, продолжала оставаться монополистом на рынках природного газа. Сегодня с внедрением в отрасли принципов конкуренции ее позиции заметно снизились. Поначалу поставками газа на конкурентной основе были охвачены только крупные промышленные потребители, впоследствии принцип конкурентности был перенесен на мелких и средних промышленных и бытовых энергопотребителей. За период с 1986 по 1996 г. доля природного газа, поставляемого компанией «British Gas» своим потребителям, снизилась со 100 до 35%. Волна конкуренции за газоснабжение бытовых потребителей началась осенью 1995 г. с юго-западной Англии, затем она, дойдя до Шотландии, захватила северо-запад и центральные районы страны (Мидлэндз) и докатилась до Лондона. В тех районах, снабжение газом которых стало осуществляться на конкурентной основе, около 20% потребителей (около миллиона зданий жилищно-коммунального сектора) отказались от услуг «British Gas», предпочтя ей других поставщиков, снизив благодаря этому свои расходы по оплате счетов за газоснабжение в среднем на 20%. Также в стране были приватизированы железные дороги, денационализирована система социального и даже медицинского страхования. Значительное влияние на энергетику оказывала и угольная промышленность. До приватизации почти 3/4 английского угля потреблялось в электроэнергетике. Естественно, в этой ситуации Правительство обязало энергокомпании не расторгать договора с угольными партнерами как минимум на 3 года (до 1992 г.) Лейбористское правительство Великобритании поддерживает угольную промышленность, профсоюз которой имеет значительное влияние. Так как добыча угля не является в Англии особенно прибыльной, энергетика дотирует её своими закупками угля под нажимом правительства. 4.1.2 Норвегия Выше уже была описана ситуация в экономике Норвегии. Основные моменты: ­ Избыточная генерация электроэнергии, почти на 100% состоящая из ГЭС на горных каскадах, что, с одной стороны, позволяет вырабатывать очень дешевую энергию, а с другой - ставит генерацию в зависимость от «водности» года ­ Налаженная торговля энергией с соседними странами, прежде всего Швецией и Данией; ­ Высокая энергоемкость промышленности и коммунального сектора, практическое отсутствие энергосбережения; ­ Экспортно-ориентированная экономика; ­ Высокая социальная защищённость, обеспечиваемая соответственно высокими налогами 4.1.3 Швеция Подобно другим относительно малым промышленно развитым странам Швеция очень зависит от внешней торговли для сохранения своей высокой производительности труда и уровня жизни. Свыше 80% всего экспорта составляют промышленные товары. Наиболее важные экспортные рынки находятся в Западной Европе. Хотя Швеция является относительно малой страной, ее экономика в большой степени диверсифицирована. Традиционные отрасли, базирующиеся на двух наиболее важных сырьевых ресурсах - железной руде и лесе, по-прежнему играют важную роль, однако возросло значение машиностроения и различных высокотехнологичных секторов. Очевидно, что развитие такой передовой и специализированной отраслевой структуры не представлялось бы возможным, если бы эти товары продавались лишь на внутреннем рынке. Расширяя продажи на мировом рынке, шведские компании смогли распределить расходы на научно-исследовательские и опытно- конструкторские разработки на больший объем продукции, тем самым эффективно используя свои соответствующие ниши. В Швеции государство играет огромную роль в распределении, потреблении и перераспределении национального дохода через налоги и государственные расходы, достигшие рекордных уровней. Частный капитал при такой системе как бы освобождается от многих видов «непроизводительных» для него затрат. Она стимулирует использование большей части прибыли на расширенное накопление капитала, так как государство берет на себя преобладающую часть затрат на образование , здравоохранение, развитие инфраструктуры, научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки и т. д. 4.1.4 США США – это крупнейшая экономическая держава мира. Их огромная территория является одним из факторов, оказывающих серьезное влияние на процесс преобразований в электроэнергетике. Государство США имеет ярко выраженное федеративное устройство и представляет пример того, как различные штаты относятся к идеям дерегулирования. Особенный интерес представляет развитие процесса дерегулирования в инвестиционно насыщенной и конкурентной среде. В начале XX века вертикально интегрированные энергокомпании США производили 40 % всей электроэнергии. Промышленные предприятия в то время вырабатывали электроэнергию в основном для своих нужд. После того как ЭК стали устанавливать более мощные генераторы и расширять строительство электрических сетей, повышая тем самым свою экономическую эффективность, промышленные предприятия начали покупать электроэнергию для собственных нужд у ЭК. По мере расширения обслуживаемой энергокомпаниями территории их основное предназначение превратилось в обязанность ЭК обслуживать клиентов, находящихся на этой территории. Поскольку на монополистов в США распространялся антитрестовский акт Шермана, то и ЭК также были обязаны его соблюдать. Кроме того, в целях защиты интересов потребителей было установлено тарифное регулирование ЭК. В 1921 г. частные энергокомпании производили уже 94 % всей электроэнергии, остальные 6 % вырабатывались на электростанциях, построенных на общественные средства. В то 10-летие при поддержке общественности началось строительство государственных, преимущественно гидравлических электростанций. В период 1933-1941гг. половина вновь вводимых мощностей финансировалась федеральными и общественными структурами. К 1940г. сформировалась федеральная энергетическая политика в отношении тарифов на электроэнергию. Федеральные электростанции поставляли ее по самым низким ценам, лишь компенсирующим издержки производства. Закон 1935 года об энергетических холдинговых компаниях запретил частным энергетическим компаниям выходить за границы штатов. В результате проявилась практически поголовная энергообеспеченность штатов при слабых межштатных линиях электропередач, что при учете огромной географической протяженности и различной промышленной специализации штатов создает определенные проблемы. На протяжении нескольких 10-летий частные ЭК были в состоянии удовлетворять спрос потребителей на электроэнергию по относительно невысоким ценам, и такая тенденция сохранялась до конца 1960-х годов. Затем нефтяные кризисы, принятые законы об охране окружающей среды, негативное отношение к АЭС вследствие аварии заставили пересмотреть взгляды на структуру энергетики. 4.1.5 Выводы Обобщая вышесказанное, можно сделать следующие выводы: ­ Во всех рассматриваемых странах электроэнергетика обладала избыточной генерацией; ­ Пропускной способности сетей хватало для функционирования экономики, однако при росте энергопотребления либо экспорта энергии могли возникнуть «узкие места» ­ Государство имело большое влияние на отрасль (Англия и Скандинавия - полная или частичная собственность); зачастую имела место та или иная форма субсидирования энергетикой других отраслей промышленности или социальных программ. В Норвегии имела место обратная ситуация, что ставило в тяжелое положение уже промышленность. 4.2 Реструктуризация отрасли электроэнергетика 4.2.1 Причины и цели реструктуризации Главным направлением реформ электроэнергетики за рубежом следует считать внедрение конкуренции в области производства электроэнергии, чему способствовало признание в начале 90-х годов того, что электроэнергетическая отрасль перестала быть неделимой естественной монополией. Существует несколько причин такого изменения отношения к электроэнергетике. Прежде всего, экономия от масштаба, которая долгое время играла роль основного аргумента в пользу естественно-монопольной структуры отрасли, потеряла свою актуальность. Новые технологии привели к тому, что электростанции среднего размера оказываются вполне конкурентоспособными по сравнению с более крупными станциями. Это позволило менее крупным инвесторам, чем существующие вертикального интегрированного комплексами (ВИК), строить независимые от них электростанции. Можно выделить следующие цели, которые первоначально указывались при проведении реформ в различных странах: ­ снижение стоимости электроэнергии для потребителей за счет повышения эффективности работы отрасли (Великобритания, Аргентина, Австралия); ­ привлечение иностранных инвестиций для повышения эффективности работы отрасли (Бразилия, Аргентина); ­ внедрение конкуренции для предоставления потребителям права выбора поставщика (Бразилия); ­ сглаживание разницы в ценах на электроэнергию в различных регионах страны (Норвегия, США); ­ повышение эффективности инвестирования в развитие инфраструктуры электроэнергетики и отрасли в целом с целью повышения конкурентоспособности национальных производителей (Австралия). Причины и цели реструктуризации в различных странах представлены в таблицах 5 и 6. Таблица 5 – Причины реструктуризации в различных странах
Англия и Уэльс

­ Монополизм в отраслях энергетики обусловил отсутствие гибкости в функционировании энергетических предприятий, а также стимулов к снижению затрат на строительство новых энергетических установок, к разработке и внедрению передовых энерготехнологий

­ Неэффективное управление, государственная собственность и политизация энергетики привели к нерациональному размещению и загрузке генерирующих мощностей и сетей внутри страны

­ В условиях высокой капиталоемкости и инерционности энергетики, государственное финансирование, к тому же зависящее от приоритетов государственной политики в различных сферах, не могло рассматриваться в качестве инвестиционного источника, способного обеспечить надежный уровень энергетической безопасности страны на длительную перспективу.

­ Цены на энергоносители, устанавливаемые для потребителей государственными монополиями, были неоправданно высоки.

Норвегия

­ предприятие «Статкрафт» по генерации, передаче и распределению электроэнергии. «Статкрафт» являлось частью министерства водных ресурсов и энергетики, не имея статуса компании и стимулов для повышения собственной эффективности.

­ Тарифы на электроэнергию устанавливались государством на срок до десяти лет без права применения дефляторов и примерно к середине этого срока переставали покрывать собственные затраты «Статкрафт». С целью её дотирования повышались налоги для промышленнных предприятий (для которых, кстати, одновременно вводились льготные тарифы). Это вызвало отток инвестиций за границу и осложнило экономическое положение в стране.

­ Для привлечения дополнительных доходов от экспорта электроэнергии с учетом избыточности собственных мощностей необходимо было провести внутри страны достаточно эффективные энергосберегающие мероприятия, для чего требовалось сделать «Статкрафт» самодостаточной компанией

Швеция

­ Компания «Ватенфолл» являлась единственной, отвечающей за ведение режимов сети, её функционирование, координацию передачи и распределения энергии.

­ 50% генерации также находились в собственности «Ватенфалл», тогда как почти вся остальная половина была распределена между 12 крупными энергокомпаниями. Это затрудняло выход на экспортный рынок остальных компаний

США

­ Значительный разброс в тарифах между штатами

­ Низкая пропускная способность межштатных линий электропередач

­ Зависимость от импорта нефти,

­ Низкая эффективность использования органического топлива

Россия

­ Затратный механизм формирования тарифов

­ Неплатежи

­ Перекрестное субсидирование

­ Потребность в инвестициях

­ Низкая эффективность энергетики

Таблица 6 – Цели реструктуризации
Англия и Уэльс

На начальной стадии (приватизация)

­ переложение на частный сектор проблем инвестиционного обеспечения энергетики

­ получение средств в бюджет от приватизации предприятий топливно-энергетической сферы.

На следующей стадии (либерализация)

­ Повышение эффективности работы отраслей топливно-энергетического комплекса благодаря созданию в них конкурентной среды и за счет этого повышение экономической доступности и качества энергетических услуг, предоставляемых энергокомпаниями своим клиентам.

­ укрепление энергетической безопасности страны

продолжение таблицы 6
Норвегия

­ Перевод «Статкрафт» на самостоятельное положение с целью достижения экономической эффективности его функционирования

­ Контроль за нагрузкой на сеть в периоды пикового потребления

­ Расширение экспорта электроэнергии и увеличение его доходности

Швеция

­ Открытие доступа к сети для всех энергокомпаний

­ Объединение сети на региональном уровне

США

ü Повышение надежности энергоснабжения с учетом предполагаемого роста потребления

ü Выравнивание тарифа по стране

ü Внедрение новых технологий, снижающих стоимость энергии

Россия

ü обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы,

ü повышение эффективности производства и потребления электроэнергии,

ü обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей

ü привлечение инвестиций

Обобщая данные по странам, можно сказать, что укрупненными целями реструктуризации являются: ­ Развитие конкуренции и снижение цен для потребителей ­ Привлечение в отрасль инвестиций ­ Повышение надежности энергоснабжения и энергетической безопасности страны. 4.2.2 Реструктуризация отрасли в Англии и Уэльсе Порядок реструктуризации электроэнергетики в Англии и Уэльсе рассматривается в таблице 7. Полезно будет выделить основные причины успеха NETA с целью рассмотрения возможного применения этой системы в России. В NETA отсутствует механизм централизованного выбора состава оборудования, разработки и отчасти ведения режимов, которые были присущи Английскому пулу. Вместо этого, действия, как продавцов, так и покупателей, определяются в основном теми договорами, которые им удалось заключить. Эта система торговых отношений, а также надежность снабжения электроэнергией подкрепляется следующими немаловажными факторами: 1) Наличие избытка мощностей, значительная часть которых является самым современным и маневренным оборудованием типа ПГУ, введенными в действие на протяжении предыдущего десятилетия. 2) Наличие достаточно мощной магистральной сети, в общем, с избытком пропускной способности. 3) Накопленный за последнее десятилетие опыт работы в конкурентной среде. 4) Тщательно разработанная нормативно-правовая база. 5) Весьма совершенная структура финансовых отношений. 6) Развитая система измерений и оснащенность системы приборами типа АСКУЭ и соответствующими базами данных для коммерческого учета. 7) Практически свободные рынки топлива. Несмотря на все это, внедрение NETA было сопряжено со многими трудностями, в основном связанными с созданием програмно-аппаратного комплекса, предназначенного для того, чтобы претворить в жизнь положения Кодекса балансирования и расчетов. Более того, после внедрения NETA обнаружилось много ошибок, как в самом расчетном центре, так и ошибок, допущенных участниками. Было бы нереальным предположить, что эта система отношений могла бы функционировать в том случае, если ее участники не имели за своими плечами десятилетнего опыта жизни в рыночной среде. Трудно представить, что в России можно будет обеспечить надежность электроснабжения, изначально отказавшись от централизованной разработки режимов и их централизованного ведения, принимая также во внимание то, что практически все перечисленные выше факторы, за исключением, пожалуй, временного избытка мощностей, в России пока еще отсутствуют. Представляется, что будущие участники рынка будут не в состоянии с достаточной точностью предсказывать свое производство и потребление и соответственно заключать контракты на этой основе. По необходимости это приведет к значительным дисбалансам и очень существенным платежам по ним, не говоря уже о полной неготовности системы оперативно-диспетчерского управления вести ту микроторговлю, которая необходима по идеологии NETA, со всеми вытекающими отсюда последствиями. В дополнение к этому надо отметить, что то упрощенное понятие двустороннего контракта, которое существует сегодня в России, абсолютно не соответствует описанной системе. К сожалению, в России пока еще нет мощной магистральной сети, что позволило бы заключать двусторонние контракты, практически не принимая во внимание сетевых ограничений. Это означает непосредственный контроль СО над всеми двусторонними договорами до момента их заключения и, конечно же, влечет за собой необходимость немедленной разработки весьма сложного механизма торговли пропускной способностью. При отсутствии надлежащей инфраструктуры, систем связи, коммерческого учета и т.д. исключается возможность каких бы то ни было краткосрочных контрактов из соображений чистой логистики. Управлять же системой и обеспечивать надежность, базируясь только на долгосрочных контрактах с непредсказуемой исполнимостью, неизбежно влечет за собой необходимость центрального контроля, центральной разработки и ведения режимов. Таким образом, вся концепция, заложенная в NETA, рушится. Таблица 7 – Реструктуризация отрасли в Англии и Уэльсе
МодельМероприятия по переходу к моделиДостоинстваНедостаткиИтоги этапа
Вертикально-интегрированнная монополияНет

­ Контроль правительства

­ стабильность поставок энергии потребителям

­ довольно надежный уровень энергетической безопасности страны в целом

­ отсутствие гибкости в функционировании энергетических предприятий

­ отсутствие стимулов к снижению затрат на строительство новых энергетических установок, к разработке и внедрению передовых энерготехнологий

нет
Конкуренция на оптовом рынке (Английский Пул)

­ Приватизация

­ Разделение генерации на атомную (государственная) и две частных компании

­ Образование Компании национальной энергосистемы

­ Образование Английского Пула

­ Создание государственного регулирующего органа

­ Доходы от приватизации

­ Повышенная операционная эффективность

­ Сниженные цены на электроэнергию

­ Отсутствие бюджетного финансирования

­ Возрастающая конкуренция ведет к уменьшению рыночной капитализации, несмотря на рост эффективности

­ Возможность злоупотребления рыночной силой

­ Расплывчатое регулирование

­ Негибкое управление Пулом

­ Отсутствие мотивации для менеджмента

­ снижение финансового бремени потребителей по оплате использования энергоносителей

­ стимулирование технологического развития ее отраслей энергетики, в частности, внедрение ПГУ

­ снизилось использование угля, что негативно влияет на социальную обстановку

Конкуренция на оптовом рынке (биржа NETA)

­ отмена требования торговать только через пул

­ переход к оплате по заявкам вместо универсальной цены двойного аукциона

­ Препятствия к завышению цен­ Исчезновение стимула к строительству новых мощностей

­ Повысилась гибкость управления и оплаты дисбалансов производства и потребления, а также регулирования частоты

­ За год работы новой рыночной модели цены на оптовом рынке снизились почти на 40%

4.2.3 Реструктуризация отрасли в Швеции Первоначально организация электроэнергетической отрасли в Швеции не подходила ни под одну модель. С одной стороны, налицо была монопольная или практически монопольная ситуация в сфере производства и передачи электроэнергия, с другой – имела место свобода выбора поставщика для конечных потребителей, оригинальный режим ведения сети и отсутствие единого центрального диспетчерского управления. Порядок реорганизации отрасли представлен в таблице 8. 4.2.4 Реструктуризация отрасли в США США являются похожим на Россию государством в плане обширной территории, федеративного устройства государства. Электроэнергетика этой страны также в некоторых моментах была похожа на российскую: слабые межсистемные связи, глубокая регионализация. Порядок реорганизации отрасли представлен в таблице 9. 4.2.5 Планируемая реструктуризация в России В целях сравнения с мероприятиями, проводимыми в электроэнергетике зарубежных стран, приведем в аналогичной форме в таблице 10 данные о планируемой реструктуризации в России. 4.2.6 Организация рынка Анализ развития и функционирования энергорынков Европы (Англия, Франция) и Скандинавских стран (НордПул), создания и функционирования зарубежных оптовых рынков электроэнергии, приведенный в таблице 11, показывает, что основными принципами их устойчивости являются: 1) Добровольность участия и прозрачность процедур для всех субъектов рынка. 2) Недискриминационный допуск к сетям. 3) Отсутствие системных ограничений непосредственно влияющих на развитие рыночных отношений в электроэнергетике. 4) Использование двусторонних договоров по ценам, устанавливаемым в процессе переговоров между продавцом и покупателем (производителем и крупным потребителем или оптовым перепродавцом) от 72 до 100 % в разных странах. 5) Отсутствие перекрестного субсидирования одних участников рынка другими. 6) Недопустимость полного отказа от государственного регулирования. Как в Англии и Уэльсе, так и в Норвегии и Швеции спотовый рынок является единым (нет разделения на региональные рынки). Однако оптовый рынок Англии и Уэльса с самого начала был построен по принципу вывода на него всех производителей электроэнергии, в то время как в Норвегии и Швеции создание объединенного энергопула Nordpool не привело к отказу от двусторонних контрактов, составляющих большинство сделок на рынке электроэнергии. В обеих странах объем электроэнергии, продаваемой через Nordpool, не превышает 30%. Таблица 8 – Реструктуризация отрасли в Швеции
МодельМероприятия по переходу к моделиДостоинстваНедостаткиИтоги этапа
Вертикальная интеграция с выбором поставщикаНет

­ Положительный эффект роста масштаба

­ Свобода выбора поставщика

­ Доступ к сети по соглашению позволял осуществлять своевременно мероприятия по развитию основных электрических сетей

­ Генераторы обязаны покрывать нагрузку своих потребителей

­ Отсутствие ЦДУ

­ Конкуренция только между Ваттенфол и ассоциацией производителей

нет
Конкуренция на оптовом и розничном рынке (пул)

­ Выделение сетевой компании

­ Открытие сетей всех уровней для доступа за плату

­ Отделение передачи от генерации и сбыта

­ Создание регулирующего органа

­ Разделение субъектов рынка на физических и коммерческих лиц.

­ Распределение затрат на поддержание баланса между всеми участниками рынка

­ Существование одновременно разных типов контрактов на поставку энергии, позволяющих минимизировать договорные риски

­ недостаточно эффективное регулирование сбыта

­ сложности при смене поставщика энергии конечным потребителем

­ Расширение конкурентных отношений

­ Повышение надежности

­ Повышение качества ведения режимов сети

Таблица 9 – Реструктуризация отрасли в США
МодельМероприятия по переходу к моделиДостоинстваНедостаткиИтоги этапа
Вертикальная интеграция регионального характера (по штатам)Нет

­ Генераторы обязаны покрывать нагрузку своих потребителей

­ Федеральные станции продавали энергию по ценам, только компенсирующим издержки

­ Зависимость от рынка топлива

­ Слабые связи между штатами

­ Отсутствие доступа к оптовому рынку

нет
Модель с закупочным агенством­ Принятие закона закона о регулировании деятельности общественных энергопроизводителей (PURPA) - открытие доступа к оптовому рынку

­ возможность покупки недорогой электроэнергии частными ЭК

­ необязательность наращивания собственных генерирующих мощностей частными ЭК

­ не была решена проблема перетока между штатами

­ не была ликвидирована разница в тарифах между штатами

­ регулируемый тариф

­ возникновение конкуренции среди производителей
Конкуренция на оптовом рынке

­ закон об энергетической политике EPAct - введение категории производителей с нерегулируемым тарифом

­ приказ «888»: исключение дискриминации в доступе энергокомпаний к электрическим сетям путем применения открытого и универсального тарифа сетевых услуг

­ Формирование НСО

­ Расширение полномочий FERC позволило освободить доступ к сетям, находящимся в собственности ЭК

­ Устранение дискриминации доступа к сетям

­ увеличение числа участников и сделок на оптовом рынке привело к более изощренным методам дискриминации и затруднениям в выявлении причин.

­ разделение бухгалтерских счетов компаний по функциональному признаку между транспортом и торговлей проведено недостаточно обоснованно, и этот недостаток также является источником дискриминационного поведения.

­ создание НСО осуществлено не повсеместно

­ усложнилась проблема обеспечения надежности

­ Дополнительные проблемы в области надежности энергоснабжения, доступа к сетям и оплаты сетевых услуг

­ Создание независимых системных операторов продвинуло отрасль на пути к рынку

­ Формирование информационной сети OASIS

Конкуренция на оптовом рынке

(с региональными электросетевыми компаниями)

ü Создание RTO

ü Улучшение режима работы сети и надёжности

ü Устранение дискриминации в предоставлении сетевых услуг

ü Увеличение количества региональных предприятий, что ухудшает контроль за ситуациейü Объединение функций управления сетями в рамках региона
Таблица 10 – Планируемая реструктуризация в России
МодельМероприятия по переходу к моделиДостоинстваНедостаткиИтоги этапа
Вертикально-интегрированная монополияНет

­ Контроль за ценами

­ Защита потребителей

­ затратная система тарифообразования

­ наличие перекрестного субсидирования

­ непрозрачность компаний

­ нерыночный механизм ФОРЭМ

Нет
Конкуренция на оптовом рынке

­ реорганизация РАО «ЕЭС России» (ГЕНКО, ФСК, СО) и создание АТС

­ Выделение из АО-энерго сетей

­ введение сетевых тарифов и тарифов на услуги новых участников

­ параллельный ФОРЭМ конкурентный оптовый рынок

­ вводится коммерческая диспетчеризация поставщиков на основе ценовых заявок

­ определяется механизм использования сверхприбыли гидроэлектростанций

­ стимулирование к снижению издержек

­ финансовая прозрачность

­ равный доступ продавцов и покупателей к сети

­ сохранение регулируемого рынка

­ созданы условия для функционирования конкурентного рынка электроэнергии,

­ достигнута финансовая прозрачность организаций электроэнергетики.

­ дооценка стоимости активов всех участников рынка электроэнергии – привлечению инвестиций

Конкуренция на оптовом и розничном рынке

­ завершение формирорвания оптового рынка и механизмов его функционирования

­ создание независимых сбытовых компаний

­ конкурентные отношения в секторах энергетики

­ единая система регулирования

­ в основном проведено реформирование отрасли,

­ сформирована система рыночного ценообразования на оптовом и розничных рынках

­ созданы условия для широкомасштабного привлечения инвестиций

Конкуренция на оптовом и розничном рынке (совершенствование механизма конкуренции)

­ обеспечение притока инвестиций

­ совершенствование рыночной инфраструктуры

­ развивается система магистральных сетей с расширением сферы оптового рынка электроэнергии

­ высокий уровень конкуренции в секторах производства и сбыта

­ государство перестанет выполнять функции хозяйственного управления конкурентными секторами энергетики.

­ закончено формирование конкурентных оптового и розничных рынков электроэнергии
Таблица 11 – Организация рынка электроэнергии за рубежом
Организация оптового рынкаОрганизация балансирующего рынкаОрганизация розничного рынка и сбыта
Англия и УэльсНетКонтроль ЦСПЭ12 региональных комитетов
«Рынок производителей»В рамках пула - Совет по делам энергетики12 региональных компаний; свобода выбора поставщика
Рынок производителей и потребителей (дополнен двусторонними контрактами)Предварительные и финальные физические уведомления и заявки на отклонение12 региональных компаний; свобода выбора поставщика
НорвегияПолная монополия «Статкрафт»Регулировался «Статкрафт»Распределение по тарифам, принимаемым на 10 лет
Рынок на сутки вперед и на час вперед в рамках «Норд Пул» + контрактыПочасовая торговля в «Норд Пул»Дистрибуционные предприятия
ШвецияРынок в границах пула на суточной, недельной и месячной основе (в основном на суточной). Между покупателем и продавцом - по принципу разделения прибылиПланирование режима «Ватенфалл»Генерирующие компании обязаны покрывать нагрузку в своем регионе
Покупка и продажа НСК регулировочной мощности по долгосрочным контрактам по часовым ценам. Также торговля на шведско-финском регулирующем рынкеМестные сбытовые компании
СШАРегиональные ЭК (энергетические биржи)Минимум перетоков; управляется собственниками сетей - ЭККрупные индустриальные компании, федеральные ЭК
Региональные ЭК и свободные производители (централизованные энергетические биржи, двусторонние контракты)Управляется региональными сетевыми компаниямиДобавились сбытовые ЭК
4.2.7 Степень монополизации оптового и розничного рынков Оптовый рынок Великобритании представлен пулом Англии и Уэльса, через который все производители электроэнергии продают свою продукцию. При этом начальная монополизация рынка была достаточно велика. В 1990-91 гг. на трех основных производителей электроэнергии приходился 91% рынка генерации, а к 1999 году доля трех крупнейших производителей снизилась до 45%. При этом государство продолжает контролировать только одного (крупнейшего) игрока на рынке. В Норвегии крупнейшим игроком остается принадлежащая государству компания Statkraft, на которую приходится 30% производимой электроэнергии. Еще 55% производителей контролируются муниципалитетами. Общее число производителей электроэнергии равно 125. Кроме того, на рынке присутствует примерно 20 оптовых перепродавцов, часто являющиеся владельцами локальных сетей и также принадлежащие муниципальным образованиям. Наконец, в Швеции концентрация рынка крайне высока. 50% рынка генерации контролируется государственной компанией Vattnfall. На компанию Sydkraft приходится 20% рынка, и еще 15% занимает Stockholm Energi-Gullspang. На оставшейся части рынка присутствует 250 компаний, которые связаны с местными сбытовыми компаниями. 4.2.8 Передача электроэнергии В каждой из трех стран действуют единые транспортные компании - National Grid в Великобритании, Statneft в Норвегии и Svenska Kraftnat в Швеции. В Англии и Уэльсе устанавливаются тарифы за передачу электроэнергии с добавлением специальной надбавки для покрытия расходов на ситуации с «узкими сечениями» при удовлетворении спроса на электроэнергию по 14 регионам. Регулирование тарифов на передачу, распределение и сбыт осуществлялось как путем автоматического индексирования по уровню текущей инфляции с поправкой на изменение цен на топливо, так и путем ограничения отраслевой рентабельности. В Норвегии и Швеции применяется иная система ценообразования на услуги по передаче с использованием зональных тарифов. Ее суть заключается в том, что страна поделена на определенные зоны, и тариф за транспортировку рассчитывается для каждой такой зоны. Кроме того, в Норвегии взимается дополнительная плата за поставку электроэнергии в случае возникновения в системе дефицита («узких мест») в системе. 4.2.9 Регулирование розничных рынков В рамках регулирования розничного рынка в Англии и Уэльсе индексируется стоимость электроэнергии в зависимости в том числе от изменения инфляции. Кроме того, применяется регулирование с помощью устанавливаемого предельного уровня. Регулирование розничных цен в Норвегии привязано к показателям рентабельности сбытовых компаний и таким образом является функцией оптовых цен, которые чаще всего являются предметом среднесрочных контрактов. В Швеции для смены сбытовой компании потребителю необходимо установить за свой счет специальный счетчик электроэнергии, который позволяет в реальном времени получать представление об объеме потребленной электроэнергии. Расходы на приобретение таких счетчиков для потребителей зачастую превышают положительный эффект от смены сбытовой компании. 4.2.10 Влияние ГЭС на рынок электроэнергии В Великобритании основную роль играет выработка электроэнергии на тепловых электростанциях (около 67%) и АЭС (31%), что делает ее рынок весьма зависимым от цен на топливо. Хотя долгосрочные контракты на топливо являются отчасти средством защиты от ценовых шоков. В то же время в Норвегии основная доля электроэнергии производится на ГЭС, а в Швеции генерация по своему происхождению делится приблизительно поровну между ГЭС и АЭС. Это оказывает весьма существенное влияние на экономику рассматриваемых стран. Во-первых, сама структура мощностей в Норвегии и Швеции дает возможность получать электроэнергию по весьма низкой цене в связи с низкими предельными издержками на ее производство. В результате дерегулирование рынка электроэнергии не привело к существенному снижению цен для потребителей. Опыт Норвегии и Швеции наглядно демонстрирует особенности изменения цен на дерегулированном рынке в странах с преобладающей долей ГЭС в общей выработке электроэнергии. В таких странах, как правило, при понижении водности рек, наблюдается достаточно существенное повышение цен до уровня цен замещающих импортных закупок. 4.2.11 Недостатки моделей рынка К наиболее очевидным недостаткам модели рынка электроэнергии в Великобритании стоит отнести то, что рынок генерации практически является рынком продавцов, и потребители влияют на него лишь в минимальной степени. Именно по этой причине в 2001 году предполагается изменение структуры рынка, которое откроет дорогу прямым двусторонним контрактам и, как следствие, большему влиянию потребителей. Как в Норвегии, так и в Швеции недостаточно эффективное регулирование сбыта привело к тому, что сбытовые компании завышали свои издержки на распределение электроэнергии, что затрудняло конкуренцию с ними на розничном уровне. В результате лишь незначительное количество индивидуальных потребителей сменило своих поставщиков электроэнергии. 4.3 Доступ к сетям 4.3.1 Англия и Уэльс 1) Первоначально сети находились в собственности и под управлением Центрального совета по производству электроэнергии. Плата за использование сети включалась в ежегодно пересматриваемый тариф. 2) Была создана Компания национальной энергосистемы (КНЭ), которая взяла на себя ответственность за работу национальной энергосистемы, передачу энергии от каждой из генерирующих станций в эту энергосистему, а из нее - в каждый пункт передачи электроэнергии, откуда каждая региональная энергетическая компания ( как и прежде) берет энергию, необходимую для удовлетворения ее собственных энергетических потребностей. Плата за сеть включается региональной энергокомпанией в счет потребителю. 4.3.2 Швеция 1) Региональные питающие сети 40...130 кВ принадлежали генерирующей энергокомпании Ваттенфол и еще десяти сравнительно крупным генерирующим энергокомпаниям. Генерирующим энергокомпаниям был предоставлен доступ к национальной электрической сети в соответствии со специальным соглашением, которое подтверждалось каждые пять лет. Это позволяло генерирующей энергокомпании Ваттенфол планировать и осуществлять своевременно мероприятия по развитию основных электрических сетей. 2) Из генерирующей энергокомпании Ваттенфол были выделены основные сети, на базе которых была создана шведская национальная сетевая компания (НСК). НСК должна была выполнять функции коммерческого оператора, а также управлять основной сетью и международными линиями электропередачи. Однако на первом региональные и местные сети оставались в частном владении. Затем они законодательно были открыты для свободного доступа. 4.3.3 США 1) Вертикально-интегрированнные энергокомпании, владевшие сетями, предоставляли дискриминационный доступ, вводили налог на наиболее важные сетевые услуги, перегружали ЛЭП собственной нагрузкой с целью недопущения независимых поставщиков энергии. 2) FERC получила право приказывать энергокомпаниям, владеющим электрическими сетями, передать свою электроэнергию для оптовой торговли, что позволило устранить некоторые барьеры в использовании ЛЭП. 3) Энергокомпании, владеющие сетями, стали разрешать другим компаниям передавать их электроэнергию через свои ЛЭП. Тем не менее имело место неравноправие в спектре и качестве услуг, предоставляемых владельцами сетей другим пользователям. 4) Энергокомпаниям, владеющим электрическими сетями, было вменено в обязанность предоставлять доступ другим пользователям к своим сетям на той же основе и на тех же условиях, на которых эти компании предоставляют услуги своим собственным заказчикам электроэнергии 5) Исключение антиконкурентной практики и дискриминации в доступе энергокомпаний к электрическим сетям путем применения открытого и универсального тарифа сетевых услуг; обеспечение возмещения компаниям выпадающих доходов, связанных с переходом к конкурентным рынкам. В соответствии с этим FERC выставила общее требование о том, что все энергокомпании, владеющие линиями электропередачи, должны открыто регистрировать свой тариф на сетевые услуги с указанием условий использования сетей 6) Новые требования к владельцам передающих сетей: функционально разделить бухгалтерские счета по видам деятельности, а также применять тариф на сетевое обслуживание в таком же размере, как и для других пользователей; установить раздельные цены на производство электроэнергии, ее передачу и вспомогательные услуги; сформировать общую информационную сеть с интересующими заказчиков данными о ценах и возможных объемах передаваемой электрической энергии и мощности. 7) Создание группы независимых системных операторов (НСО), которым энергокомпании должны были передать в управление свои ЛЭП при сохранении за собой права собственности. Участие энергокомпаний в НСО при этом могло быть добровольным. Однако до сих пор существующие методы оценки стоимости сетевых услуг выглядят устаревшими на фоне новых условий конкуренции. В большей части США заказчик сетевых услуг платит дополнительно за доступ к сетям каждый раз, как только электроэнергия проходит через границу балансовой принадлежности электрических сетей другого собственника. Такая практика формирования цен ведет к росту стоимости услуг по транспортировке электроэнергии и уменьшает географическую зону ее конкурентного рынка. 4.3.4 Выводы Ни в одной из стран пока не преодолены окончательно препятствия в движении к полностью либерализованному энергетическому рынку. Для передачи электроэнергии, произведенной на крупных региональных электростанциях, требуется мощная сеть. С другой стороны, Центральной управление синхронизированной сетью переменного тока с тарифами по принципу "почтовой марки", не зависящими от расстояния, на которое передается электроэнергия, благоприятствует традиционным технологиям производства электроэнергии на угольных, ядерных и гидравлических электростанциях и не способствует парогазовым технологиям производства, также, как и вновь создаваемым технологиям производства, таким, как топливные элементы, фотоэлементы и возобновляемые источники энергии. Последние могут быть существенно приближены к потребителям, значительно снизив тем самым затраты на выдачу и передачу мощности при оплате за передачу с учетом реальных затрат, зависящих от расстояния до потребителя. Таким образом, существующая система оплаты за передачу электроэнергии сдерживает движение к собственному производству электроэнергии, комбинированному производству и в целом к децентрализации электроснабжения. Большинство государств стремится сохранить централизованное управление системой электропередачи, считая надежность электроснабжения главной задачей в течение переходного периода к полностью либерализованному рынку. Есть также и косвенная выгода для государства, заключающаяся в уменьшении дополнительных затрат, которые оплачивали бы налогоплательщики, при продлении экономического срока службы крупных региональных электростанций. Система "почтовой марки" не позволяет сетям реализовать свою наиболее естественную задачу на действительно либерализованном рынке. Если тарифы отражают реальную стоимость передачи электроэнергии к конкретному потребителю, сеть становится средством обмена между участниками соединения в дополнение к своей роли поддержания стабильности синхронизированной системы переменного тока. Для такой сети абсолютно необходима информационная технология, обеспечивающая в реальном времени двусторонние связи сети со своими потребителями и автоматизированное управление движением по сети и доступом для всех потенциальных участников. 4.4 Основные тенденции в развитии мировой электроэнергетики Основные тенденции в энергетике - консолидация, диверсификация, глобализация. Основными движущими силами этих процессов являются замедление роста спроса на электроэнергию в развитых странах, реформирование электроэнергии в различных странах, снижение межстрановых барьеров для движения товаров, капиталов, рабочей силы. Основные цели, которые преследуют компании, заключаются в увеличении прибыли, росте стоимости активов, снижении риска за счет диверсификации бизнеса и географически, и по видам услуг. 4.4.1 Консолидация Запрещение на вертикальную интеграцию, введенные в Великобритании в начале реформирования, были ослаблены в дальнейшем, что позволило крупнейшим генерирующим компаниям Великобритании принять участие в приватизации распределительных компаний. Так компания Powergen приобрела East Midlands Electricity, а Scottish Power приобрела Manweb. Значительные перемены произошли среди германских компаний. В результате объединения компании Veba (7-е место по мощности в Европе) и Viag (10-е место) была создана новая энергокомпания E.ON, которая заняла четвертое место в Европе по мощности, а слияние RWE и VWE укрепило третью позицию RWE в Европе. На очереди – очередное слияние – между германской E.ON и английской PowerGen. В результате в Европе появится производитель электроэнергии, который займет второе место после государственной французской компании EdF. Процессы консолидации идет и в США, где в период с 1995 года федеральный регулятор энергетического рынка утвердил 50 слияний между энергетическими компаниями. 4.4.2 Диверсификация Диверсификация компаний происходит за счет выхода на смежные рынки услуг – газ, водоснабжение или за счет предоставления более широких услуг тем же потребителем, например, в области связи. На либерализованном энергетическом рынке НПЭ предлагают крупным промышленным потребителям возможность заключения контрактов на строительство, эксплуатацию и поддержание в исправном состоянии локальных (местных) комбинированных источников тепла и электроэнергии (ТЭЦ), НПЭ берут на себя обеспечение топливоснабжения, заключение контрактов на потребление тепла и электроэнергии и на продажу избыточной электроэнергии на сторону. Такое соглашение об услугах обеспечивает потребителю не только более низкие цены на энергию, но и лучшие возможности управления надежностью и качеством тепло- и электроснабжения. Некоторые торговцы энергией сейчас предлагают целый набор различных услуг, включая электро- и газоснабжение, а там, где позволяют рыночные правила, также и водоснабжение, телекоммуникации и т. д. При этом процесс консолидации имеет двусторонний характер. Так в 1995 г. в Великобритании имели место приобретения компаниями, занимающимися водоснабжением (Welsh Water и North West Water) двух энергораспределительных компаний – SWALEC и NORWEB. Слияние энергетических и газовых компаний связано с тем, что маркетинг электричества во многом схож с маркетингом газа, продажи электричества и газа, как правило, направлены на одних и тех же потребителей, используют схожую инфраструктуру и происходят в той же деловой среде (законодательство, защита окружающей среды, регулирование и т.д.). Например, в США за последние три года произошло 23 таких слияния. 4.4.3 Глобализация Примером глобализации в электроэнергетике является приватизация сбытовых компаний в Великобритании, где 7 из 12 компаний были приобретены американскими энергетическими компаниями, а еще одна (London Electricity) - компанией EdF (Франция) Некоторые примеры приобретений приведены в таблице 12. Таблица 12 – Примеры международных сделок поглощений в электроэнергетике

Дата

Страна

Объект сделки

Покупатель

Стоимость сделки,

млн. долл.

1997АргентинаTransenerNational Grid (Великобритания)234
2000ЧилиTranselecHydro Quebec (Канада)1 076
1995БразилияLightAES (США)/EdF (Франция)1 093
1998БразилияElektroEnron (США)1 056
2000БразилияCemarPennsylvania Power & Light (США)293
1995АвстралияPowercorPacifiс Corp1 523
1998АвстралияCitipower2American Electric Power (США)1 054
В результате процессов консолидации и глобализации ожидается, что количество приоритетных энергетических компаний в мире сократится с 250 до 35 -40. 4.5 Итоги 4.5.1 Результаты дерегулирования Реформирование электроэнергетики в настоящее время приняло широкие масштабы и осуществляется во многих странах. Процесс этот только начался, и ограниченный пока опыт таких реформ не позволяет определенно предсказать все возможные их последствия для населения и экономики стран, проводящих реформы в электроэнергетике. Разные страны идут своим путем реформирования этой отрасли, и остается открытым вопрос, какой тип конкуренции в электроэнергетике наилучший. Вместе с тем уроки стран, проведших реформы в электроэнергетике, показывают, что ключевым требованием для введения конкурентных рынков электроэнергии является система правил управления работой рынка и поведением всех его субъектов. Установление таких правил является критическим условием успешного функционирования рынка. Это связано с тем, что электроэнергетический рынок характеризуется рядом специфических особенностей. Во-первых, производство электроэнергии должно быть равно потреблению в любой момент времени, что требует наличия необходимых резервных мощностей и координации деятельности участников рынка. Во-вторых, электроэнергия, поставляемая в общую сеть, не может быть идентифицирована как товар, произведенный тем или иным производителем. И конкуренция ведется по существу за доступ к рынку, поскольку производители электроэнергии, выигравшие торги, получают право доступа к электрической сети, что дает им возможность обслуживать всех потребителей. Такая специфика электроэнергетического рынка в условиях высокой стоимости строительства новых электростанций обусловливает большой финансовый риск их сооружения. Все это способствует сокращению ввода генерирующих мощностей и может в перспективе привести к их дефициту и, как следствие, к снижению надежности электроснабжения потребителей и непредсказуемому росту цен на электроэнергию. Таким образом, требуются тщательный выбор рыночного пространства и рациональная организация его управления. Как показывают исследования зарубежных специалистов, менее эффективные производители электроэнергии через аукционный механизм, подобный тому, который существует в Великобритании, могут создать проблему сетевых ограничений, затруднив при этом доступ в сеть более эффективным производителям и увеличив тем самым стоимость электроэнергии для потребителей. В связи с этим представляется целесообразным рассмотреть влияние последствий либерализации на развитие электроэнергетики Норвегии, где в начале 1990-х годов был создан один из наиболее динамично развивающихся рынков электроэнергии. В начале процесса либерализации энергосистема в Норвегии располагала определенным избытком электроэнергии и значительным избытком мощности. С введением либерализации ряд электростанций, оказавшихся неконкурентоспособными, был закрыт: с 1997 г. выведено из работы более чем 2000 МВт генерирующих мощностей. Строительство же новых электростанций было либо приостановлено, либо отменено вследствие возрастания финансовых рисков, а также ужесточения экологических требований. В результате к концу 1990-х годов Норвегия стала чистым импортером электроэнергии. В стране возникла необходимость ограничения нагрузки потребителей для того, чтобы обеспечить баланс мощности путем разработки специальных мероприятий. При всем этом с момента образования Statnett в 1992 г. до минимума сократились инвестиции в развитие электрических сетей и в то же время возросло использование передающей системы. Названные факты оказали отрицательное воздействие на надежность функционирования Норвежской энергосистемы. Трудности с покрытием баланса мощности могут возникнуть уже в ближайшем будущем в энергообъединении Nordel в целом. Отрицательное влияние оказало дерегулирование и на электроэнергетику США. Там резерв мощности сократился с 35 % в 1985 г. до 15, 5 % в 1997 г. и возможно его дальнейшее снижение. С 1997 по 2007 г. будет сооружено и введено всего около 7 тыс. миль ВЛ напряжением 230 кВ и выше, тогда как в период с 1965 по 1985 г. вводилось в среднем за 10-летие более 40 тыс. миль ВЛ таких классов напряжения. При этом средний ежегодный рост протяженности ВЛ составит до 2007 г. всего 0, 4 %, в то время как среднегодовой рост нагрузки прогнозируется на уровне 1, 7 % в год. Преобразования в электроэнергетике штата Калифорния, США, связанные с созданием конкурентного рынка электроэнергии, привели через 5 лет после начала реформ систему электроснабжения штата, характеризовавшуюся до начала реформ высокой надежностью и эффективностью, к неэффективной системе, в которой резко возросла стоимость электроэнергии для потребителей. В 2000 г. штат столкнулся с проблемой нехватки электроэнергии и вынужденными ограничениями в ней промышленных предприятий и населения. Обусловлено это было тем, что, вопреки ожиданиям, новые производители электроэнергии на рынке не появились из-за большой стоимости электростанций и высокого финансового риска их строительства, вследствие нестабильности рынка, а также отсутствия стимулов у производителей электроэнергии увеличивать число электростанций. В результате в электроэнергетике Калифорнии образовался недостаток генерирующих мощностей. Детальный анализ работы дерегулированного рынка электроэнергии, выполненный зарубежными авторами широко известной теории спотового ценообразования в электроэнергетике, выявил принципиальные, нерешенные в настоящее время проблемы, связанные с введением такого рынка (в том числе проблемы инвестиций, сбалансированного развития объектов электроэнергетики и др.). В итоге эти авторы не являются сторонниками установления дерегулированного рынка электроэнергии, особенно в случае одноэтапной реализации рыночных преобразований и предлагают рассмотреть возможность поэтапного введения конкурентного рынка, начиная с этапа регулируемого рыночного пространства. Примером успешных реформ могут служить преобразования в электроэнергетике Китая, приведшие к значительному развитию отрасли. Первый этап реформирования структуры управления электроэнергетикой Китая был начат в 1988 г. Его основные направления сводились к следующему: ­ энергокомпании провинций были объединены в группы, которые были образованы в каждом регионе; ­ было введено трехуровневое иерархическое управление работой региональных энергосистем (регион, провинция, район); ­ планирование развития каждой региональной энергосистемы стало координироваться в рамках созданных групп; ­ значительную поддержку получили инвестиции в развитие независимых производителей электроэнергии. Новая система управления обеспечила быстрое развитие электроэнергетики Китая. Установленная мощность электростанций возросла с 115, 5 ГВт в 1988 г. до 217, 2 ГВт в 1995 г. и увеличилась до 270 ГВт в 1998 г. За 10 лет прирост генерирующей мощности составил 154, 5 ГВт, или в среднем превышал 15 ГВт в год. Мощность генерирующих источников увеличилась, таким образом, за 10 лет в 2, 3 раза. При этом доля государственных инвестиций за период с 1988 по 1995 г. сократилась и составила в среднем около 30 %. Второй этап реформирования электроэнергетики Китая начался с принятия в 1996 г. закона об электроэнергетике, который предусматривает четыре этапа дальнейшего развития структуры управления электроэнергетикой. При этом формирование полной конкурентной среды в электроэнергетике намечено завершить только после 2010 г. Предполагается также значительное развитие новых генерирующих мощностей и электрических сетей, включая ускоренное развитие межсистемных связей. К 2010 г. на территории Китая планируется создать пять крупных асинхронно работающих энергообъединений, которые будут связаны между собой линиями электропередачи постоянного тока. 4.5.2 Основные принципы реформирования электроэнергетики 4.5.2.1. Критерии формирования рынка Основные критерии, которые должны быть приняты за основу при формировании электроэнергетического рынка при учете зарубежного опыта, на мой взгляд, следующие: Во-первых, конкуренция возможно только в том случае, когда предложение существенно превышает спрос. Этому нас научил опыт Калифорнии. Во-вторых, конкуренция может успешно развиваться только при решении инфраструктурных задач, то есть при отсутствии системных ограничении, сдерживающих развитие рыночных отношений в электроэнергетике. В-третьих, рынок должен формироваться его участниками, причем всеми участниками, не в приказном порядке, а на добровольной основе. Пусть сами субъекты рынка выберут наиболее приемлемую и гибкую модель. Этому нас учит английский и скандинавский опыт. В-четвертых, следует достаточно осторожно подходить к проблеме дерегулирования рынка. К чему может привести сиюминутный отказ от государственного регулирования, мы знаем из отрицательного опыта Новой Зеландии. В-пятых, формирование рынка - это не сиюминутная единомоментная процедура, а достаточно продолжительный процесс. Американский штат Техас не стал торопиться с процессом приватизации в электроэнергетике – при том, что он обладает, в отличие от Калифорнии, избыточной генерацией и достаточно развитой инфраструктурой, позволяющей не только обеспечить беспрепятственное энергоснабжение собственных потребителей, но и экспортировать большие объемы за пределы штата. Техасцы предпочли не торопиться и только выиграли от этого. При реформировании были учтены все ошибки в реализации Калифорнийского проекта. И, наконец, рынок только там будет успешно развиваться, где будет обеспечиваться то, ради чего и принимается решение о внедрении рыночных отношении. Это - снижение издержек на уровне производства, потерь при передаче, распределении и поставке электроэнергии, внедрение энергосберегающих и ресурсосберегающих технологии, что также крайне важно для решения экологических задач, и, как конечный результат, снижение цен на электроэнергию. А рыночные отношения предполагают, что в процессе формирования цены принимают участие на равных производитель и потребитель электроэнергии. Именно поэтому крайне важно изучение опыта тех стран, которые уже приступили к формированию конкурентного рынка электроэнергии, что позволит российской экономике избежать нежелательных последствий. 4.5.2.2. Выводы Анализ отечественного и зарубежного опыта реформирования электроэнергетики позволяет сформулировать ряд общих выводов и принципов. 1) Лица, осуществляющие строительство и ввод в эксплуатацию новых мощностей в генерации и передаче электроэнергии, должны иметь право самостоятельно на договорной основе определять все условия своих (в том числе будущих) отношений по вопросам использования новых мощностей с другими субъектами электроэнергетики, включая и цены контрактов. Государственное принуждение, регулирование и ценообразование при наличии таких договоров не применяется. 2) Необходимым условием реформирования электроэнергетики является перевод хозяйственных отношений из сферы административного регулирования в сферу гражданского права, снятие административных барьеров на пути инвестиций. Для этого необходимо гражданско-правовое оформление существующих неявных обязательств (сервитутов) и их привязка к существующим активам отрасли. 3) Для получения правильных экономических сигналов о реальной ценности товаров и услуг в электроэнергетике необходимы рыночные механизмы. 4) Существующая система ценообразования на электроэнергию как на федеральном, так и на региональном уровне требует реформирования, в первую очередь, за счет поэтапного перехода к рыночным механизмам. 5) Существующие административные процедуры регулирова­ния должны быть заменены более эффективными процедурами принятия решений, основанными на принципах независимости регулирующих органов и состязательности сторон. 6) Неэффективное функционирование РЭК вследствие их политизированности является одной из основных проблем регулирования отрасли. Решением этой проблемы может быть ликвидация РЭК, либо их преобразование в филиалы ФЭК. 7) Действующие отраслевое законодательство и нормативное обеспечение электроэнергетики являются недостаточно эффективными и требуют совершенствования. 8) Существующие и будущие независимые производители электроэнергии должны иметь право недискриминационного доступа к существующей и будущей сетевой инфраструктуре. 9) В ходе реформирования электроэнергетики недопустимо увеличение зависимости существующих и новых хозяйствующих субъектов от административных решений федеральных и/или местных органов власти и управления. 10) Раздельный учет по видам деятельности (генерация, транспорт, сбыт электро- и теплоэнергии) является необходимым условием эффективного функционирования электроэнергетики. 11) Существующий Федеральный Оптовый Рынок Электроэнергии и Мощности (ФОРЭМ) является неэффективным институтом. Более того, он, по сути, не является рынком. Создание эффективного оптового рынка является одной из ключевых задач реформирования электроэнергетики. 12) Создание оптового и розничного рынков электроэнергии является важным инструментом снижения цены электроэнергии для конечных потребителей. 13) Одновременное существование конкурентного и регулируемого ценообразования на один и тот же вид продукции или услуг в одной и той же зоне рынка для разных его участников является недопустимым. 14) Существующие ограничения по пропускной способности межсистемных связей влияют на структуру и эффективность единого оптового рынка электроэнергии. 15) При реформировании электроэнергетики необходимо обеспечить независимость системы диспетчерского управления (системного оператора) от коммерческих интересов, связанных с владением генерирующими и сетевыми активами. 16) Одним из важнейших способов обеспечения надежности энергоснабжения являются вертикально-интегрированные компании. 17) Существование вертикально-интегрированных компаний не является препятствием для установления рыночных отношений в электроэнергетике. 18) Не должно быть законодательного запрета на существование в электроэнергетике независимых сетевых компаний. 19) Одной из основных тенденций развития мировой электроэнергетики является консолидация компаний, которая наряду с обеспечением конкуренции способствует снижению издержек и повышает инвестиционную привлекательность компаний. 20) Допускается консолидация энергетических компаний, не вступающая в противоречие с обеспечением конкуренции внутри отдельных энергозон оптового рынка. 21) При реорганизации действующих в электроэнергетике компаний в ходе ее реформирования важнейшим принципом является соблюдение прав собственников и кредиторов. Защита указанных прав должна обеспечиваться использованием исключительно процедур реорганизации для разделения или выделения компаний в том числе путем пропорционального разделения акций создаваемых компаний среди существующих акционеров. 22) Продажа новым собственникам существующих активов в генерации, транспорте и сбыте электроэнергии, не является ни необходимым, ни достаточным условием реформирования электроэнергетики, равно как ни необходимым, ни достаточным инструментом привлечения инвестиций в нее. 23) Реформирование электроэнергетики неизбежно будет длительным и поэтапным. Зарубежный опыт показывает, что в целом ряде стран (например, в Великобритании, США, Австралии) реформирование электроэнергетики продолжается в течение 8-12 лет и до сих пор еще не завершено. 24) Дерегулирование цен на электроэнергию должно сочетаться с дерегулированием цен на природный газ как основной вид топлива для электростанций, а также снятие административных и прочих ограничений на рынках иных видов топлива. 25) При реформировании электроэнергетики необходимо осуществление взаимосвязанных мер в теплоэнергетике, в частности, реформирование теплоснабжения и системы ценообразования на тепло. 26) Реформирование электроэнергетики предполагает реформирование жилищно-коммунального хозяйства. Заключение Исходной посылкой для данной работы явилось проведение реструктуризации электроэнергетической отрасли России. Необходимость проведения реструктуризации несомненна. Отрасль нуждается в скорейшем обновлении основных фондов, так как при текущем их состоянии потребность экономики страны в электроэнергии вскоре не будет удовлетворяться; более того, под угрозой окажется энергетическая безопасность России. Единственным решением проблемы является формирование эффективных финансово-устойчивых энергокомпаний, способных привлекать инвестиции для своего развития, для чего необходимо перейти от монопольной формы организации отрасли к конкуренции. В работе были рассмотрены основные модели организации отрасли, соответствующие различным степеням монополии, конкуренции и выбора в отрасли. Они обобщенно представляют структуру отрасли на различных этапах перехода от монополии к конкуренции, однако структура энергетики в конкретных странах отличается своей практической организацией. Был проведен анализ характеристик базовых моделей, их преимуществ и недостатков, способов перехода от одной модели к другой на пути к конкуренции в отрасли. В итоге было доказано несомненное преимущество при текущем развитии экономических отношений модели с конкуренцией как на стадии производства, так и на стадии распределения и сбыта; передача электроэнергии была определена как естественно монопольный вид деятельности. В следующей главе было дано описание начавшейся в нашей стране реструктуризации РАО «ЕЭС России», её целей и задач, необходимых условий успешного выполнения в соответствии с Концепцией реструктуризации РАО ЕЭС и Основными направлениями реформирования электроэнергетики России, одобренными Постановлением Правительства № 526 от 11.07.2001 г. Далее были подвергнуты анализу отрасли конкретных зарубежных стран, их состояние до реформирования, причины и цели, положение дел на отдельных этапах реструктуризации. В результате были сформированы основные критерии успешного реформирования энергетики: ­ Необходимость соответствия объема предложения объему спроса; ­ Недопустимость системных ограничений в отрасли, конкретно в плане передачи электроэнергии ­ Необходимость добровольного и постепенного формирования рынка при участии всех его субъектов. ­ Предоставление возможности недискриминационного доступа к существующей и будущей сетевой инфраструктуре ­ Обеспечение независимости системы диспетчерского управления ­ Устранение зависимости хозяйствующих субъектов от административных решений органов власти и управления. В завершение хотелось бы отметить, что реформа как таковая не гарантирует немедленного притока инвестиций ни извне, ни со стороны местного капитала, без соблюдения вышеуказанных условий, а также четкого налогового законодательства и законов, гарантирующих сохранность инвестиций. Из рассмотренных в данной работе моделей реструктурирования ни одна не является в полной мере подходящей для России в силу геополитических особенностей нашей страны и сложившейся на данный момент в российской экономике ситуации. Поэтому следует рассматривать зарубежный опыт в комплексе, принимая во внимание также и то, что переход к конкуренции на всех уровнях не завершен до сих пор ни в одной из стран. список использованных источников 1) Асланян Г. С., Молодцов С. Д. Опыт Великобритании в области либерализации энергетического сектора // Электрические станции - 1999 - №8 - с.56 2) Асланян Г. С., Организационная структура энергосбережения зарубежных стран // Теплоэнергетика - 1999 - №4 - с. 70 3) Афган М. Х., Карвальо М. Г. Концепция устойчивого развития энергообеспечения // Теплоэнергетика - 2000 - №3 - с. 70 4) Багиев Г. Л. Состояние и пути эффективного функционирования энергетики // Промышленная энергетика - 2001 - №5 - с. 13 5) Бржезянский С. Э. Экономическое стимулирование внедрения ПГУ и ГТУ при реконструкции ТЭС // Промышленная энергетика - 2000 - №4 - с. 2 6) Вигура А. Н. Конкурентное ценообразование в электроэнергетике США // Энергетик - 2002 - №3 - с. 26 7) Вишнякова О. Н. Энергетическая реконструкция российской экономики // Энергия - 2001 - №3 - с. 42 8) Волков Э. П., Баринов В. А., Маневич А. С. Направления развития электроэнергетики России с учетом долгосрочной перспективы // Промышленная энергетика - 2001 - №1 - с. 2 9) Волкова Е. А., Волькеиау И. М., Макарова А. С. Шульгина В. С. Прогноз конъюнктуры европейских рынков и экспорта электроэнергии из России в Европу // Промышленная энергетика - 2000 - №7 - с. 2 10) Вольфберг Д. Б. Современное состояние и перспективы развития энергетики мира // Теплоэнергетика - 1999 - №8 - с. 5 11) Гвоздев Д. Б., Шурупов В. В. Анализ структуры управления оптовым рынком электроэнергии // Электрические станции - 2001 - №4 - с. 2 12) Годовые показатели наиболее крупных общественных распределительных энергокомпаний США // Промышленная энергетика - 1999 - №3 - с. 16 13) Джангиров В. А. Современнное состояние и пути развития энергетики стран СНГ // Промышленная энергетика - 2001 - №5 - с. 13 14) Джангиров В. А., Баринов В. А. Рыночные отношения и системы управления в электроэнергетике // Электрические станции - 2001 - №6 - с. 2 15) Джангиров В. А., Баринов В. А.Современное состояние электроэнергетики и перспективы формирования единого энергетического пространства СНГ // Промышленная энергетика - 2000 - №1 - с. 15 16) Дулесов А. С. Система скидок как инструмент продажи электрической мощности и энергии на оптовом рынке // Промышленная энергетика - 2000 - №1 - с. 2 17) Дьяков А. Ф. Направления развития Единой энергосистемы России в период до 2010 г. (в НТС РАО "ЕЭС России") // Промышленная энергетика - 1999 - №12 - с. 3 18) Дьяков А. Ф. Электроэнергетика России на рубеже XXI века // Промышленная энергетика - 2000 - №5 - с. 2 19) Кононов Ю. Д. Особенностии прогнозирования развития энергетики в новых социально-экономических условиях - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1997 20) Краткое изложение доклада Департамента энергетики США // Энергетик - 2001 - №10 - с. 8 21) Любимова Н. Г. Итоги приватизации и реструктуризации в электронергетическом секторе Великобритании // Электрические станции - 1999 - №8 - с. 61 22) Митин С. Г. Государственное регулирование экономики: цели, методы, программа реализации. / под ред. Кузнецова Н. П. – М.: 1997 г. - 314 с. 23) Молодцов С. Д. Электроэнергетика мира в 90-х годах // Электрические станции - 1999 - №5 - с. 58 24) Образцов С. В., Воронежская Н. В., Шиганов В. С. О финансовом оздоровлении организаций электроэнергетики // Электрические станции - 1999 - №9 - с. 80 25) Ольховский Г. Г. Пути развития мировой энергетики // Электрические станции - 1999 - №6 - с. 10 26) Основные положения Энергетической стратегии России на период до 2020 года: Приложение к журналу "Энергетическая политика" - М.: ГУ ИЭС, 2000 - 120 с. 27) Ризнер В. Тенденции развития энергетики в странах Центральной и Восточной Европы с переходной экономикой // Промышленная энергетика - 1998 - №12 - с. 2 28) Семенов В. А. Перспективы роста производства электроэнергии в мире // Промышленная энергетика - 2000 - №3 - с. 2 29) Семенов В. А. Рынок электроэнергии в Калифорнии, США // Промышленная энергетика - 2000 - №1 - с. 19 30) Семенов В. А. Скандинавский рынок электроэнергетики: структура и особенности // Промышленная энергетика - 1999 - №6 - с. 17 31) Смирнов В. Н., Ляшенко В. С. Переспективы развития России на период до 2010 года // Электрические станции - 1999 - №9 - с. 2 32) Студенцов В. Государство и естественные монополии // Мировая экономика и международные отношения - 1995 - N 9 - с. 35 33) Цапелик В.Е. Регулирование естественных монополий.// Общество и экономика - 1996 - N 8 - с. 12 34) Чемберлин Э. Теория монополистической конкуренции (Реориентация теории стоимости). - М.: Экономика, 1996 - 230 с. 35) Чубайс А. Б. Приоритеты "новой энергетической политики" // Промышленная энергетика - 1999 - №9 - с. 2 36) Электроэнергетика России. История и перспективы развития / под общей ред. Дьякова А. Ф. М.: Информэнерго, 1997 - 267 с.