Рынки электроэнергии: экономический анализ, практический
advertisement
C1-3 Рынки электроэнергии: экономический анализ, практический опыт и особенности их организации на востоке России и в Северо-Восточной Азии Л.С.Беляев Аннотация − В докладе рассматриваются различные виды рынков с регулируемыми и свободными ценами на электроэнергию. Показано влияние свойств электроэнергетических систем на организацию рынка, в частности, экономические последствия дерегулирования цен. Анализируется опыт реформирования электроэнергетики стран с различными видами рынков. Особое внимание уделено странам Северо-Восточной Азии, включая Сибирь и Дальний Восток России. Проводится анализ главных факторов, оказывающих влияние на вид организуемого рынка электроэнергии. Ключевые слова – рынки электроэнергии, электроэнергетические системы, реформирование, издержки, цены, тарифы. мы рассмотрены подробно. Термины «реформирование» и «реструктуризация» будут применяться как синонимы в широком смысле для любых структурных преобразований в электроэнергетике, а термины «дерегулирование» и «либерализация» − только в смысле прекращения государственного (или регионального, муниципального) регулирования цен на электроэнергию (тоже как синонимы). Такое различие достаточно принципиально при характеристике процессов реформирования. II. ОСНОВНЫЕ МОДЕЛИ ОРГАНИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЫНКА Несмотря на большое разнообразие рынков, принято различать четыре основные модели электроэнергетического рынка [2]: 1. Регулируемая естественная монополия (отсутствие конкуренции) – в электроэнергетике это так называемые вертикальноинтегрированные компании (ВИК), охватывающие все сферы производства, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии. Такой вид рынка получил законодательное оформление в первой половине ХХ века в электроэнергетике практически всех стран с рыночной экономикой. Как правило, разрешено подключение независимых производителей электроэнергии (НПЭ) к сетям монопольных компаний. Именно с этой формы рынка началось реформирование, или реструктуризация электроэнергетики. Следующие модели рынка характеризуются последовательным выделением и разделением указанных сфер с образованием соответствующих генерирующих, сетевых и сбытовых компаний. 2. Единственный покупатель (Закупочное агентство, монопсония), когда сфера генерации разделяется на несколько независимых электрогенерирующих компаний I. ВВЕДЕНИЕ Начиная с 1990-х годов, во многих странах мира проводится реформирование (реструктуризация, дерегулирование, либерализация) электроэнергетики. Причины и цели реформирования, а также его глубина и результаты различны у разных стран. Они зависят, с одной стороны, от экономических, социально-политических и природноклиматических условий каждой страны, а с другой, − от выбранной модели организации рынка электроэнергии. В докладе приводятся обобщенные результаты микроэкономического анализа электроэнергетического рынка и различных моделей его организации, а также обзора практического опыта реформирования в разных странах. Материал доклада основан на монографии [1], где все эти вопросы и пробле- __________________ Л.С.Беляев работает в Институте систем энергетики им. Л.А.Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук, г. Иркутск, Россия (e-mail:belyaev@isem.sei.irk.ru). 1 C1-3 (ЭГК), которые начинают конкурировать друг с другом за поставку электроэнергии единому Закупочному агентству. В рамках последнего остаются вертикально-интегрированными остальные сферы, и по отношению к потребителям оно по-прежнему является монополистом. Поэтому деятельность Закупочного агентства должна регулироваться государством, включая назначение цен на электроэнергию, покупаемую у производителей и продаваемую потребителям. 3. Конкуренция на оптовом рынке, когда выделяется сфера транспорта электроэнергии, дробятся по территориям сферы ее распределения и сбыта и организуется оптовый рынок. При этом создаются транспортносетевая компания, территориальные распределительно-сбытовые компании (РСК) и специализированные рыночные структуры. Цены оптового рынка становятся свободными, а деятельность РСК и розничные цены продолжают регулироваться. 4. Конкуренция на оптовом и розничных рынках, когда дополнительно разделяются сферы распределения и сбыта электроэнергии с образованием регулируемых распределительных компаний (по территориям) и множества независимых сбытовых компаний (СК). Организуются розничные рынки электроэнергии со свободными ценами. Первые две модели представляют рынки с регулируемыми ценами (тарифами) и будут сокращенно называться регулируемыми рынками, а третья и четвертая – рынки со свободными ценами, или конкурентные рынки. Для краткости эти модели будут даваться иногда под номерами в приведенной последовательности (модель 1, модель 2 и т.д.). В настоящее время в разных странах мира встречаются в тех или иных разновидностях все четыре модели организации электроэнергетического рынка. Более углубленную реструктуризацию с переходом от первых двух моделей к третьей (и четвертой) принято называть «дерегулированием», которое для электроэнергетики оказалось весьма принципиальным преобразованием, связанным с возникновением многих проблем и отрицательных последствий. В некоторых странах, где были введены конкурентные рынки электроэнергии, вернулись к регулированию цен. III. УСЛОВИЯ И ЦЕЛИ РЕФОРМИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ Причины и цели реформирования существенно различаются для экономически развитых и развивающихся стран. В большинстве развитых стран реформы начинались при благоприятных условиях: большие резервы генерирующих мощностей (до 30-40 %) при низких темпах роста электропотребления; возможность широкого использования дешевого природного газа в парогазовых установках (ПГУ); достаточно развитые электрические сети и др. Основной причиной реформирования были высокие цены на электроэнергию, и оно проводилось с целью их снижения. Ожидалось, что организация конкуренции в сферах генерации и сбыта электроэнергии приведет к повышению эффективности и снижению издержек ее производства, а следовательно, и цен для конечных потребителей. Многие развитые страны (Великобритания, некоторые штаты США, Австралия, Скандинавские страны) провели дерегулирование электроэнергетики, организовав конкурентные оптовые и розничные рынки. В развивающихся странах реформирование обусловлено, как правило, недостатком собственных (государственных) средств для обеспечения необходимого развития электроэнергетики (при высоких темпах роста электропотребления) и главной целью являлось привлечение частных (в том числе, иностранных) инвестиций. При этом некоторые страны (например, Китай и Индия) сохранили регулирование цен на электроэнергию, т.е. не совершали переход к конкурентному рынку. В то же время ряд стран (Чили, Аргентина, Бразилия) ввели конкурентные оптовые рынки электроэнергии (модель 3). Значительное влияние на реформирование (его целесообразность и выбор модели рын- 2 C1-3 ют постоянные издержки) и не могут использоваться для определения цен на электроэнергию. Поэтому организация спотовых рынков электроэнергии, предполагающих торговлю в реальном времени, противоречит теории микроэкономики. Торговля электроэнергией может основываться лишь на долгосрочных контрактах (на 1-3 года), цены в которых отражают общие краткосрочные издержки производства (включая постоянные издержки). ● Пообъектное развитие ЭЭС (путем строительства конкретных новых электростанций и электропередач), а также большая капиталоемкость, длительные сроки строительства и службы электростанций. В совокупности эти два свойства ЭЭС приводят к многим особенностям электроэнергетического рынка: − невозможности быстрого устранения дефицита, если он образовался на рынке по тем или иным причинам; − необходимости заблаговременного планирования и последующего финансирования развития генерирующих мощностей ЭЭС, чтобы не допустить дефицита; − превышению срока службы электростанций (30-40 лет) над «разумными» сроками окупаемости или возврата инвестиций (1015 лет), при которых частный инвестор будет строить электростанцию (в моделях 24); − появлению при конкурентном рынке (моделях 3 и 4) ценового (экономического) барьера для новых производителей, что, как показано в [1], придает несовершенство рынку электроэнергии и в долгосрочном периоде. ● Высокая механизация и автоматизация технологических процессов производства, транспорта и распределения электроэнергии. Это свойство ЭЭС приводит к принципиальному отличию кривых средних (удельных) издержек электростанций от аналогичных кривых «типичных» фирм, рассматриваемых в теории микроэкономики. В частности средние общие издержки электростанций достигают минимума при максимальной годовой выработке, всегда превышая предельные издержки. Поэтому ка) как в развитых, так и развивающихся странах оказала также обеспеченность энергетическими ресурсами, в первую очередь, природным газом. Выявилось, что для строительства капиталоемких электростанций (ГЭС, АЭС, КЭС на угле) при конкурентном рынке нужны очень высокие оптовые цены на электроэнергию. В странах, перешедших к конкурентному рынку, развитие генерирующих мощностей происходило практически только за счет ПГУ. IV. СВОЙСТВА ЭЭС И ИХ ВЛИЯНИЕ НА РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Электроэнергетические системы (ЭЭС) составляют основу электроэнергетики, определяют ее свойства и особенности рынка электроэнергии. Принято говорить о реструктуризации электроэнергетики, а фактически реформируются очень сложные, технологически взаимосвязанные ЭЭС. Среди свойств ЭЭС, подробно проанализированных в [1], следует отметить: ● Специализированный транспорт электроэнергии (по проводам). Это приводит к территориальной ограниченности электроэнергетического рынка и к наличию физического (технологического) барьера для вхождения в рынок новых производителей в краткосрочном периоде. Тем самым в электроэнергетике не соблюдается одно из главных условий совершенной конкуренции. ● Положительный «эффект масштаба», присущий ЭЭС в целом, как системе. Этот эффект придает электроэнергетике свойства естественной монополии. При дерегулировании электроэнергетики (переходе к моделям 3 и 4), с одной стороны, этот эффект теряется для потребителей, а с другой, − у производителей появляется возможность использовать «рыночную власть». ● Принципиальное различие между мгновенными (часовыми) издержками электростанций, которые используются при оптимизации режимов ЭЭС, и краткосрочными (годовыми) издержками, по которым определяются общая стоимость и цены электроэнергии. Часовые издержки отражают только переменную часть издержек (не включа- 3 C1-3 электростанции должны выходить на конкурентный оптовый рынок со своими общими (а не предельными) издержками, чтобы не обанкротиться. В целом, анализ свойств ЭЭС показывает принципиальные отличия электроэнергетического рынка от рынков в других отраслях, а самое главное – его крайнее несовершенство. В электроэнергетике не выполняются практически все условия (требования) совершенной конкуренции. Организацию конкурентного оптового рынка электроэнергии (по моделям 3 и 4) при отсутствии условий совершенной конкуренции следует считать теоретически несостоятельной, чреватой опасными последствиями. В частности, при дерегулировании происходит повышение оптовых цен на электроэнергию с уровня средневзвешенных издержек по ЭЭС в целом до уровня издержек наименее эффективной электростанции, замыкающей баланс ЭЭС. Это приводит к дополнительным расходам потребителей и сверхприбылям (так называемому «излишку производителя») электрогенерирующих компаний. станцию должны окупаться продажей электроэнергии только одной этой станции. Это сильно увеличивает необходимую инвестиционную составляющую цены на электроэнергию по сравнению с инвестиционной составляющей тарифов в регулируемых рынках. Согласно анализу, проведенному в [1,3], при прочих равных условиях инвестиционная составляющая тарифов при регулируемых рынках всегда меньше, чем составляющая цены, необходимая для окупаемости инвестиций при конкурентном оптовом рынке (моделях 3 и 4). Одновременно, за счет этой инвестиционной составляющей цена, которую может предложить на конкурентный оптовый рынок новый производитель, значительно выше, чем цена аналогичных действующих электростанций. И это создает упоминавшийся ценовой барьер для новых производителей. Возникает дилемма (противоречие): − либо при ценах оптового рынка, соответствующих издержкам действующих электростанций, новые электростанции строиться не будут и это приведет к дефициту мощностей и электроэнергии; − либо цены нужно поднять до уровня, при котором окупаются инвестиции в новые электростанции, а действующие производители будут получать монопольные прибыли, оплачиваемые потребителями. Этот уровень относительно невысок в странах, где возможно строительство новых электростанций с газотурбинными и парогазовыми установками на дешевом природном газе. Разрешение данного противоречия в случае, когда требуется строительство капиталоемких ГЭС, АЭС или КЭС на угле, возможно только при государственном регулировании цен электроэнергии и развития ЭЭС. Высокие цены, необходимые для окупаемости инвестиций, должны получать только новые производители. При конкурентном рынке возникают также трудности со строительством межсистемных и межгосударственных электрических связей [1,4]. Одна из проблем − невыгодность экспорта электроэнергии для потребителей страны-экспортера и производите- V. ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭЭС Строительство новых электростанций обусловливает повышение оптовой цены (или тарифа) электроэнергии на величину инвестиционной составляющей по сравнению с издержками действующих электростанций. Как показано в [1,3], механизмы финансирования и величина инвестиционной составляющей цен или тарифов принципиально различны для регулируемых и конкурентных рынков электроэнергии. При регулируемых рынках в инвестиционную составляющую тарифов для потребителей закладываются инвестиции во все новые электростанции, строящиеся в данной ЭЭС, которые делятся на годовое производство электроэнергии всеми действующими в ЭЭС электростанциями. Инвестиционная составляющая получается при этом относительно небольшой. В условиях конкурентного рынка частные инвестиции в какую-либо новую электро- 4 C1-3 лей страны-импортера, так как в странеэкспортере повышаются спрос и цены, а в стране-импортере повышается предложение и цены снижаются. Это неизбежно вызовет оппозицию и затруднит строительство экспортной электропередачи. Особые трудности вызывает при конкурентном рынке обоснование реверсивных электропередач, предназначаемых для реализации мощностного эффекта от объединения ЭЭС, - уменьшения потребности в генерирующих мощностях при сооружении таких электропередач. Объясняется это разделением сфер генерации и транспорта электроэнергии и изменением механизма финансирования межсистемных связей по сравнению с регулируемыми рынками. Указанные трудности привели к резкому сокращению сетевого строительства в странах, перешедших к конкурентному рынку электроэнергии. Обстоятельный анализ опыта дерегулирования проведен в работе [8]. На основе широко обзора работ (114 источников) там установлено одиннадцать трудностей, недостатков и отрицательных последствий организации конкурентных рынков электроэнергии. Многие из них отмечаются и в других публикациях. Обобщая результаты этих публикаций, а также материал предыдущих разделов доклада, можно указать следующие основные недостатки конкурентных рынков электроэнергии (моделей 3 и 4): 1. Значительные затраты на организацию (создание) и функционирование конкурентных рынков, исчисляемые сотнями млн. долларов. 2. Проявление «рыночной власти» в сфере генерации. 3. Чрезвычайная изменчивость (и непредсказуемость) цен на спотовых рынках. 4. Недостаток инвестиций в развитие генерирующих мощностей и электрических сетей. 5. Снижение надежности электроснабжения. 6. Повышение цен на электроэнергию (на большинстве рынков). 7. Эффект от дерегулирования, если он имеется, получают, главным образом, производители электроэнергии (а не потребители). 8. Трудности с обоснованием строительства межсистемных электрических связей, реализующих мощностной эффект объединения ЭЭС. 9. Экспорт электроэнергии невыгоден потребителям страны-экспортера. Указанные недостатки выявлены в результате теоретического анализа и будут проиллюстрированы в следующих разделах доклада на практическом опыте работы конкурентных рынков электроэнергии. VI. НЕДОСТАТКИ КОНКУРЕНТНЫХ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Оппозиция переходу к конкурентному рынку (дерегулированию) в электроэнергетике существовала всегда, с самого начала. Яркий пример этого представляют США и Канада, где большинство штатов или провинций сохраняют регулируемые монопольные энергокомпании. Аналогичная оппозиция имеется и в России. В последние годы начали активно обсуждаться ход и результаты реформ в разных странах в связи с проявившимися трудностями и отрицательными последствиями [59, и др.]. Констатируется, что очень часто реформирование приводит к повышению цен на электроэнергию, недостатку инвестиций, появлению дефицита, снижению надежности электроснабжения и т.п. Вследствие этого, первоначальные концепции реформирования пересматриваются (происходит «реформирование реформ»), процесс реформирования затягивается (ни в одной стране его нельзя считать законченным), рынки электроэнергии все более усложняются, выдвигаются предложения о восстановлении регулирования и т.д. VII. ОПЫТ РЕФОРМИРОВАНИЯ В РАЗВИТЫХ СТРАНАХ Среди развитых стран не проводили реформирования электроэнергетики (сохраняют регулируемые монополии – модель 1) большинство штатов США и провинций Канады, Франция и Япония. Кроме того, 5 C1-3 − бурное строительство электростанций с ПГУ на природном газе в Англии в 1990-е годы и в США в первые годы начавшегося века, что привело к «переинвестированию», которое раньше считалось недостатком, присущим только регулируемым монополиям; − коренное изменение первоначальной концепции реформирования в Великобритании с отказом от спотового рынка «на сутки вперед» и переходом на торговлю электроэнергией по двусторонним долгосрочным контрактам (введение концепций NETA в 2001 г. и BETTA в 2005 г.). В целом, можно ожидать дальнейших отрицательных последствий от перехода к конкурентному рынку электроэнергии, особенно после того, как произойдет снижение резервов мощностей до недопустимого уровня, исчерпаются возможности использования дешевого природного газа и возникнет необходимость в возобновлении строительства «традиционных» капиталоемких электростанций. Южная Корея остановилась в реформировании на рынке «Единственный покупатель» (модель 2). Эти страны (штаты, провинции) отказались от дерегулирования электроэнергетики. Основной причиной этого в США и Канаде следует считать относительно низкие тарифы на электроэнергию в соответствующих штатах и провинциях. Для остальных трех стран главную роль сыграла плохая обеспеченность собственными энергетическими ресурсами и необходимость строительства, в связи с этим, капиталоемких электростанций, включая АЭС. При конкурентном рынке это привело бы к резкому повышению оптовых цен электроэнергии. В указанных странах не отмечено серьезных проблем с электроснабжением, в том числе с развитием генерирующих мощностей. В странах, проводящих дерегулирование электроэнергетики (большинство стран Западной Европы, 13 штатов США, 2 провинции Канады, Австралия), несмотря на благоприятные стартовые условия, процесс реформирования оказался трудным и затяжным. Начали проявляться недостатки, отмеченные в предыдущем разделе, кое-где произошли кризисы или кризисные явления, концепции реформирования пересматриваются, рынки электроэнергии усложняются и т.д. В числе наиболее важных событий и явлений следует указать: − энергетические кризисы в штате Калифорния США и провинции Онтарио Канады, вынудившие вернуться к регулированию; − кризисные явления в штатах Южная Австралия и Виктория Австралии, сопровождавшиеся резким ростом спотовых цен и ограничениями потребителей; − повышение цен на электроэнергию в Норвегии, Швеции, Германии и других странах (опережающее общий индекс потребительских цен); − крупные системные аварии на северовостоке США, в Италии, Швеции, Дании, Англии в 2003 г., а также «веерные» отключения потребителей в Техасе в 2006 г.; − повсеместное прекращение строительства ГЭС и АЭС, а кое-где также КЭС на угле; VIII. РЕФОРМИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В РАЗВИВАЮЩИХСЯ СТРАНАХ Большинство развивающихся стран Азии, Ближнего Востока и Африки сохраняют регулируемые монополии (модель 1). Реформирование электроэнергетики проводили многие страны Южной Америки, а также Китай, Индия и еще несколько стран в Азии. Концепции реформирования имели значительные отличия, хотя для всех этих стран были характерны высокие темпы роста экономики и электропотребления и недостаток государственных средств для инвестирования развития ЭЭС. Китай и Индия, как уже отмечалось, сохранили регулирование цен электроэнергии и постепенно перешли к рынку «Единственный покупатель» (модель 2). Обе страны постоянно испытывали дефицит генерирующих мощностей, не имели достаточных ресурсов природного газа и развивали электроэнергетику за счет КЭС на угле, ГЭС, а также АЭС и возобновляемых источников 6 C1-3 низацию регулируемого сектора оптового рынка с торговлей только по долгосрочным двусторонним контрактам. Периодически проводятся аукционы среди действующих и новых производителей электроэнергии, которые создают конкуренцию между ними. Фактически сейчас в Бразилии реализована разновидность модели 3 на регулируемом секторе, на котором продается основной объем электроэнергии. Таким образом, в развивающихся странах фактически невозможно дерегулирование электроэнергетики. В Бразилии это было явной ошибкой. В Чили и Аргентине до реформирования по ряду причин были высокие оптовые цены на электроэнергию и возможности использования природного газа. Это позволило в течение определенного времени развивать генерирующие мощности и снизить цены. Однако, недостатки конкурентного рынка с неизбежностью проявились, что заставило вернуться к регулированию. энергии (ВИЭ). В этих условиях освобождение оптовых цен на электроэнергию привело бы к их неуправляемому росту с негативными последствиями для экономики и населения. Сейчас же, благодаря регулированию, обеспечиваются строительство капиталоемких электростанций и поддержание умеренных цен (тарифов) для конечных потребителей. Между тем, ряд стран Южной Америки (Чили с 1982 г., Аргентина с 1993 г., Бразилия с 1999 г.) ввели конкурентные оптовые рынки электроэнергии (модель 3). В Чили и Аргентине первоначально был достигнут значительный положительный эффект в части повышения эффективности и снижения цен электроэнергии, а также привлечения частных инвестиций. Последнему способствовало наличие в Аргентине дешевого природного газа, который экспортировался и в Чили. Развитие энергосистем происходило за счет газотурбинных и парогазовых установок, инвестиции в которые окупались при имевшихся там оптовых ценах на электроэнергию. Ситуация резко изменилась в Аргентине в конце 2001 г. в связи с жестоким политическим и экономическим кризисом в стране, а в Чили в 2004 г. из-за прекращения экспорта газа из Аргентины. Правительство Аргентины было вынуждено ввести регулирование цен на электроэнергию (как одну из мер по преодолению кризиса), ликвидировав тем самым конкурентный рынок. В Чили при продолжающемся росте электропотребления возник дефицит генерирующих мощностей, и спотовые цены возросли до 30 цент/кВт.ч. Правительство вносит изменения в концепцию реформирования − вводится государственное регулирование рынка для распределительно-сбытовых компаний с переходом на долгосрочные контракты, заключаемые по результатам периодически проводимых аукционов. В Бразилии реформа началась при низких ценах на электроэнергию (благодаря большой доли ГЭС). Строительство новых электростанций прекратилось и в 2001 г. в стране произошел энергетический кризис. Правительство приняло ряд мер, включая орга- IX. РЕФОРМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В РОССИИ С переходом страны к рыночной экономике в начале 1990-х годов была проведена приватизация (акционирование) электроэнергетики. Усилиями специалистов – энергетиков удалось сохранить административнохозяйственную целостность ЕЭС России и региональных ЭЭС. Была создана двухуровневая структура регулируемых рынков: рынок «Единственный покупатель» (модель 2) на федеральном уровне, управляемый РАО «ЕЭС России», и регулируемые вертикально-интегрированные компании (модель 1) на уровне регионов (АО-энерго). Общий экономический кризис в стране создал очень трудное положение в электроэнергетике. Инфляция, неплатежи, обесценивание основных фондов и др. нарушили финансово-экономическую деятельность энергокомпаний. Состояние отрасли постепенно ухудшилось по всем показателям и становилось критическим. В 1998 г. произошла смена руководства РАО «ЕЭС России», что негативно отрази- 7 C1-3 лось на путях выхода электроэнергетики из кризиса. Профессионалы – энергетики были заменены менеджерами общего профиля (экономистами, юристами и т.п.), основной заботой которых стал бизнес. Вместо конкретных мер по совершенствованию управления и техническому перевооружению отрасли новое руководство РАО начало разработку предложений по дальнейшему ее реформированию, отложив выход из кризиса еще на 5–10 лет. В декабре 2000 г. оно представило на утверждение Правительства РФ Концепцию реструктуризации РАО «ЕЭС России», предусматривавшую переход к конкурентному рынку в электроэнергетике. Концепция подверглась серьезному обсуждению и критике. Было предложено около 10 альтернативных концепций. Однако, Правительство РФ постановлением от 11 июля 2001 г. № 526 одобрило «Основные направления реформирования электроэнергетики России», которые практически полностью соответствовали Концепции реструктуризации РАО. Это постановление положило начало новому этапу реформирования. В феврале 2003 г. после обсуждения, длившегося более года, Государственная Дума РФ приняла Закон «Об электроэнергетике», в основу которого также положена Концепция реструктуризации РАО «ЕЭС России». Некоторые изменения и дополнения касались, главным образом, усиления роли государства и правительства в проведении реформы. В законе выделялся переходный период, окончание которого устанавливалось не ранее 1 июля 2005 г. Проведенный в [1] анализ целей реформирования, официально записанных в постановлении Правительства № 526 и Законе «Об электроэнергетике», показал, что ни одна из поставленных целей не будет фактически достигнута. Это относится к обеспечению энергетической безопасности страны и устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, к привлечению инвестиций в сферу генерации электроэнергии и др. Процесс реформирования оказался трудным, дорогостоящим и растянутым. Пере- ходный период не закончился ни в 2005 г., ни в 2006 г. Главной проблемой явилось неизбежное повышение оптовых цен на электроэнергию при прекращении их регулирования. Была разработана и введена с 1 сентября 2006 г. Новая концепция оптового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ), которая предусматривает перевод всей торговли электроэнергией на регулируемые двусторонние договоры, организацию спотовых рынков и др. Доля регулируемых договоров будет постепенно принудительно сокращаться с доведением ее до нуля к концу 2010 г., вследствие чего повышение цен будет растянуто на несколько лет. Вместе с тем, состояние самой электроэнергетики продолжало ухудшаться. Ежегодные вводы новых мощностей после 1998 г. в среднем не превышали 1 ГВт. Энергетическое оборудование продолжало изнашиваться и стареть. Так продолжалось до Московской системной аварии в мае 2005 г., после чего начали разрабатываться планы модернизации и строительства, инвестиционные программы и т.п. Однако, время было упущено, объемы работ многократно возросли и возможность реализации этих планов и программ вызывает сомнения. Особенно, с учетом деградации строительного комплекса отрасли, энергомашиностроения и проектных организаций. Дефицит мощностей и электроэнергии, уже проявившийся в нескольких регионах, грозит стать в ближайшие годы всеобщим. С 1 июля 2008 г. РАО «ЕЭС России», завершив свою реструктуризацию, прекратило существование, оставив после себя раздробленную на сотни компаний электроэнергетику, грандиозные планы строительства и инвестиционные программы, которые кому-то придется финансировать и осуществлять. Главной проблемой для будущего периода является предотвращение дефицита генерирующих мощностей. Для ее решения необходимы инвестиции и вводы мощностей, в десять и более раз превышающие те, что делались в последние годы. Это представля- 8 C1-3 − плохую обеспеченность энергоресурсами Японии и Южной Кореи, которые импортируют почти все топливо для электростанций; − обособленность ЭЭС Российского Дальнего Востока (РДВ) от Единой энергосистемы (ЕЭС) России и отсутствие там условий для введения конкурентного рынка; − низкую стоимость электроэнергии в Сибири, ввиду большой доли ГЭС и наличия дешевого угля; − слабое развитие электроэнергетики Монголии; − большой дефицит электроэнергии в Северной Корее. В целом указанные особенности делают нецелесообразным дерегулирование электроэнергетики стран СВА. Как видно из обзора, сделанного в предыдущих разделах доклада, этого еще и не произошло (за исключением, может быть, Сибири, где переход к конкурентному рынку пока планируется). Хотелось бы отметить очень продуманное реформирование электроэнергетики в Китае и Японии, и сделать замечание в адрес Южной Кореи. Конкуренция производителей при рынке «Единственный покупатель» организована в Южной Корее через спотовый рынок «на сутки вперед» (РСВ) с дополнительной платой за мощность. Между тем, опыт показал, что манипулируя ценами в заявках на РСВ (и получая плату за мощность), производители имеют возможность повышать общую цену электроэнергии выше своих издержек, т.е. получать сверхприбыли. Так происходило, в частности, в Великобритании в 1990-е годы, вследствие чего там в 2001 г. ликвидировали РСВ и перешли к торговле по долгосрочным двусторонним контрактам. Можно рекомендовать изменение концепции рынка электроэнергии в Южной Корее с использованием опыта Китая или Бразилии, где конкуренция производителей на рынке «Единственный покупатель» организована по-другому (с использованием долгосрочных контрактов). По ряду причин в регионе СВА отсутствует межгосударственное электроэнергетическое объединение (МГЭО), аналогичное сформи- ется мало реальным и образование дефицита следует признать неизбежным. В условиях конкурентного рынка дефицит приведет к многократному повышению цен на оптовом рынке электроэнергии, что будет недопустимо для экономики и социальной сферы страны. Поэтому, можно ожидать, что Правительство РФ введет регулирование цен. При этом возникнет проблема с привлечением частных инвестиций в новые электростанции, для чего требуются очень высокие цены. Поэтому, наряду с регулированием цен потребуются другие источники инвестиций. Одним из таких источников может быть инвестиционная составляющая тарифов для потребителей. Как показали расчеты, оптовые цены будут при этом ниже, чем при сохранении конкурентного рынка. В целом, в ближайшие 5−8 лет можно ожидать неудачу («провал») конкурентного рынка в России и восстановление государственного регулирования электроэнергетики. При этом целесообразен возврат (с соответствующими коррективами) к двухуровневой структуре регулируемых рынков, созданной в 90-е годы, с совершенствованием методологии регулирования. X. ОСОБЕННОСТИ РЕФОРМИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В РЕГИОНЕ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ АЗИИ Общей особенностью стран региона, важной с точки зрения реформирования электроэнергетки, следует считать отсутствие дешевых ресурсов природного газа для производства электроэнергии. Развитие генерирующих мощностей в регионе происходит в основном путем строительства капиталоемких КЭС на угле, ГЭС и АЭС. В последние годы существенно увеличилось использование ВИЭ, которые пока еще также относительно дорогие. Среди особенностей отдельных стран региона Северо-Восточной Азии (СВА) следует отметить: − очень высокий темп роста электропотребления в Китае и продолжающийся заметный его рост в Японии и Южной Корее; 9 C1-3 ровавшимся во многих других регионах мира. Имеются лишь отдельные электропередачи, главным образом, для приграничной торговли электроэнергией. Вместе с тем, многочисленные исследования, выполненные в последние 10-15 лет в России, Южной Корее и других странах региона, показали значительную эффективность некоторых межгосударственных электрических связей (МГЭС). Результаты этих исследований частично отражены в монографии [4]. Наиболее эффективными (и первоочередными) следует считать две МГЭС: − «Российский Дальний Восток – КНДР – Республика Корея»; − «Северный Китай – Сибирь» (через Монголию с возможным ее присоединением). Особая эффективность этих МГЭС обусловлена тем, что они соединяют страны, в которых годовые максимумы электрической нагрузки наступают в разные сезоны: в России и КНДР – зимой, а в Республике Корея и Северном Китае – летом. Это позволяет уменьшить вводы новых электростанций в объединяемых странах при сооружении МГЭС. Каждая страна в сезон максимума своей нагрузки может получать электроэнергию от действующих электростанций соседней страны, где в этот сезон происходит спад нагрузки. Работая в реверсивном режиме, такие МГЭС могут экономить по 2 МВт генерирующих мощностей (по 1 МВт в каждой стране) на 1 МВт своей пропускной способности. Так, исследования эффективности МГЭС «Российский Дальний Восток – КНДР – Республика Корея» показали, что на уровне 2020 суммарная экономия капиталовложений в генерирующие мощности может составить 13, 4 млрд.дол. при стоимости МГЭС 1,5 млрд.дол. [4]. Практическая реализация проекта первой МГЭС встречает трудности из-за напряженных взаимоотношений между КНДР и Республикой Корея. Проект второй МГЭС еще недостаточно проработан, особенно с китайской стороны. Кроме того, могут возникнуть трудности с обоснованием финансовой эффективности этой МГЭС, если Россия полностью перейдет к конкурентному рынку в электроэнергетике [1,4]. В целом же, заинтересованным странам целесообразно предпринять все возможные усилия для осуществления этих исключительно эффективных проектов, которые положат начало формированию МГЭО в СевероВосточной Азии. XI. ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Электроэнергетические системы обладают рядом свойств и особенностей, которые обусловливают исключительное несовершенство рынка в электроэнергетике и принципиальные отличия его от рынков в других отраслях. Электроэнергетический рынок не удовлетворяет практически всем условиям совершенной конкуренции. Дерегулирование рынка электроэнергии при отсутствии условий совершенной конкуренции следует считать теоретически несостоятельным, чреватым опасными последствиями. 2. В результате теоретического анализа и изучения практического опыта выявлено множество недостатков конкурентного рынка электроэнергии (со свободными ценами). В некоторых странах они уже привели к энергетическим кризисам, заставившим вернуться к регулированию. 3. Наиболее серьезными при конкурентном рынке являются проблемы инвестирования развития генерирующих мощностей ЭЭС. Со временем они повсеместно приведут к кризисам, подобным в Калифорнии, Бразилии и Чили, после снижения резервов мощностей до недопустимого уровня, исчерпания возможностей использования дешевого природного газа и появления необходимости в возобновлении строительства «традиционных» капиталоемких электростанций. 4. В целом, дерегулирование электроэнергетики (переход к конкурентному рынку) следует признать ошибкой. Недостатки и последствия конкурентного рынка могут быть устранены только путем восстановления государственного регулирования в электроэнергетике. 10 C1-3 XII. ЛИТЕРАТУРА [1] Беляев Л.С. Проблемы электроэнергетического рынка. – Новосибирск: Наука, 2009. – 296 с. [2] Hunt S., Shuttleworth G. Competition and Choice in Electricity. – Chichester: John Wiley, 1996. [3] Беляев Л.С., Подковальников С.В. Рынок в электроэнергетике: Проблемы развития генерирующих мощностей. – Новосибирск: Наука, 2004. – 220 с. [4] Беляев Л.С., Подковальников С.В., Савельев В.А., Чудинова Л.Ю. Эффективность межгосударственных электрических связей. – Новосибирск: Наука, 2008. – 239 с. [5] Sioshansi F.P. Electricity Market Reform: What Have We Learned? What Have We Gained? // The Electricity Journal. – 2006. – Vol. 19, No. 9. – P. 70-83. [6] Apt J. Competition Has Not Lowered US Industrial Electricity Prices / Carnegie Mellon Electricity Industry Center Working Paper CEIC-05-01, 2005 // http: //www. cmu. Edu/ /electricity. [7] Rudnick H., Barroso L.A., Skerk C., Blanko A. South American reform lessons // IEEE Power & Energy Magazine. – 2005. – Vol.3, No. 4. – P. 49– 59. [8] Woo C.K., King M., Tishler A., Chow L.C. H. Cost of electricity deregulation // Energy. – 2006. – Vol. 31. – Р. 747–768. [9] U.S. Electricity Rates Remain Highest in DereguLated States // Business Developments. Transmission & Distribution World – Aug. 2006. – Vol. 58, No. 8. XIII. БИОГРАФИЯ Лев Спиридонович Беляев родился в 1928 г. В 1950 г. окончил Московский энергетический институт, получив диплом инженера электрика. С 1969 г. доктор технических наук, с 1986 г. – профессор. В настоящее время работает в ИСЭМ СО РАН главным научным сотрудником. В 1975-1976 принимал участие в работе международного института прикладного системного анализа-IIASA (Австрия). Научные интересы: развитие, моделирование и оптимизация систем энергетики, включая глобальные, межгосударственные электрические связи, методология принятия решений при неопределенности. Он является автором и соавтором более чем 250 научных трудов и книг. 11