Logo b1eb039490842d98c30c5e038f2bcd6d5e420fbacbf25c2a3260b03ded77dc0f
Электрические сети в Системеинформационно-консалтинговая группа

О структуре управления электроэнергетикой

10 ноября 2017

С указа Президента РФ от 14.08.1992 № 922 «Об особенностях преобразования государственных предприятий, объединений, организаций топливно-энергетического комплекса в акционерные общества» началась приватизация в энергетике. Приватизация привела к существенному изменению структуры управления в электроэнергетике и, как следствие, к многочисленным негативным явлениям.

В этой и последующих статьях на конкретных примерах работы энергообъединения Сибири попытаемся обозначить основные проблемы сегодняшней электроэнергетики РФ, найти причины появления этих проблем и предложить путь решения.

Начнем с относительно простого вопроса.

Плановые графики

Для тепловых электростанций (далее – ТЭС) ОЭС Сибири уже много лет (с 2006 года) задаются так называемые «ломаные» плановые графики нагрузки. Вследствие неравномерных графиков увеличивается повреждаемость вспомогательного оборудования, снижается ресурс основного оборудования, повышается удельный расход топлива, усложняется контроль над работой энергосистем, излишне напрягается персонал электростанций и т.д. На рис. 1 приведен один из множества «ломаных» плановых графиков генерации на ТЭС.

Рисунок 1 – Плановый график генерации Омской ТЭЦ-5 (ТГ 1-4) за 19.02.2014

Неоднократно главные инженеры ТЭС обращались в Системный оператор с просьбами принять меры для выравнивания плановых графиков, но «воз и ныне там». Чтобы озаботиться проблемой «ломаных» графиков, даже не требуется чье-либо обращение. Любой специалист, имеющий энергетическое образование, знает, что для тепловых электростанций наиболее надежный и экономичный режим работы – это работа с постоянной нагрузкой.

В чем дело? Казалось бы, чего проще, замена «ломаных» графиков линейными не требует материальных затрат: следует поправить один регламент и разработать алгоритм, позволяющий сделать графики нагрузки на ТЭС линейными, тем более, что в энергообъединении Сибири есть для этого все возможности. Диапазон регулирования на гидроэлектростанциях и возможности по изменению перетока из Единой энергосистемы (через электрические сети Казахстана) вполне позволяют покрывать неравномерность графика нагрузки потребителей.

Плановые диспетчерские графики, так называемые планы балансирующего рынка (далее – ПБР), рассчитывает Системный оператор по алгоритму, указанному в «Регламенте проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы», утвержденном Наблюдательным советом Некоммерческого Партнерства «Совет рынка».

Более 10 лет тепловым станциям задаются «ломаные» графики и нет никаких признаков улучшения ситуации. Для решения данной проблемы необходимо ввестиответственность Системного оператора не только за надежность, но и экономичность планируемых режимов,за формирование плановых графиков генерации, обеспечивающих надежные и экономичные режимы работы оборудования. Для этого нужно внести соответствующие изменения в Устав СО. На сегодняшний день за оптимальность режимов отвечает Коммерческий оператор, который при оптимизации плановых графиков не учитывает ухудшение экономичности и надежности работы оборудования ТЭС при изменении нагрузки. Кроме того, именно Системный оператор, должен отвечать на вопросы о причинах увеличения цены электроэнергии на оптовом рынке. т.к. он владеет всей информацией необходимой для определения этих причин.Почему Системный оператор, который ежедневно задает плановые графики на ТЭС, не озабочен экономической эффективностью этих графиков? Ответ можно найти в уставе Системного оператора: в нем отсутствует задача обеспечения экономической эффективности плановых режимов, а значит, нет ответственности за ухудшение экономичности и снижение ресурсов основного и вспомогательного оборудования ТЭС. За оптимальность режимов отвечает Коммерческий оператор, который при оптимизации плановых графиков не учитывает ухудшение экономичности и надежности работы оборудования ТЭС при изменении нагрузки.

При едином диспетчерском управлении за надежность и экономичность режимов работы энергосистем, в том числе за формирование плановых графиков, несли ответственность ЦДУ и ОДУ. В то время никто и предположить не мог, что диспетчерские графики ТЭС будут иметь пилообразный вид, какой они имеют сегодня.

Вывод первый:разделение единого диспетчерского управления на технологическое и коммерческое, произошедшее при реформировании энергетики, привело к снижению экономичности и надежности работы ТЭС.

Если многие годы не решается относительно несложный вопрос формирования плановых графиков ТЭС, обеспечивающих экономичную и надежную работу, значит, механизм принятия решений о правилах рынка, по крайней мере в части формирования плановых графиков, неэффективен.

Графики работы ТЭС – важная часть работы ОРЭ, но есть и более важная – модель рынка.

Рынок электроэнергии

В настоящее время в ЕЭС России функционирует конкурентный оптовый рынок электроэнергии, обладающий многочисленными серьезными недостатками.

Основные характеристики действующей модели рынка:

  1. Не содержит в себе механизма финансирования строительства новых генерирующих мощностей [1, 2];
  2. Завышаются цены на электроэнергию для покупателей;
  3. Допускается возможность формирования нулевых цен на рынке [2];
  4. Ставит в конкурентные условия электростанции разных типов – теплоэлектроцентрали, крупные конденсационные электростанции, парогазовые – которые в силу конструктивных особенностей находятся в разных экономических условиях;
  5. Создаются неравные экономические условия для потребителей электроэнергии одной энергозоны [4];
  6. Задаваемые «пилообразные» графики для ТЭС приводят к повышенному расходу топлива и снижению ресурса основного и вспомогательного оборудования ТЭС [3];
  7. Алгоритм расчета плановых графиков и цен крайне сложен, результаты расчета не могут быть проверены Системным оператором, субъектами рынка и органами государственного контроля.

Действующая в России с 2006 года модель рынка электроэнергии – это фактически тупиковая модель, ведущая к повышению цен на электроэнергию и дефициту мощности.

Почему длительное время не меняется модель рынка, имеющая столько недостатков?

Работа рынка регулируется регламентами, которые утверждает Наблюдательный совет Некоммерческого Партнерства «Совет рынка» (далее – Совет рынка).

Совет рынка является постоянно действующим коллегиальным органом управления. Членами Совета рынка являются физические лица. Совет рынка состоит из 22 членов. В него входят представители Правительства, Государственной думы, Совета Федерации, все категории участников рынка, Системного и Коммерческого операторов. Совет рынка не отчитывается ни перед кем, так как он является высшим органом рынка. Совет рынка утверждает регламенты рынка, уточняющие отдельные вопросы функционирования рынка, но не определяет принципиальное устройство рынка – модель его работы.

А кто же определил модель рынка? Просматривая историю создания ОРЭ в России, можно утверждать, что авторами действующей модели рынка (стратегии) являются Ю.А. Удальцов, бывший руководителем Центра управления реформой ОАО РАО «ЕЭС России»,А.Б. Чубайс, занимавший должность Председателя Правления РАО «ЕЭС России», и ООО «КАРАНА», являющаяся дочерним подразделением корпорации КАРАНА, базирующейся в США.

Один из авторов реформы электроэнергетики, А.Б. Чубайс, в статье журнала Форбс утверждает, что успешно решена основная задача реформы – привлечение частных инвестиций для модернизации энергосистемы страны и обеспечения бесперебойной подачи электроэнергии, а также что реформа создала механизмы, которые позволили единовременно привлечь в отрасль колоссальный объем частных средств – около 900 млрд.руб., направленных на строительство генерации [5]. К сожалению, это утверждение является полуправдой. Средства, привлеченные в строительство электростанций, о которых говорит А.Б. Чубайс, – единовременные, они не являются инструментами рыночного механизма. Эти средства были вложены генерирующими компаниями в завершение строительства электроэнергетических мощностей, которое было начато РАО ЕЭС и которое генерирующие компании обязались завершить по договорам предоставления мощности (ДПМ) после распада РАО ЕЭС на территориальные (ТГК) и оптовые (ОГК) генерирующие компании. «Механизм ДПМ – не рыночный, он основан на обязательствах перед государством ОГК и ТГК… По мере исполнения обязательств механизм ДПМ исчерпает себя» [6].

Рыночного механизма для привлечения частных инвестиций в строительство новой генерации на постоянной основе нет.

Подтверждением этого служит тот факт, что в Объединенной энергосистеме Сибири (ОЭС Сибири) после 2015 г. нет планов по строительству электростанций, подкрепленных финансированием. Если в ближайшее время не приступить к строительству новых электростанций (срок постройки новой тепловой электростанции как минимум 4-5 лет), то в ОЭС Сибири через несколько лет появится риск резкого повышения цен на электроэнергию и возникновения дефицита мощности. Это прямое следствие действующей сегодня модели рынка, отсутствия в существующей модели механизма финансирования строительства новых электростанций. Поэтому необходимо менять существующую модель на модель, имеющую механизм финансирования строительства новых электростанций.

А есть ли модель рынка, не имеющая основных недостатков сегодняшнего рынка? Такая модель есть – “Единый покупатель”.

Характерные черты этой модели рынка описаны достаточно подробно в [1, 2, 8] и др.

Какие резервы есть для снижения цены на оптовом рынке электроэнергии в ОЭС Сибири?  Проанализируем структуру выработки и ценовые заявки поставщиков в ОЭС Сибири на примере февраля 2014 года.

Таблица 1. Составляющие структуры выработки в ОЭС Сибири за февраль 2014 года.

Выработка ГЭС

39 %

Выработка ТЭС на минимальной тепловой нагрузке

52,9 %

Выработка ТЭС нагрузкой выше минимума

8,1 %

Таблица 2. Цены РСВ в феврале 2014 года для различных вариантов оплаты выработки ТЭС и ГЭС

Средняя цена РСВ при оплате выработки электростанций (ТЭС и ГЭС) в ОЭС Сибири по сегодняшним правилам рынка

689 (руб/МВт.ч)

Средняя цена на РСВ в ОЭС Сибири при оплате выработки ТЭС по их ценовым заявкам, а ГЭС по тарифам ФСТ*

277

(руб/МВт.ч)

* Расчет цен ориентировочный

Средняя величина сработавших ценовых заявок ТЭС в феврале 2014 года составила 444 руб/МВт.ч.

ТЭС, работающие на минимальной нагрузке и ГЭС не участвуют в ценообразовании (считается что они работают “по ценоприниманию”) и их оплата производится по узловым ценам. Оплата минимальной нагрузки ТЭС должна производиться по специальным тарифам ФСТ для минимальной нагрузки, которые должны быть ниже тарифов ФСТ, т.к. часть затрат на выработку компенсируется оплатой потребителей тепла.

Из приведенных данных следует, что при оплате выработки ТЭС по их ценовым заявкам, а ГЭС по тарифам ФСТ цена электроэнергии на оптовом рынке ОЭС Сибири была бы ниже, рассчитанной по существующему алгоритму, ориентировочно более чем в 2 раза.

Тариф ФСТ для ГЭС учитывает (должен учитывать) все составляющие сметы расходов на выработку, налоги, ремонт оборудования и т.п. Оплата выработки ГЭС по тем же ценам, что ТЭС совершенно не оправдана.

Ценовые заявки тепловых электростанций должны включать в себя себестоимость и нормативную долю прибыли, поэтому нет оснований для опасений, что оплата выработки ТЭС по ценовым заявкам приведет к их убыточной работе.

Возникает очень интересный вопрос: почему не меняется алгоритм расчета цены на ОРЭ и не снижаются цены для покупателей?

Ответ очевиден – механизм выработки решений по оптимизации работы электроэнергетического рынка неэффективен!

В России в средствах массовой информации появляется немало статей, критикующих правила оптового рынка. В апреле 2013 года состоялось Совместное заседание Бюро Отделения энергетики, машиностроения, механики и процессов управления РАН, Научного совета РАН по проблемам надёжности и безопасности больших систем энергетики и Научно-технической коллегии НП «НТС ЕЭС» по теме: «Оценка состояния рынка электроэнергии и пути его совершенствования», где делается вывод о неудачной организационной структуре электроэнергетики и неэффективности принятой модели рынка электроэнергии в России [6].

В письмах Председателя Комитета по энергетике Государственной думы И.Д. Грачёва Президенту Российской Федерации В.В. Путину и Председателю правительства Д.А. Медведеву отмечается, что тарифы на электроэнергию для промышленности России уже превысили значения тарифов в США и приблизились к уровню тарифов стран Западной Европы. В результате, отечественная промышленность стремительно теряет конкурентные преимущества практически на всех товарных рынках. Все это свидетельствует о неудачной модели внедренного в нашей стране рынка электроэнергии и необходимости его совершенствования.

Что планирует сделать Правительство, чтобы исправить неудовлетворительное положение дел в энергетике?

Поменять неудачную модель рынка. По словам замминистра энергетики Алексея Текслера (МОСКВА, 17 февраля 2014 г., BigpowerNews), новая модель рынка электроэнергии РФ может быть принята в 2015 году [7].

Рассматривается три варианта новой модели. Первый вариант – переход на двусторонние договоры между производителем электроэнергии и потребителем, второй – так называемая модель ДПМ-штрих (гарантированный возврат инвестиций компаниям за модернизацию энергообъектов), третий – продление действующей модели энергорынка на долгосрочный период. При этом Минэнерго заявляло, что считает вариант «ДПМ-штрих» нерыночным и поэтому наименее удачным из всех предложенных моделей.

Наконец-то определился критерий выбора наиболее оптимальной для России модели оптового рынка электроэнергии. Не вопросы механизма финансирования строительства новых электростанций, не анализ того как изменятся цены на оптовом рынке, как будет оптимизироваться режим работы энергосистемы, как изменится цена для покупателей и поставщиков, какие будут графики работы для ТЭС и ГЭС в новой модели рынка и пр. Оказывается, все намного проще, чем полагают многие специалисты, – критерием оценки служит отнесение модели к рыночной, а остальное несущественно.

Фактически Минэнерго предполагает выбрать один из двух вариантов: сегодняшний, признанный неудачным, или модель двухсторонних договоров.

А кто предлагает модель рынка с двухсторонними договорами? Тот, кто разработал предыдущую неудачную модель, которая довела (доводит), в числе прочих причин высокими ценами на электроэнергию, нашу промышленность «до ручки», модель, которую необходимо менять, – ООО «Карана» и Ю.А. Удальцов! Те же авторы предлагают следующую модель рынка, без публикации в массовых журналах основных положений новой модели, без обсуждения в общедоступной прессе и т.д. Без ответа на основные вопросы, какой будет механизм финансирования строительства новых электростанций, какие будут цены для покупателей и поставщиков и др.

Возникают вопросы.

Почему была принята действующая сегодня модель рынка, имеющая множество недостатков? Почему разработка и внедрение новой модели рынка электроэнергии, от которой в существенной степени зависит развитие всей промышленности России, происходят без широкого обсуждения, поручается фирме, являющейся филиалом зарубежной корпорации и, самое главное, уже зарекомендовавшей себя разработкой неудачной модели рынка.

Логично было бы предположить, что за организацию работы по разработке модели рынка электроэнергии должно отвечать Минэнерго.

А может ли Минэнерго в сегодняшнем виде качественно организовать разработку новой модели рынка электроэнергии?

Для того чтобы ответить на этот вопрос, рассмотрим структуру, цели и задачи министерства энергетики.

Министерство энергетики Российской Федерации (Минэнерго России) является федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в том числе по вопросам электроэнергетики, нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, газовой, угольной, сланцевой и торфяной промышленности, магистральных трубопроводов нефти, газа и продуктов их переработки, возобновляемых источников энергии, освоения месторождений углеводородов на основе соглашений о разделе продукции, и в сфере нефтехимической промышленности, а также функции по оказанию государственных услуг, управлению государственным имуществом в сфере производства и использования топливно-энергетических ресурсов.

Министр – финансист и менеджер. Министр, будь он хоть семи пядей во лбу, не может профессионально разбираться во всех этих отраслях. Единственное, что общего у всех этих сфер, – финансы. Но состояние финансов определяется производственной деятельностью, а не наоборот. Руководитель министерства должен профессионально разбираться в проблемах руководимой им отрасли, а не быть министром «всего».

Рассматривая структуру министерства, понимаешь, что в сегодняшнем министерстве нет подразделений, профессионально занимающихся каждым из направлений электроэнергетики: диспетчерское управление, генерация, сети, энергосбытовая деятельность, рынок. В составе министерства отсутствует инспекция, которая могла бы всесторонне контролировать деятельность организаций любого из указанных направлений. У министерства нет реальных рычагов управления всеми этими АО, составляющими основу электроэнергетики. А проблем в этих организациях много, и часто решены они могут быть только на уровне Министерства или выше.

При отсутствии кадров в Минэнерго, компетентных в вопросах оптового рынка, разработку модели рынка поручают «проверенным» кадрам, а то, что они являются авторами предыдущей неудачной модели рынка, видимо, не играет никакой роли.

При сегодняшней структуре управления электроэнергетика России пришла к тем печальным результатам, которые указаны в Протоколе Академии наук и письме Председателя комиссии по энергетике ГД РФ.

Вывод второй:причина, почему в России действует неудачная модель рынка, не снижаются цены на электроэнергию, не решаются другие острые проблемы в электроэнергетике – неэффективная структура управления, которая не способна создать условия для решения существующих и предотвращения назревающих проблем в электроэнергетике. Результатом, в частности, является то, что, устройство оптового рынка поручается людям некомпетентным, и фирме, с которой невозможно спросить за плохие итоги порученного дела.

Может все-таки поручить разработку новой модели рынка и организацию электроэнергетики в целом Академии наук России? Или подождем еще несколько лет, когда наша промышленность окончательно рухнет и наступит точка «невозврата»?

Для понимания того, какая модель рынка наиболее перспективна в условиях России, представим обзор зарубежного опыта преобразований оптовых рынков электроэнергии.

Зарубежный опыт реформирования рынков электроэнергии

Начало преобразований в электроэнергетике восходит к 1978 году, когда в США был принят акт «О политике регулирования в электроэнергетике (PURPA)». Предлагалось полное разделение сфер производства, передачи и сбыта электроэнергии, с максимальным внедрением в эти сферы конкурентных отношений путем организации торговли электроэнергии по договорам и через оптовый рынок.

Что же показывает мировой опыт проведения реформ и применения различных моделей организации электроэнергетических систем? В самих США реформирование электроэнергетики производилось сдержанно как по интенсивности, так и по объему преобразований. По разным оценкам, рыночные преобразования затронули 35-50% штатов. В США в процессе проведения реформ в электроэнергетике резерв мощности снизился с 35% в 1985 г. до 15% в 2000 г. и продолжается его дальнейшее снижение. Сократились в 5 раз инвестиции в сетевое строительство. Снизилась статическая и динамическая устойчивость (живучесть) энергосистем. В августе 1996 г. произошла самая крупная авария после аварии 1965 года в северо-восточной части страны, в 1998 г. – крупная системная авария в пограничных штатах с Канадой, а в 2003 году она повторилась в более крупных масштабах. Под аварийное отключение попали северо-восточные штаты США от Вашингтона до Великих озер и юго-восточные районы Канады. Особенно значительные отрицательные последствия реформы в электроэнергетике возникли в самом крупном штате Америки – Калифорнии, который был пионером рыночных реформ электроэнергетики в США. Дело дошло до систематических веерных отключений потребителей электроэнергии. В целом за период калифорнийского кризиса (2000-2002 гг.) энергоснабжающие компании и потребители понесли убытки в размере около 80 млрд. долларов. Для прекращения кризиса в электроэнергетике правительство США приняло решение о прекращении на 3 года разделения вертикально интегрированных электроэнергетических компаний. В мае 2002 года президент Буш представил общественности и конгрессу США план преодоления энергетического кризиса в электроэнергетике, в т.ч. за счет строительства новых электростанций, в основном угольных и атомных, с привлечением значительных средств из федерального бюджета.

Подобные потрясения происходили в электроэнергетике Норвегии, Англии, Швеции, Финляндии, Испании, Мексики, Чили, Уругвая, Колумбии, Аргентины, Бразилии и др.стран, где также внедрялись модели реструктуризации, предложенные США. Прокатившиеся аварии в электроэнергетических системах ряда стран Европы и Северной Америки в 2003 году (14 августа в США и Канаде, 23 августа в Финляндии – Хельсинки, 28 августа в Англии – Лондон, 23 сентября в Швеции и Дании, 28 сентября в Италии и Швейцарии) заставили ЕС, США и некоторые другие страны изменить энергетическую политику по организации абсолютных рыночных отношений в электроэнергетике. Комиссия ЕС подготовила новую Директиву (ЕС СОМ 2003/740 от 10.12.03) «В отношении мер по обеспечению надежности электроснабжения и инвестиций в инфраструктуру», ограничивающую постулаты свободного рынка в электроэнергетике. В США, кроме ранее упомянутых мер по ограничению реформирования в электроэнергетике, был разработан закон о внесении поправок в Федеральный Акт по установлению стандартов надежности энергоснабжения и представлен президентом в сенат. Более половины штатов США не провели и пока не намерены проводить реформу электроэнергетики. В конце февраля 2005 г. на представительной конференции энергетиков в Сан-Диего (США) было заявлено, что разрушение территориальных вертикально-интегрированных энергосистем и введение конкурентного рынка электроэнергии дали отрицательный результат. Сейчас энергетики озадачены тем, как вернуться к прежней системе. Разделение энергокомпаний на генерирующие, сетевые и сбытовые проведено полностью лишь в некоторых странах: Великобритании, Швеции, Финляндии. В Германии, Франции, Японии действуют вертикально-интегрированные энергокомпании (ВИК). Директива ЕС по энергетике, вступившая в силу в феврале 1997 года, требует обязательного ведения раздельного учета в генерации, передаче и сбыте, но не требует обязательной ликвидации ВИК. После энергетических кризисов такие страны, как Аргентина, Бразилия и Чили, в последние два года отказались от конкурентного рынка и снова ввели 1-ю модель с государственным регулированием цен на электроэнергию, а Мексика, Гондурас и Эквадор оставили 2-ю модель. Вторую модель управления электроэнергетикой выбрали также Китай и республика Корея. Причем характерно, что последняя имела программу проведения реформы электроэнергетики и намеревалась осуществить ее поэтапно вплоть до 4-й модели, но, учитывая отрицательные результаты реформ в других странах, на неопределенное время остановилась на 2-й модели. Претерпела изменение и позиция Мирового банка (МБ). Так, бывший президент МБ Джеймс Вулфенсон заявил: «Вашингтонский консенсус вот уже несколько лет как мертв» (Международное соглашение, открывшее дорогу приватизации и либерализации электроэнергетики). Возможно, имея перед глазами неоднозначные результаты реформ в электроэнергетике, такие страны, как Франция, Греция и Ирландия не спешат реформировать электроэнергетические системы, несмотря на имеющиеся у них определенные обязательства по этому вопросу перед другими странами ЕС.

Весьма любопытные мысли приведены в статье об энергетической безопасности директора Парижского центра социальных исследований г-на Жака Сапира (краткое содержание статьи приведено в газете «Коммерсант» от 22.12.06): «Чрезвычайно трудно, а может быть и невозможно, заставить рынки работать в энергетическом секторе. Реальный опыт не доказывает, что политика разделения и дерегулирования увеличивает стабильность энергосистемы. Проведенное в 2001 году сравнение электроэнергетики Великобритании, в основном частной, с преимущественно государственной французской показало, что последняя и работает стабильнее, и предлагает более низкие цены. Все это вызывает серьезную озабоченность тем, какое влияние доминирующая сегодня политика дерегулирования, демонополизации и приватизации в энергетике может оказать на энергетическую безопасность».

Несмотря на инициативу Еврокомиссии о введении принудительного разделения бизнеса национальных энергетических компаний, в первую очередь E.ON (Германия) и EdF (Франция), на генерирующие и сбытовые, состоявшийся саммит глав государств ЕС в Брюсселе в марте 2007 года не поддержал эту инициативу чиновников ЕС.

Таким образом, даже в таких привлекательных для общих инвестиций странах, как США, Норвегия, Англия, наряду с другими, пока не найдено удовлетворительных решений по следующим ключевым проблемам: привлечение в электроэнергетику необходимых инвестиций и сбалансированное развитие объектов электроэнергетики (генерации и электрических сетей), а также надежности электроснабжения потребителей. Надежность системы энергоснабжения при одновременности производства и потребления может быть обеспечена только при наличии в ней необходимого резерва генерирующих мощностей. Как показал мировой опыт, этот резерв должен быть на уровне 25-30% от потребляемой максимальной электрической мощности, что и соблюдалось ранее государственными компаниями и частными ВИК. Как только энергетические компании освобождаются от ответственности за надежность энергоснабжения, они начинают оптимизировать затраты на содержание оборудования и выводить из работы недостаточно эффективные мощности. Это подтвердил энергетический кризис в Калифорнии. Это же показывает практика хозяйствования в европейской энергетике (вывод неэффективных генераторов, объединение компаний, расширение сфер бизнеса с направлением инвестиций в другие сферы деятельности, которыми становятся водоснабжение, газоснабжение, утилизация отходов и др.). Если в 1985 году в странах Европы и США резерв электрических мощностей составлял от 27 до 49 процентов, то в 2003 году (см. «Энергетика за рубежом», 2006, вып. 1) они снизились в Бельгии, Греции и Швеции до 0%, в Германии до 5%, а самые большие резервы мощностей остались только во Франции и Испании – на уровне 10-11%. Но настоящим сигналом (уже вторым после аварий в 2003 г.) по результатам реформ электроэнергетики стала авария в объединенной энергосистеме Европы 5 ноября 2006 г. Эта авария затронула жизнедеятельность около 10 млн. человек в Германии, Франции, Бельгии, Италии, Испании, Австрии, Нидерландах, Хорватии и даже частично Марокко. Эта авария лишь подтвердила постулат: без достаточных резервов мощности и без единогооператора по управлению риски в электроэнергетике слишком велики [10].

Во всех странах, перешедших к конкурентному рынку электроэнергии, проявлялись следующие проблемы: использование производителями «рыночной власти» (манипуляции ценовыми заявками), приводящее к необоснованному завышению цен на электроэнергию, прекращение строительства генерирующих мощностей (за исключением ПГУ при дешевом газе), сокращение резервов мощности, резкое сокращение инвестиций в сетевое строительство, усложнение модели (введение малоэффективных рынков мощности и системных услуг). Это привело к увеличению числа кризисов (США, Англия, Норвегия, Бразилия, Канада, Чили, Аргентина, Австралия и другие), сопровождающихся дефицитом мощности и скачкообразным повышением цен.

В большинстве стран, внедривших конкурентную модель рынка электроэнергии, данная модель была признана неэффективной с последующей сменой концепции.

В странах, сохранивших конкурентные рынки, до сих пор не нашли решений для привлечения в электроэнергетику инвестиций для развития отрасли.

В модели «Единый покупатель» производители электроэнергии лишены «рыночной власти», реализуется эффект конкуренции среди поставщиков. Осреднение тарифов поставщиков и включение в тариф для покупателей оптового рынка инвестиционной составляющей решает проблему финансирования строительства новых генерирующих мощностей, в том числе и капиталоемких.

Приведенная ниже таблица содержит краткий обзор зарубежного опыта по введению различных моделей рынка электроэнергии.

Модель 1 – Регулируемая естественная монополия.

Модель 2 – Единственный покупатель.

Модель 3 – Конкурентный рынок.

Таблица 3. Зарубежный опыт реформирования рынков электроэнергии

В каждой стране рынок имеет свои особенности, принадлежность к той или иной модели определена по характерным признакам. Как видно из таблицы 3, большинство стран, внедривших конкурентные рынки, после какого-то времени работы ушли от этой модели, перешли на другие модели рынка.

Разработчики российской модели электроэнергетического рынка совершенно не учли опыт других стран, а значит, России предстоит повторить горькие уроки, которые извлекли другие страны, внедрявшие у себя конкурентные рынки электроэнергии.


Автор: Эксперт В.В. Шурупов