CC BY
183
ЦЕЛИ РЕФОРМИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ: КОНКУРЕНЦИЯ ИЛИ НАДЕЖНОСТЬ
В статье рассматриваются возможные последствия введения в соответствии с пакетом законов от марта 2003 г. наряду с регулируемым нерегулируемого сектора оптового рынка электроэнергии, а также реструктуризации вертикально-интегрированных структур (АО-энерго), предусматривающей создание множества независимых генерирующих, сетевых и сбытовых компаний. Приведены негативные примеры такой реструктуризации электроэнергетики в различных странах. Разработаны предложения по формированию долгосрочных тарифов на электроэнергию на основе критерия минимизации суммарных затрат, что обеспечит их минимальный рост. Обоснована целесообразность сохранения вертикально-интегрированных энергокомпаний как необходимого условия надежного энергоснабжения.
В принятом в марте 2003 г. пакете законов по реформированию электроэнергетики предусматривается создание конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии в границах 5-15% общей продажи электроэнергии, действующего наряду с регулируемым государством сектором. Как показывает мировой опыт, образование свободного рынка электроэнергии ведет к резкому росту цен на электричество, создает возможности манипулирования рынком в ущерб интересам потребителей. Так, в 24 штатах США, где либерализация не вводилась, цены на электричество ниже и нарушений его подачи меньше [1].
Негативные последствия энергетического кризиса в Калифорнии, банкротство компании Бпгоп и экономический кризис в Аргентине, вызванный либерализацией энергетического рынка, вынуждают руководство ЕС с большой осторожностью относиться к проведению этих мер. Правительство Франции выступает против либерализации своего рынка газа и электричества [2].
Согласно понятию конкуренции, приводимому в западной учебной литературе, ей присущи наличие на рынке большого числа независимых покупателей и продавцов и возможность свободного входа на рынок и выхода с него. Это определение в условиях современной экономики устарело и не может выполняться для намечаемого конкурентного сектора рынка электроэнергии, так как продавцы обязаны продавать на нем 5-15% своей мощности и не могут его свободно покинуть. Покупатели также не могут свободно войти (купить необходимый объем электроэнергии) или покинуть конкурентный сектор рынка. Поэтому речь идет не
0 конкурентном секторе рынка, а о некоей его фикции.
Современная западная наука, адекватно отражающая действительность, обосновала теорию несовершенной конкуренции.
О дискриминации потребителей в принятых законах по реформированию электроэнергетики. С середины 90-х годов в пределах Единой энергосистемы России функционирует федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). Участниками его являются федеральные электростанции (АЭС, ТЭС, ГЭС), региональные энергокомпании (АО-энерго), крупные промышленные потребители. Тарифы на электроэнергию, поступающую на ФОРЭМ от электростанций и избыточных АО-энерго, а также тарифы на продаваемую с ФОРЭМ электроэнергию дефицитным АО-энерго и крупным промышленным потребителям регулируются Федеральной энергетической комиссией Российской
1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проект № 04-02-0027) на основе доклада автора на совместном заседании Межфракционного депутатского объединения «Энергия России» и Комитета Государственной Думы по энергетике, транспорту и связи (30 июня 2003 г.).
Федерации. Следовательно, ФОРЭМ является регулируемым оптовым рынком электроэнергии. Законом предусматривается создание на ФОРЭМ двух секторов -конкурентного с нерегулируемыми ценами и регулируемого. На первом этапе конкурентный сектор будет охватывать 5-15% производимой на ФОРЭМ электроэнергии, в дальнейшем эта доля достигнет 100%. В конце переходного периода ФОРЭМ станет полностью конкурентным оптовым рынком.
Рассмотрим негативные последствия принятой в законах концепции. Представляется оправданной аналогия с действовавшей в конце 80-х годов в экономике СССР для ликвидации дефицита некоторых товаров и услуг двойной системой цен на них: в государственном секторе - низкие, а в кооперативном -высокие. Однако в результате товары и услуги с низкими ценами практически исчезли из государственного сектора и перекочевали в кооперативный, а значительная часть населения не могла их покупать в прежнем количестве по возросшим ценам. Такая концепция предлагается сейчас для электроэнергии.
Создание двух секторов оптового рынка электроэнергии - конкурентного и регулируемого - и соответственно двух систем цен: свободных и регулируемых -принципиально неверный путь, который всегда будет приводить к дискриминации потребителей. Примечательно, что не существует одновременно конкурентного и регулируемого оптового рынка электроэнергии ни в одной стране. Но даже там, где перешли от регулируемого рынка к 100-процентному конкурентному, возникли серьезные трудности (от потери надежности энергоснабжения до полного провала), как это произошло, в частности, в Калифорнии.
В соответствии с Гражданским кодексом РФ цены товаров, работ, услуг, а также иные условия публичного договора устанавливаются хозяйствующим субъектом одинаковыми для всех потребителей. Однако в предлагаемой модели оптового рынка потребители получат электроэнергию по разным ценам, находясь в одинаковых условиях электропотребления. А это противоречит Гражданскому кодексу.
На конкурентном секторе оптового рынка электроэнергии законодательно предусматривается установление предельного уровня тарифа. Однако неясно, каким будет соотношение тарифов: регулируемого и предельного уровня
нерегулируемого. Очевидно одно: при любом их соотношении неминуема
дискриминация потребителей. Если регулируемая цена окажется выше, чем предельный уровень свободной цены, это будет означать дискриминацию потребителей регулируемого сектора, покупающих электроэнергию по более высокой цене, чем в секторе свободной торговли. Если регулируемая цена будет ниже, чем предельная цена в секторе свободной торговли, то это явится ничем не оправданным лимитированием потребителей в этом секторе. Даже при их равенстве энергопроизводитель может поставлять электроэнергию по более низкому, чем предельный уровень, «свободному» тарифу одним потребителям (например
аффилированным) и по предельному уровню тарифа - другим потребителям. Затем, в следующем периоде регулирования энергопроизводитель перенесет свои убытки прошлого периода на новый регулируемый тариф.
Практически невозможно будет разделить расходы на производство электроэнергии для регулируемого и нерегулируемого секторов, поэтому при очередном пересмотре регулируемых тарифов затраты на производство электроэнергии на конкурентном рынке могут быть отнесены на регулируемые тарифы, что приведет к дискриминации потребителей регулируемого рынка. Случай равенства равновесной и регулируемой цен на электроэнергию, во-первых, маловероятен, а во-вторых, при этом лишается смысла введение конкурентного
сектора, так как все сводится к 100-процентному регулируемому рынку. Если равновесная цена в конкурентном секторе окажется ниже, чем предельная цена, равная регулируемому тарифу, то, согласно теории спроса и предложения, потребитель будет заинтересован в увеличении потребления электроэнергии, и спрос на мощность и электроэнергию может превысить имеющиеся возможности всех производителей. В случае 100-процентного регулируемого рынка такого дефицита не будет, так как баланс мощности и электроэнергии составлен с учетом спроса потребителей. Если же при этом равновесная цена не может быть выше предела регулируемой цены, то спрос на электроэнергию не будет подчиняться закону спроса и предложения, а электроэнергия распределится на основе не ценовых конкурентных механизмов, а волевых методов - аффилированным потребителям. Следовательно, полной дискриминации подвергнутся потребители конкурентного рынка. Если предельную цену отменить, то равновесная цена должна резко (в 3-5 раз) возрасти до уровня удельного ущерба от недоотпуска электроэнергии. Такие резкие колебания равновесной цены для потребителей неприемлемы.
Согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике», возникновение дефицита электрической энергии является тем единственным случаем, когда вводятся предельные уровни цен (тарифов) на оптовом рынке. Но при дефиците электроэнергии речь должна идти о спросе на нее, который не удовлетворяется, а не о «потреблении», как записано в законе. Дефицит мощности возникает, когда потребность в ней превышает располагаемую, а она всегда на 15-20% ниже установленной из-за системных ограничений в ее передаче. Поэтому дефицит электрической мощности и электроэнергии может наблюдаться, если нагрузка потребителей окажется ниже установленной мощности. Таким образом, по определению дефицита электроэнергии, данному в вышеупомянутом законе, ее дефицита не будет никогда, а следовательно, не будет определен и предельный уровень нерегулируемых цен на оптовом рынке.
В то же время в соответствии с законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» на розничном рынке электроэнергии Правительство РФ вводит предельные (минимальные или максимальные) уровни тарифов на электрическую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям, в том числе на электрическую энергию, продаваемую по нерегулируемым ценам. Энергоснабжающие организации будут покупать электроэнергию на оптовом рынке по нерегулируемым ценам, исключающим их предельный уровень согласно закону «Об электроэнергетике», а продавать потребителям по тарифам, ограниченным сверху. Это будет повторением калифорнийского энергетического кризиса. (Энергоснабжающие компании общественного пользования в Калифорнии продавали электроэнергию по предельным ценам, а покупали на спотовом оптовом рынке по свободным ценам, которые непрерывно росли. В результате энергоснабжающие организации оказались банкротами.)
Тот же закон предусматривал, что гарантирующий поставщик обязан заключить договор купли-продажи электрической энергии с любым обратившимся к нему потребителем. Однако в законе «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период...» отмечено, что производители электрической энергии обязаны заключить долгосрочные договоры поставки на период в течение трех лет после даты окончания переходного периода и только для обеспечения потребления электрической энергии населением и оказания населению коммунальных услуг.
Из-за неопределенности соотношения цен на регулируемом и нерегулируемом секторах рынка некоторые эксперты полагают, что в конкурентном секторе оптового рынка производитель будет продавать 10-15% производимой им электроэнергии по низким тарифам - с учетом в цене только топливной составляющей затрат тепловых электростанций (около 50-60% себестоимости), а постоянные затраты и прибыль производителя будут внесены в регулируемый тариф в последующий период регулирования. Следовательно, тариф для потребителей регулируемого рынка необоснованно возрастет на соответствующую величину. Для АЭС топливная составляющая затрат составит примерно 20-25% тарифа.
Сторонники наличия двух рынков полагают, что с течением времени доля конкурентного рынка будет расти и постепенно вытеснит регулируемый. Но тогда постоянные затраты производителей все в большей степени будут перекладываться на регулируемый тариф. Например, если 50% производимой электроэнергии поступит на конкурентный сектор, то тариф на регулируемом возрастет, по оценкам, на 20-25% для ТЭС и на 30-40% для АЭС. Очевидно, это приведет к росту неплатежей на регулируемом рынке, отключениям электроэнергии
неплательщикам и значительному ущербу в экономике.
В августе 2001 г. «Газпром» направил в Минэкономразвития свои предложения по реформированию газовой отрасли. В них также предлагалось создать конкурентный сектор рынка газа с нерегулируемыми ценами в размере 5-15% от общей поставки газа «Газпромом». Следует заметить, что независимые производители («Итера» и др.) уже получили право поставлять газ потребителям (кроме населения) по свободным ценам, но воспользоваться им при наличии регулируемого «конкурента» не могут.
В случае реализации своих предложений «Газпром» получит возможность продавать газ для электростанций на конкурентном секторе рынка газа по большей в 2-3 раза цене, чем на регулируемом рынке газа, ведь его дефицит увеличивается. В результате значительно возрастет и тариф на отпускаемую электроэнергию. Энергетики в свою очередь также начнут отпускать «Газпрому» электроэнергию по свободным ценам. Так начнется «ценовая» война.
Сторонники введения конкуренции в электроэнергетике утверждают, что конкурентная цена, обеспечивающая равновесие спроса и предложения, является рыночным сигналом к привлечению инвестиций в развитие электроэнергетики. Эта идеология отражена и в принятых законах. Однако это неверный вывод. При отсутствии регулирования все генерирующие компании имеют возможность:
- завышать свои затраты (теория «молчаливого сговора», в результате функция предложения будет искажена). В Англии в 2001 г. был отменен действовавший с 1990 г. спотовый конкурентный рынок, так как электростанции, превышая затраты, получали прибыль в 2 раза выше, чем декларировали;
- создавать дефицит мощностей с высокими ценами на электроэнергию и получать сверхприбыль (опыт Калифорнии, Новой Зеландии, Бразилии, Норвегии в
2002 г.). Но такой «рыночный сигнал» может привести затем к неоправданному буму инвестиций в электроэнергетику и появлению на рынке избыточных мощностей новых производителей электроэнергии. Так, в 90-е годы в Аргентине при необоснованно высоких ценах на электроэнергию было введено 5 млн. кВт лишних мощностей.
Действующие генерирующие компании могут получать сверхприбыль, устанавливая предельную цену на спотовом рынке несколько ниже, чем долгосрочная цена, включающая инвестиции в сооружение новых электростанций.
Эта политика блокирует появление новых производителей электроэнергии на рынке. Такая ситуация, если не будет вмешательства государства, возможна при постоянном небольшом дефиците электроэнергии. Таким образом, предельная цена на спотовом рынке может быть как выше, так и ниже долгосрочной цены, включающей инвестиции для ввода новых мощностей.
Зависимость спроса на электроэнергию от изменения ВВП и тарифа на электроэнергию. Создание конкурентного сектора оптового рынка обосновывается тем, что только на нем можно определить равновесную цену спроса и предложения на электроэнергию. Спрос на электроэнергию зависит от уровня цен -именно это имеют в виду сторонники нерегулируемых цен, которые считают, что равновесная рыночная цена устанавливается в результате пересечения функций спроса и предложения. Однако спрос на электроэнергию в зависимости от ее цены в
современных российских условиях (за исключением энергоемких производств)
2
неэластичен и начинает заметно снижаться лишь при двукратном повышении цены .
Расчеты по двухфакторной регрессионной модели показывают, что рост спроса на электроэнергию на 95-97% определяется динамикой ВВП и лишь на 3-5% - динамикой тарифов на электроэнергию. Поэтому в модели оптимизации развития энергосистемы достаточно задать спрос на электроэнергию как функцию от изменения ВВП.
Построим двухфакторную регрессионную модель спроса на электроэнергию в России в зависимости от динамики ВВП и среднего тарифа на электроэнергию по данным за 1991-2001 гг. Исходные данные приведены в табл. 1: Эп0тр. - объем производства (за вычетом сальдо экспорта - импорта); Т - средний тариф на электроэнергию (в сопоставимых ценах); 5 - динамика ВВП.
Таблица 1
Динамика электропотребления, тарифа на электроэнергию и ВВП за 1991-2001 гг. в России
Год Эпот, млрд. кВт-ч Т, % к 1990 г. ВВП, % к 1990 г.
1991 1056,1 58,8 95,0
1992 992,2 104,0 81,2
1993 937,9 143,0 74,1
1994 856,4 139,0 64,7
1995 840,0 149,0 62,05
1996 827,7 163,0 59,9
1997 814,4 164,5 60,4
1998 809,1 136,5 57,4
1999 832,1 97,6 59,2
2000 863,7 105,0 64,1
2001 874,3 121,8 67,3
Расчет параметров регрессионной модели по методу наименьших квадратов дает следующие результаты:
Эпотр. = -0,08Т + 6,75 + 435.
Анализ этой регрессии показывает, что зависимость Эп0тр. от Т слабая и отрицательная, а от 5 - сильная и положительная. Подставив в уравнение данные по Т и 5 за 2001 г., получим:
Эпотр. = -0,08-121,8 + 6,7-67,3 + 435 = -9,62 + 450,9 + 435 = 876,28 млрд. кВт-ч.
2 Из неэластичности спроса на электроэнергию нельзя делать вывода о возможности двукратного роста тарифов на электроэнергию, так как это приведет к убыточности энергоемких потребителей и падению ВВП страны, как показано во многих исследованиях.
При этом «вклад» среднего тарифа Т в электропотребление составляет (-1,1%), а ВВП - 450,9 млрд. кВт-ч (+51,4%).
Постоянный член регрессии - 435 млрд. кВт-ч, или 49,6% общего электропотребления, равного 876,28 млрд. кВт-ч, характеризует объем электропотребления, который не зависит от динамики ВВП и среднего тарифа на электроэнергию.
Уравнение двухфакторной регрессии статистически значимо, коэффициент детерминации равен 0,98.
Определим эластичность спроса на электроэнергию от среднего тарифа для условий 2000 г. (по сравнению с 1999 г.):
ДЭ / Э 31,6/863,7 0,036 _
=-------=-----------=-------= 0,5 .
ДТ / Т 0,07/1,05 0,07
Следовательно, при изменении тарифа на 1% спрос на электроэнергию изменяется на 0,11%, т. е. спрос неэластичен от тарифа (рис. 1).
Определим эластичность спроса на электроэнергию от ВВП для условий 2000 г. (по сравнению с 1999 г.):
Пт =■
ДЭ / Э 0,036 0,036
= 0,45 .
Д5 / 5 5,1/64,1 0,08
Спрос на электроэнергию недостаточно эластичен и от ВВП, однако «вклад» ВВП в спрос на электроэнергию значительно выше, чем тарифа (рис. 2).
Млрд. кВт-ч
1200-1
1000-
800
600
400
200
0
♦
у = -1,7641 Т + 1103,8 И2 = 0,4988
т, %
10 20 30 40 50 60 70
90 100 110 120 130
Рис. 1. График линейной регрессионной зависимости электропотребления от динамики тарифа Млрд. кВт-ч
0
Рис. 2. График линейной регрессионной зависимости электропотребления от динамики ВВП
Конкурентный рынок и дефицит электроэнергии. В моделях конкурентного спотового рынка электроэнергии часто используются оптимизационные модели с критерием максимизации общественного благосостояния. При этом равновесная цена электроэнергии равна предельным затратам, т. е. затратам самой дорогой электростанции, вошедшей в баланс спроса и предложения электроэнергии.
Это не что иное, как затратный метод, который не лучше, чем действующий тариф, равный средним затратам производства всех электростанций энергосистемы. При определении тарифа по затратам наиболее дорогой электростанции остальные электростанции, вошедшие в баланс электр 8 (ВВП), % и мощности, будут получать ничем не оправданную сверхприбыль и, следовательно, не будут заинтересованы в снижении затрат. Главное для них - как можно меньше снижать предельные затраты самой дорогой электростанции, и лишь не превышать эти предельные затраты при подаче заявок системному оператору. В результате тариф на электроэнергию оказывается выше, чем при формировании по принципу усреднения затрат для каждого типа электростанций. Это подтверждается и опытом Великобритании, где в 2000 г. правительство обнаружило, что тарифы могли быть снижены более чем вдвое по сравнению с фактическим их снижением и что энергопроизводители получили сверхприбыль. В 2001 г. Великобритания отказалась от традиционного спотового рынка электроэнергии с предельными (маржинальными) ценами и перешла к долгосрочным договорам (95% всех продаж)3. На бирже теперь продается только 5% электроэнергии - возникающий небаланс электроэнергии закрывает Системный оператор с помощью заранее заказанных электростанций по уже известной цене. На спотовом рынке с предельной (маржинальной) ценой возможен и молчаливый сговор производителей - не снижать значительно предельные затраты электростанциям, замыкающим баланс мощности и электроэнергии, или даже довести дело до дефицита мощности и электроэнергии (как это произошло в Калифорнии).
На рис. 3 приведен пример графика функции предложения 5 для случая дефицита электроэнергии. В нормальной ситуации 2002 г. спрос на электроэнергию составлял 90 млрд. кВт-ч при тарифе 3 цент/кВт-ч. Однако в 2003 г. в ситуации дефицита функция спроса О пересекается с функцией предложения 5 в точке, соответствующей 67 млрд. кВт-ч и цене электроэнергии 18 цент/кВт-ч. Следовательно, имеет место снижение электропотребления на 25% и рост цены в 6 раз.
Функция предложения 5' характерна для ситуации фиктивных затрат, когда все электростанции завышают свои фактические затраты. Поэтому в точке пересечения функций 5' и О цена на электроэнергию составляет 5 цент/кВт-ч вместо
3 цент/кВт-ч при фактических затратах. При этом электропотребление составляет 85 млрд. кВт-ч вместо 90 млрд. кВт-ч, т. е. при завышении затрат и соответственно цены предложения электростанциями имеет место снижение электропотребления.
Без государственного регулирования тарифов генерирующие компании не заинтересованы во вводе энергомощностей из-за неопределенности в будущем спроса на электроэнергию, величины тарифов и риска окупаемости инвестиций.
3 Однако в России в отличие от Великобритании очень низкая плотность сетей и возможен значительный ущерб третьей стороне (производителям и потребителям) при заключении прямых долгосрочных договоров между производителем и потребителем. Поэтому прямые договора должны заключаться с участием Системного оператора после оптимизации долгосрочных режимов ЕЭС России.
Наоборот, все генерирующие компании заинтересованы в дефиците
электроэнергии и мощности. Существует противоречие между краткосрочными интересами генерирующих компаний и долгосрочными интересами потребителей и общества. Если генерирующая компания строит новые электростанции, то она должна в течение 4-5 лет включать инвестиции в тариф. Тогда она теряет свою нишу на конкурентном рынке электроэнергии, так как ее тариф выше, чем у конкурентов.
Цена,
ттент/кВт-ч
Электропотребление, млрд кВт-ч
Рис. 3. Графики функции спроса (-▲-) и предложения (-♦-) в случае дефицита электроэнергии; функция предложения (-■-) при фиктивных затратах производителей энергии
Это подтверждает и зарубежный опыт. Так, в Норвегии, где работает конкурентный рынок, в 2002 г. возник дефицит электроэнергии, и тарифы выросли в несколько раз. В Германии после введения конкурентного рынка в 1999 г. тарифы снизились в основном за счет сокращения инвестиций. Дефицит энергомощностей ожидается во многих европейских странах. Только государственная «Электрисите де Франс» Франции является крупным нетто-экспортером электроэнергии в Европе. При государственном регулировании тарифов утверждается инвестиционная программа, обеспечивающая необходимый ввод энергомощностей. Эти программы не всегда эффективны и, возможно, предусматривают избыточный ввод энергомощностей. По оценкам американских энергетиков, тариф в США завышен на 15-18% при государственном регулировании [3]. Однако такой перерасход средств на порядок ниже, чем ущерб экономике и населению от дефицита электроэнергии, к которому приводит конкурентный рынок. Наглядный пример - Калифорния. Учитывая «урок» Калифорнии, в штате Техас приняли в августе 2001 г. решение регулировать тарифы на электроэнергию и повышать их только на величину роста цен на топливо и другие ресурсы, не увеличивая прибыли энергопроизводителей.
Для обоснования оптимального тарифа в работе [4] построены прямая и двойственная задачи линейного программирования. В прямой задаче находится оптимальный план развития энергосистемы на краткосрочный период по критерию
минимизации суммарных затрат и ущерба от дефицита электроэнергии. Предполагается, что в краткосрочном периоде невозможен ввод энергомощностей для ликвидации возникшего дефицита мощности. Решение двойственной задачи показывает, что оптимальный тариф при дефиците электроэнергии равен удельному ущербу от недоотпуска электроэнергии, который многократно (в 10-20 раз) превышает стоимость электроэнергии при отсутствии дефицита. Данные опроса потребителей в Японии и США о цене на электроэнергию, при которой они отказываются ее покупать, показали, что при отсутствии дефицита электроэнергии цена равна 4-10 цент/кВт-ч для различных потребителей в США и 15-20 цент/кВт-ч в Японии (табл. 2).
Таблица 2
Данные опроса потребителей о максимальной цене на электроэнергию, при которой они отказываются ее покупать [5]
Страна Домашние хозяйства Коммерческие потребители Крупные потребители Промышленные потребители
Япония (1999 г.), иена/кВт-ч 1350-2700 60-1200 40-1400 200-3700
США (1996 г.), цент/кВт-ч 207 45-82 - 761
Сопоставление тарифов на электроэнергию в России и зарубежных странах, проведенное нами по методике Международного энергетического агентства по паритету покупательной способности рубля к доллару показывает, что средний тариф на электроэнергию в России в 2003 г. составляет более 5,5 цент/кВт-ч, а для промышленных потребителей - около 6 цент/кВт-ч, что выше, чем для промышленности США (4,5 цент/кВт-ч). Возникает вопрос, какие меры должны быть предприняты в системе государственного регулирования цен для ликвидации диспаритета цен и в хозяйственной деятельности РАО «ЕЭС России» и других энергокомпаний для сокращения издержек в целях снижения тарифа на электроэнергию.
«Конкуренция против надежности». Расчленение РАО «ЕЭС России» и АО-энерго на множество независимых компаний в соответствии с принятым в марте 2003 г. пакетом законов о реформировании электроэнергетики приведет к потере надежности энергоснабжения регионов. Кроме того, разделение ЕЭС на отдельные компании означает утрату потенциального совокупного эффекта оптимизации развития электростанций и электрических сетей и возрастание при этом на 5-7% суммарных затрат.
В Германии, Франции, Японии, большинстве штатов США и большинстве других стран действуют эффективные вертикально-интегрированные компании. Великобритания, Швеция, Финляндия разделили энергокомпании на самостоятельные генерирующие, передающие и сбытовые компании. Директива ЕС, вступившая в силу в феврале 1997 г. требует обязательного введения раздельных счетов в генерации, передаче и сбыте, но не требует обязательного расчленения интегрированных энергокомпаний. В докладе рабочей группы Президиума Госсовета России по реформированию электроэнергетики, представленном в мае 2001 г. Президенту и Правительству РФ была обоснована необходимость сохранения вертикально-интегрированных компаний (ВИК-энерго). Учитывая негативное влияние расчленения ВИК-энерго на компании,
обеспечивающие надежность энергоснабжения, и компании, отвечающие за энергетическую безопасность страны, следует вернуться к предложениям рабочей группы Президиума Госсовета и внести изменения в принятый пакет законов. При дезинтеграции энергосистемы усложняется управление ею, возникают серьезные проблемы координации всех независимых энергокомпаний, что приводит к росту вероятности системных аварий.
По оценкам зарубежных специалистов, объем перерабатываемой информации, сложность и стоимость ее обработки возрастают как минимум на порядок по сравнению с централизованно управляемой энергосистемой. В России еще нет соответствующей компьютерной системы управления и коммерческого учета ни у потребителей, ни у генерирующих компаний.
Энергетическая катастрофа, которая произошла 14 августа 2003 г. на северо-востоке США и в Канаде привела к полному отключению электроэнергии в регионе, в котором проживает 50 млн. чел. Без электроэнергии остались такие города, как Нью-Йорк, Детройт, Кливленд, Торонто и Оттава. Предварительная оценка нанесенного США ущерба - 1 млрд. долл. С технической точки зрения все началось с выхода из строя трех линий электропередачи в штате Огайо. Однако местная аварийная ситуация превратилась в энергетическую катастрофу, которая еще долго будет расследоваться. Одна из главных ее причин - децентрализация электроэнергетики США, ликвидация ВИК-энерго и создание вместо них множества генерирующих сетевых и сбытовых компаний.
Россия встала на тот же путь реструктуризации электроэнергетики. Но возникает сомнение, сохранит ли в дальнейшем электроэнергетика России ту надежность, которая присуща ЕЭС России, работающей под государственным контролем.
В США пик нагрузок приходится на летний период, поэтому аварии не так опасны, как зимой. В России пик нагрузок возникает зимой, поэтому при аварийном отключении электроэнергии возникают серьезные проблемы, связанные с опасностью для жизни населения. Единственной гарантией надежности функционирования электроэнергетики и предотвращения возможных энергетических катастроф в России может быть лишь сохранение ВИК-энерго и жесткого государственного контроля над отраслью.
Необходимость сохранения вертикально-интегрированных систем (АО-энерго) была обоснована в докладе рабочей группы Госсовета РФ по реформированию электроэнергетики, созданной по распоряжению Президента РФ 7 января 2001 г. Этот доклад был представлен Президенту и Правительству РФ в мае 2001 г. Однако правительство отвергло концепцию реформирования электроэнергетики, изложенную в докладе, и приняло концепцию РАО «ЕЭС России» и Минэкономразвития РФ о разделении ВИК-энерго на генерирующие, сетевые и сбытовые компании.
На ежегодной конференции Международного союза по надежности энергосистем (СИГРЕ) в Париже в 2000 г. была проведена дискуссия на тему «Конкуренция против надежности?». Это было вызвано тем, что реструктуризация электроэнергетики в ряде стран, т. е. разделение ВИК-энерго на независимые генерирующие, сетевые и сбытовые компании якобы в целях развития конкуренции производителей на рынке электроэнергии привела (или может привести в ближайшем будущем) к потере надежности энергосистем. Так, негативным результатом ликвидации
ВИК-энерго в Новой Зеландии явилось отключение электроэнергии в столице страны - Веллингтоне. Другой пример - энергетический кризис 2002 г. в Бразилии: после реструктуризации электроэнергетики на 20% сократилось производство
электроэнергии, и правительство ввело лимитирование электропотребления по всей стране. После реструктуризации электроэнергетики Казахстана в конце 90-х годов также произошло «затемнение» всей страны.
Недавняя энергетическая катастрофа в Грузии - последствие проведенной несколько лет назад реструктуризации электроэнергетики, в ходе которой значительная часть генерирующих мощностей и сетей продана частным инвесторам, в основном компании AES.
В конце 2002 г. в Норвегии, которая провела реструктуризацию еще 8 лет назад, образовался дефицит электроэнергии, и свободные рыночные цены на электроэнергию выросли в несколько раз.
Создание конкурентного рынка электроэнергии в американском штате Калифорния в 1999-2001 гг. привело, как известно, также к негативным результатам, и он был закрыт по распоряжению властей. Тогда независимые энергопроизводители в 3-4 раза увеличили цены на электроэнергию, вызвав искусственный дефицит мощностей. В этом участвовали крупнейшие энергетические компании, в том числе Enron. Это выяснилось после банкротства Enron в декабре 2001 г. Судебное расследование показало, что Enron применила ряд незаконных схем для манипулирования ценами во время калифорнийского энергетического кризиса в 1999-2001 гг., принесших в 2001 г. компании прибыль в 800 млн. долл. по сравнению с 50 млн. долл. в 1999 г. В частности, Enron намеренно заказывала объемы поставок, превышающие потенциал передающих мощностей. В итоге возникала искусственная перегрузка федеральных электросетей. Затем за снятие части заказа компания получала компенсацию от федеральных властей. Орегонское отделение компании, реализуя схему «рикошет», приобретало контракты на поставку калифорнийской энергии, «размещало» ее в Орегоне, а затем перепродавало государству, когда цены достигали предельных значений.
Среди последствий подобных махинаций - коллапс энергетического рынка Калифорнии, банкротство крупных энергокомпаний и 50-процентное повышение тарифов на электроэнергию для потребителей. Предположительно общий ущерб от крушения рынка в 2000-2001 гг. и затраты на его возмещение могут составить свыше 80 млрд. долл. Для компенсации части потерь государство было вынуждено выпустить бонды на 11 млрд. долл.
В технологически единых, но децентрализованных с позиции управления объектах резко возрастает проблема координации ответственности всех независимых участников в обеспечении надежности его работы. Если ВИК-энерго выступает на оптовом рынке электроэнергии как единый субъект, то после ее разделения на части на рынке появляется множество участников, координация действий которых чрезвычайно усложнится.
Правительство США традиционно поддерживало Федеральную энергетическую комиссию, старавшуюся разрушить оставшиеся в энергосистеме вертикальноинтегрированные компании. Однако недавно министр энергетики США Абрахамс заявил, что этот процесс будет приостановлен на три года. Чтобы решать проблему отключений электроэнергии, - утверждает он, - необходимо ввести обязательные стандарты надежности и увеличить мощность передающих сетей. Ради этого мы готовы пойти на замедление процесса дерегулирования. Тем самым министр признал, что дерегулирование электроэнергетики явилось одной из причин энергетической катастрофы. Конечно, свою роль сыграла и техника - ограниченная пропускная способность сетей. Однако в централизованной ВИК-энерго, подобной ЕЭС России, возникающие аварии удается локализовать, не доводя их до катастроф.
Чтобы выяснить, что важнее в электроэнергетике - конкуренция или надежность, приведем следующий довод. Как отмечают американские энергетики, в ряде штатов США в результате реструктуризации и конкуренции удалось снизить стоимость электроэнергии на 10-15%. Однако повысилась вероятность крупных аварий из-за усложнения управления энергосистемами. В период энергетического кризиса цены в Калифорнии выросли в пиковые часы в 10 раз из-за дефицита электроэнергии. При внезапной энергетической катастрофе ущерб возрастает в сотни раз. Поэтому ущерб от потери надежности и дефицита электроэнергии при переводе энергосистем в рыночный режим не компенсируется экономией для потребителей, если даже и возникает конкуренция поставщиков.
Принципы формирования долгосрочных тарифов на электроэнергию. Нет никаких оснований считать, что цены конкурентного спотового рынка могут стать индикаторами возможного снижения затрат на производство электрической энергии и равновесных значений цен (тарифов) на электрическую энергию. Ведь цены спотового рынка краткосрочны («на сутки вперед»), в них отсутствуют показатели инвестиций, прибыли, динамики спроса и расширения энергомощностей, которые должны учитываться в тарифах.
Предлагаемые Администратором торговой системы оптового рынка электроэнергии оптимизационные модели с критерием минимизации суммарных затрат топлива могут быть использованы ЦДУ ЕЭС и ОДУ при оптимизации оперативных режимов работы ЕЭС России. Такие модели широко использовались в ЦДУ ЕЭС СССР еще в 80-х годах. Очевидно, что оптимизация режимов ЕЭС по критерию максимизации общественного благосостояния, содержащего функции спроса потребителей и искаженные предложения производителей от цены, только увеличит суммарные затраты топлива.
Из-за слабой эластичности спроса на электрическую энергию от цены потребители не будут снижать заявленный спрос на электроэнергию. Поэтому целесообразна оптимизация краткосрочных режимов ЕЭС только по критерию минимизации суммарных затрат топлива.
В действительности актуальная задача - формирование долгосрочных тарифов на электроэнергию, включающих не только текущие эксплуатационные затраты, но и инвестиции и прибыль, необходимые для развития ЕЭС. Однако в принятых законах по реформированию электроэнергетики вопросы формирования долгосрочных тарифов на электроэнергию не рассмотрены. Между тем для потребителей имеет значение оценка тарифов на электроэнергию на долгосрочный период. Такие тарифы должны быть основаны на конкуренции предлагаемых электростанциями различных типов технологий производства электроэнергии. Устойчивое долгосрочное значение тарифов на электроэнергию в отличие от непредсказуемых, хаотически меняющихся значений «равновесной» цены, определяемой на спотовом рынке электроэнергии (или аукционе заявок производителей) по предельным затратам наиболее дорогой электростанции, крайне важно для потребителей.
Оптимальные долгосрочные тарифы на электроэнергию определяются на основе решения оптимизационной задачи развития ЕЭС России по критерию минимизации суммарных затрат на производство, передачу и распределение электроэнергии в ЕЭС России при заданных значениях спроса на электроэнергию и мощность, которые рассчитаны на основе прогнозов роста ВВП страны [4]. Как показано выше, именно рост ВВП определяет в основном спрос на электроэнергию.
На основе решения этой задачи устанавливаются оптимальные долгосрочные тарифы на электрическую энергию, которые являются оптимальными оценками (множителями Лагранжа) балансов спроса и предложения электроэнергии и мощности в задаче оптимизации развития ЕЭС. Оптимальные тарифы показывают, насколько изменятся затраты в ЕЭС при изменении спроса на электроэнергию и мощность в каждой зоне (узле) ЕЭС на единицу. При этом балансы спроса и предложения электроэнергии и мощности задаются отдельно по временн>м зонам суточных графиков нагрузки ЕЭС (пиковая, дневная и ночная).
Суточные графики электрической нагрузки ЕЭС и ОЭС имеют неравномерный характер. Максимум электрической нагрузки приходится на пиковые часы суток (с 7 до 9 час. утра и с 17 до 20 час. вечера), в дневные часы нагрузка падает и составляет 85-90% ее максимума. В ночное время суток (23-7 час.) нагрузка резко падает до 60-70% максимума. Поэтому на графике электрической нагрузки выделяют обычно три временн>е зоны: пиковую, дневную (полупиковую) и ночную. При этом структуру мощностей в каждой временной зоне замыкает соответствующий тип электростанций (пиковые, полупиковые, базисные).
Электрическая энергия пиковых электростанций (ГТУ, ГАЭС) наиболее дорогая, поэтому и тариф на электроэнергию в пиковой зоне значительно выше. Электроэнергия базисных электростанций наиболее дешевая, поэтому и тариф на электроэнергию в ночной зоне самый низкий. Стоимость электрической энергии полупиковых электростанций имеет промежуточное значение между пиковыми и базисными электростанциями.
Формирование оптимальных дифференцированных по трем временн>м зонам суток тарифов на электрическую энергию на основе затрат пиковых, полупиковых и базисных электростанций дает возможность соблюдения финансовых балансов:
- выручки по тарифу и приведенных затрат на создание и функционирование данного типа электростанций;
- изменения затрат электростанций на производство электроэнергии в каждой зоне графика нагрузки, вызванное изменением электропотребления, и изменения оплаты электроэнергии потребителями.
На ФОРЭМ и в ряде регионов применяются дифференцированные по трем временным зонам суток тарифы на электрическую энергию, однако принципы их формирования несовершенны и отличаются от вышеизложенных оптимизационных принципов. При их применении возникает финансовый дисбаланс. В результате, правительство отказалось в 2003 г. от применения дифференцированных тарифов на ФОРЭМ из-за непрерывного роста финансового дисбаланса.
Региональные энергетические комиссии утверждают дифференцированные тарифы на электрическую энергию не только для предприятий, но и для населения. Для населения применяются двухзонные тарифы: в дневной и ночной зонах. Причем тариф в ночной зоне в 4 раза ниже, чем в дневной. Однако для применения дифференцированных тарифов необходимо устанавливать двухзонные счетчики коммерческого учета электрической энергии.
* * *
Таким образом, принятый в марте 2003 г. пакет законов по реформированию электроэнергетики, ставящий цель расчленения ВИК-энерго, ведет к дезинтеграции энергосистемы, усложнению управления ею, возникновению серьезных проблем
координации всех независимых энергокомпаний, к росту вероятности системных аварий.
Формирование конкурентного и регулируемого секторов оптового рынка электроэнергии с двумя системами цен (нерегулируемых - конкурентных и регулируемых) всегда приводит к дискриминации потребителей. Электроэнергия -универсальный и практически невзаимозаменяемый продукт с низкой эластичностью спроса от цены. Поэтому генерирующие компании меньше заинтересованы в расширении ее продаж за счет снижения цены, чем в создании дефицита электроэнергии, что приведет к значительному повышению цены. Это подтверждается энергетическим кризисом в Калифорнии.
Как за рубежом, так и в России [4] разработан подход к формированию оптимальных долгосрочных тарифов (цен) на электроэнергию, учитывающих необходимые инвестиции. Эти оптимальные тарифы являются двойственными оценками балансовых ограничений по мощности и электроэнергии в задаче минимизации суммарных затрат на развитие и эксплуатацию энергосистем. Потребители заинтересованы в стабильных долгосрочных тарифах на электроэнергию - ориентире для планирования своей хозяйственной деятельности. Хаотические колебания спотовой цены «на сутки вперед» не могут быть таким ориентиром. Имеет место противоречие между краткосрочными интересами генерирующих компаний и долгосрочными интересами потребителей. По нашему мнению, спотовый рынок электроэнергии целесообразно развивать для продажи сверхплановой по сравнению с утвержденным годовым (квартальным) балансом электроэнергии.
На либерализованном рынке энергии значительно усложняется технологическое и коммерческое управление энергосистемами. По оценкам зарубежных специалистов, объем перерабатываемой информации, сложность и стоимость ее обработки возрастают как минимум на порядок по сравнению с централизованно управляемой энергосистемой. В России еще нет соответствующей компьютерной системы управления и коммерческого учета ни у потребителей, ни у генерирующих компаний.
В работах российских и зарубежных экономистов доказано, что рост тарифов на электроэнергию снижает темпы роста ВВП, поскольку доля добавленной стоимости в продукции электроэнергетики ниже, чем в среднем по экономике [6]. Поэтому задача минимизации роста тарифов на электроэнергию является чрезвычайно актуальной.
Председатель правления РАО «ЕЭС России» А.Чубайс объявил 17 ноября
2003 г. о снижении тарифов на электрическую энергию для населения Пермской области (29 октября - Нижегородской области) на 20% с 1 ноября 2003 г. по сравнению с тарифами, утвержденными Региональной энергетической комиссией (РЭК). На очереди - Санкт-Петербург, Ленинградская и Свердловская области. По его мнению, реализация данного соглашения стала возможной в связи с тем, что цена в свободном секторе оптового рынка электроэнергии (он введен с 1 ноября 2003 г.) оказалась ниже, чем в регулируемом секторе, а также за счет реализации программы снижения издержек ОАО «Пермэнерго» [6, с. 15]. Однако как показано выше, любое снижение тарифов в свободном секторе оптового рынка электроэнергии возможно только за счет увеличения тарифов в регулируемом секторе в следующем периоде их регулирования РЭК. Снижение тарифов за счет программы снижения издержек возможно, но они должны были быть учтены РЭК при утверждении тарифов в соответствии с методическими указаниями ФЭК России. После введения 100-процентного конкурентного рынка электроэнергии
свободные цены возрастут в 2 раза и более, как неоднократно отмечали авторы принятых законов по реформированию электроэнергетики - РАО «ЕЭС России» и Минэкономразвития, основываясь на расчетах ученых РАН.
В работах российских и зарубежных экономистов доказано, что рост тарифов на электроэнергию снижает темпы роста ВВП, поскольку доля добавленной стоимости в продукции электроэнергетики ниже, чем в среднем по экономике [7]. Поэтому задача минимизации роста тарифов на электроэнергию является чрезвычайно актуальной.
Литература
1. Куттнер Р. Свободные рынки великая вещь, но не для электричества. Bus. Week, Eur. Ed., 2002, № 14, Oct.
2. Тонсенд Д. Смутные времена неопределенности. PetrolEcon., 2002, 69, № 6.
3. Ван Дорен Питер. Дерегулирование электроэнергетики. Английский оригинал. Cato Policy Analysis, № 320, 6/10/1998.
4. Волконский В.А., Кузовкин А.И. Оптимальные тарифы на электроэнергию — инструмент энергосбережения. М.: Энергоатомиздат, 1991.
5. РЖ «Энергосистемы и их автоматизация». № 8. 2000.
6. Коммерсант, 18 ноября 2003.
7. Некрасов А.С., Синяк Ю.В., Узяков М.Н. Электроэнергетика России: экономика и реформирование // Проблемы прогнозирования. № 5. 2001.
