Реформы в сфере энергетики Казахстана

Реформы в секторе электроэнергетики Казахстана и создание оптового рынка электроэнергии

1. Международный опыт реформирования электроэнергетики. Технологический цикл электроэнергетики можно разделить на следующие уровни:

· производство электроэнергии;

· передача электроэнергии по основной сети энергообъединения;

· распределение электроэнергии по региональным сетям

· потребление электроэнергии.

До начала 90-х годов этот единый технологический цикл электроэнергетики практически во всех странах мира осуществлялся вертикально интегрированными, т.е. владеющими всеми этими технологическими уровнями монополиями, в том числе и государственными монополиями. Цель реформ, преследующих своей главной целью создание конкурентного рынка электроэнергии, состоит в том, чтобы ликвидировать монополию в секторе электроэнергетики. Для этого законодательным путем расчленяется иерархия государственной или иной монополии в электроэнергетике и на каждом из уровней (производство, передача, распределение и потребление электроэнергии) обеспечивается горизонтальная рыночная конкуренция. Рассмотрим особенности развития энергомонополий на примере бывшего СССР и США.

5. В бывшем СССР региональные энергомонополии были слиты в единую государственную энергомонополию, охватывающую всю страну. В США энергомонополии развивались на региональной и частной основах. Федеральным законом 1935 года об энергетических холдинговых компаниях (PUHCA) частным энергокомпаниям было запрещено выходить за пределы границ штатов. Продавать электроэнергию соседним штатам или прикупать ее у них было разрешено.

6. В бывшем СССР - резкое деление административных регионов на энергоизбыточные и энергонедостаточные (в соотношении 2:5). Для ликвидации данных диспропорций была создана Единая энергосистема (ЕЭС), обеспечивающая межсистемные перетоки электроэнергии. В США - налицо практически полная энергообеспеченность каждого из штатов (за исключением Калифорнии), но зато весьма слабые межрегиональные линии электропередачи, не соответствующие возможным перетокам электроэнергии при внедрении конкурентного рынка электроэнергии на уровне штата.

7. Для США и для бывшего СССР имело место сильное различие в исходных издержках на производство единицы электроэнергии по экономико-географическим регионам и видам топлива: до 4 раз в США и до 10 раз - в бывшем СССР. Развитие конкуренции на рынке электроэнергии обеспечивает нивелирование этого различия, при этом, естественно, в более выгодной ситуации окажутся производители более дешевой электроэнергии, а более дорогая электроэнергия прочих производителей будет "вымываться".

8. В странах с развитой рыночной экономикой правовым мотором постепенного, рассчитанного на годы, вхождения стран в конкурентный энергорынок являются законодательная и исполнительная власть. В США - это конгресс и Федеральная энергетическая регулирующая комиссия (FERC).

Постепенность и независимое создание энергоправовой базы. Движение федеральных законодательных мыслей США к демонополизации энергокомпаний началось задолго до перехода на дерегулирование. В период 1978-1996 годов федерально-правовыми актами был осуществлен ряд мер, постепенно, шаг за шагом, размывавших собственническую броню энергомонополий. Тем самым был облегчен переход к рынку.

Это:

· 1978 год. Закон об обязанности энергомонополий покупать электроэнергию от других, независимых и некоммунальных производителей по такой же цене, которую энергомонополии использовали бы для себя (закон PURPA). Этим было продемонстрировано, что электроэнергия от независимых производителей (побочных технологических процессов и др.) может удовлетворительно интегрироваться в электросеть.

· 1992 год. Закон об энергетической политике - EPAct. Учреждался новый класс независимых (некоммунальных) производителей электроэнергии, освобождавшихся от ограничений закона 1935 года для холдинговых компаний в выборе географических зон энергобизнеса. Федеральная энергетическая регулирующая комиссия (FERC) уполномочивалась обеспечить свободный доступ энергокомпаний к "чужим" линиям электропередачи.

· 1996 год. Постановление о механизме введения "правила открытого доступа". Энергомонополии должны предоставлять недискриминационные, обеспечивающие открытый доступ условия и тарифы на услуги по передаче "чужой" электроэнергии третьим сторонам. Постановление требовало от компаний увеличения емкости линий электропередачи для клиентов, которые готовы оплатить эти затраты.

· 1996 год. Постановление о пресечении желания энергомонополий получить выгоду в несправедливой конкуренции требованием отделить их электропередающую функцию от функции продажи электроэнергии. Открытый доступ к линиям электропередачи экономит потребителям ежегодно 3,8-5,4 млрд. долл.

9. Все рынки электроэнергии, образованные в результате реформирования электроэнергетик стран соблюдают основное условие рынка - рентабельность товара. Формула сохранения обязательной для регулирующих органов Запада рентабельности при установлении тарифа на электроэнергию - "средние издержки плюс прибыль". В условиях жесткой конкуренции за сбыт электроэнергии это вызывает появление экономически обременительной энергетической собственности (электростанций и др.), названной "обесцененной стоимостью" (stranded costs). Так, по оценке Федеральной энергетической регулирующей комиссией (FERC) США величина обесцененной стоимости для генерирующих активов от 50 до 200 млрд. долл.

В США первой жертвой "обесцененной стоимости" стали АЭС. На конкурентном рынке электроэнергии предпочтение всегда отдается объектам с коротким сроком окупаемости. АЭС к таким объектам не относятся, хотя затраты на производство электроэнергии у них не выше, а во многих штатах ниже, чем у ТЭС. Ведется намеренное раздувание фактора «радиофобии» с целью усиления обесценивания АЭС Межгосударственные корпорации создают крупные начальные концентрации скупленных ими АЭС: более 10 млн. кВт. Стратегически такая скупка безошибочна. Во-первых, энергоблоки АЭС миллиардной стоимостью при их сооружении, скупленные, скажем, за 100 млн. долл. (типичная цена), сразу же, как в сказке, начинают производить очень дешевую электроэнергию. Причина - исчезновение расходов, связанных с окупаемостью прошлых затрат.

После обсуждений на всех уровнях власти и общественных организаций США с массой логичных "за" и "против" вопроса возмещения «обесцененной стоимости» решили все-таки это делать. Источником возмещения "обесцененной стоимости" станут те потребители электроэнергии, которые поменяли на энергорынке поставщиков электроэнергии.

"Обесцененной стоимостью" в России стали практически все газовые ТЭС, которые начали сооружаться сразу после аварии в Чернобыле для наращивания электрических мощностей России и работают на ямальском газе. Этот газ труднодоступен, и как следствие этого, дорог. Его цена на европейском газовом рынке порядка, 100 долл. за 1000 куб. м. Такая цена неприемлема для электростанций (себестоимость электроэнергии - 1,5 руб./кВт/ч при средней цене по России порядка 50 коп. за кВт/ч). Поэтому российское электропотребление более чем на 50% держится на экономическом плаву только за счет директивного установления тарифов на газ - в 10 и более раз меньших, чем его истинная цена. Эта громадная дотация фактически оплачивается "Газпромом" путем изъятия у него 65% газа.

Практически двукратный спад электропотребления (со 104 млрд. кВтч в 1990 г. до 53 млрд. кВтч. в 1998 г.), исчезновение расходов, связанных с необходимостью окупаемости затрат прошлых периодов, обусловленного покупкой инвесторами крупных генерирующих активов и низкая стоимость энергетического угля в Казахстане (не более 5 долл./т) - причина низких отпускных цен на электроэнергию мощных Экибастузских ГРЭС. В указанных условиях в Казахстане первой жертвой обесцененной стоимости стала Жамбылская ГРЭС, основным топливом которой является мазут и газ. Резкое повышение мировых цен на углеводородное сырье привело к тому, что электроэнергия, вырабатываемая ЖГРЭС стала неконкурентоспособной и электростанция была полностью остановлена в мае 2000 г. Рост экономики Казахстана обусловил соответственный рост электропотребления и на энергодефицитном юге республики закономерно встал вопрос о возмещении обесцененной стоимости. На первом этапе принято решение о возмещении «обесцененной стоимости» ЖГРЭС путем государственной дотации, выделенной в декабре 2001 г. для возобновления работы 2-х энергоблоков ЖГРЭС.

10. Результатом совокупного действия всех правовых мер государства, направленных на переход к рынку электроэнергии в США, является то, что существующие в стране естественные энергомонополии перестают управлять всеми уровнями электрического цикла. Такие энергокомпании или группы их законодательно реорганизуются для того, чтобы: на уровне производства электроэнергии образовывать отдельные горизонтально конкурирующие генерирующие предприятия, поставляющие электроэнергию оптовым покупателям. Они могут объединяться и образовываться в любом виде - межрегиональном, межгосударственном, транснациональном.

- На уровне электропередачи сформировалась другая отдельная группа предприятий, осуществляющая эксплуатацию системы электропередачи или энергосети общего пользования. Предприятия этого горизонтального уровня взимают плату за услуги по передаче электроэнергии с продавцов и ее потребителей при использовании линий передачи. Используется несколько вариантов перестройки систем электропередачи, предусматривающих образование системных операторов ISO и брокерских энергобирж - РХЕ. У первых функции по обеспечению недискриминационного доступа к электропередаче.

Вторые - координируют краткосрочные сделки на ее продажу (спот рынок наличной электроэнергии).

- На уровне сбыта электроэнергии осуществлялось горизонтальное объединение компаний, что необходимо для действия и исполнения электрораспределительных функций, связанных с продажей электроэнергии потребителям - оптовым и розничным.

2. Основные этапы реформирования сектора электроэнергетики Казахстана. Необходимость реформирования. Уклад экономики Казахстана, ориентированной еще в советский период в основном на экспорт сырьевых ресурсов (металлы, нефть и т.п.), обусловил сильную зависимость суверенной республики от характерных для мировых рынков колебаний спроса и предложения на сырьевые ресурсы. В условиях распада экономических связей между республиками бывшего СССР и кризиса в Юго-Восточной Азии в 90-х годах имел место глубокий спад объемов промышленного производства в Казахстане и, как следствие этого -двукратное снижение электропотребления по республике в целом:

· за период с 1991 г. по 1999 г. суммарный объем электропотребления по республике снизился со 104 млрд. кВтч (1990 г.) до 50,74 млрд. кВтч (1999 г.);

· загрузки электростанций снизилась до 53% от суммарной установленной мощности электростанций республики (18000 МВт).

Значительная недогрузка генерирующих мощностей и резкое ухудшение платежной дисциплины за потребленную электроэнергию привели к хроническому снижению объемов финансирования ремонтно-восстановительных работ на действующих энергоблоках электростанций, а длительные простои неработающих энергоагрегатов - к физическому и моральному старению основного технологического оборудования электростанций.

Не менее тяжелое экономическое положение сложилось и в электросетевом комплексе республики. Казахстан имеет развитую электросетевую структуру, которая обеспечивала параллельную работу электростанций в составе Единой энергисистемы республики и централизованное электроснабжение промышленности, сельского хозяйства и коммунально-бытовых объектов. Так, только основные системообразующие сети высших классов напряжения 1150, 500 и 220 кВ имеют, соответственно протяженности, равные: 1150 кВ - 1423 км, 500 кВ - 5470 км, 220 кВ -17900 км. Распределительные сети регионального и местного значения имеют следующие показатели: 110 кВ - 42 000 км, 35 кВ - 61 500 км, 6-10 кВ - 199 400 км и 0,4 кВ - 115 500 км. Резкое снижение объемов передачи электроэнергии по электрическим сетям всех классов напряжений, непрерывный рост дебиторской задолженности потребителей за транспорт электроэнергии и, как следствие этого, снижение объемов финансирования ремонтов всей развитой электросетевой инфраструктуры привели к появлению признаков постепенной деградации электросетевого хозяйства республики.

Таким образом, в период 1991-1996 гг. имело место фактическое кредитование электроэнергетикой Казахстана других отраслей реального сектора экономики республики. Такое положение не могло продолжаться после широкомасштабной приватизации, проведенной в промышленности, коммунально-бытовом и сельском хозяйстве республики.

В связи с этим, в 1996 г. Правительством Республики Казахстан было принято решение о необходимости реформировании государственной монополии с акционированием генерирующих и электросетевых активов электроэнергетики и создания тем самым предпосылок для развития конкурентного рынка электроэнергии. В этих целях была разработана правительственная Программа приватизации и реструктуризации в электроэнергетике (утверждена постановлением Правительства Республики Казахстан от 30.05.1996 г. № 663).

1. Исходная концепция реформирования отрасли. Концепция правительственной Программы приватизации и реструктуризации в электроэнергетике (1996 г.) предусматривала коренные изменения в первую очередь в структуре отношений собственности на генерирующие и электросетевые активы сектора электроэнергетики. При этом для республики исключительно важным моментом было определиться в отношениях собственности на активы электроэнергетики, т.е. чем и кто должен владеть в секторе электроэнергетики, т.к. структура собственности - определяющий фактор в развитии конкуренции на рынке электроэнергии.

На момент введения в действие реформ в секторе электроэнергетики республика не могла воспользоваться зарубежным опытом рыночных преобразований, т.к. в тот период времени даже в странах с развитой рыночной экономикой опыт либерализации сектора электроэнергетики был весьма невелик:

· в США начало либерализации рыночных отношения в секторе электроэнергетики, где доминировали вертикально-интегрированные монопольные структуры, объединяющие в себе генерирующие и электросетевые активы штата или группы штатов, было положено принятием в 1992 г. конгрессом США Акта об Энергетической политике;

· в Великобритании начало рыночных преобразований было положено в марте 1990 г. путем создания Национальной электросетевой компании (National Grid), выделения 12 региональных электросетевых компаний и приватизации электростанций предусматривающей создание трех крупных генерирующих компаний с целью развития между ними конкуренции за сбыт электроэнергии.

Структура собственности на активы электроэнергетики.

Реализация правительственной Программы приватизации и реструктуризации в электроэнергетике в первую очередь обеспечила отделение конкурентной части отрасли (производство электроэнергии и ее потребление) от естественных монополий сектора (передача и распределение электроэнергии), создав тем самым необходимые предпосылки к развитию конкуренции на рынке электроэнергии.

На базе активов основных сетей высших классов напряжения 1150, 500 и 220 кВ была создана Казахстанская компания по управлению электрическими сетями (национальная компания ОАО KEGOC), а на базе региональных электрических сетей напряжениям 110-35 кВ и местных сетей напряжением 6-10 и 0,4 кВ были образованы акционерные распределительные электросетевые компании (АО РЭК).

Данные структуры естественной монополии сектора электроэнергетики находятся под государственным контролем со стороны уполномоченного органа (Министерство энергетики и минеральных ресурсов - МЭиМР), а тарифы на услуги по передаче и распределению электроэнергии регулируются Агентством Республики Казахстан по регулированию естественных монополий, защите конкуренции и поддержки малого бизнеса (АРЕМ ЗК и ПМБ).

Следующим шагом правительственной Программы стала масштабная приватизация генерирующих активов. Крупные тепловые электростанции (ГРЭС) были переданы стратегическим инвесторам, а региональные теплофикационные электростанции (ТЭЦ) - в коммунальную собственность местных органов управления. В результате реформирования сектора электроэнергетики структура отношений собственности на генерирующие и электросетевые активы на настоящий момент сложилась следующим образом:

генерирующие активы:

Мощные ГРЭС, имеющие национальное значение и расположенные вблизи основных месторождений дешевых энергетических углей (Экибастузское и Борлы) приватизированы стратегическими инвесторами:

· Экибастузская ГРЭС-1 (8x500 МВт - корпорация AES);

· Экибастузская ГРЭС-2 (2x500 МВт - предполагается создание казахстанско-российского совместного предприятия);

· Аксуйская ГРЭС (8x300 МВт -- Евразийская энергетическая компания); Гидроэлектростанции большой мощности, используемые для регулирования графика нагрузки Единой энергосистемы (ЕЭС) Казахстана находятся в концессии:

· Бухтарминская ГЭС (675 МВт - АО Казцинк);

· Шульбинская ГЭС (702 МВт - корпорация AES);

· Усть-Каменогорская ГЭС (331,2 МВт - корпорация AES).

Электростанции промышленного назначения, которые обеспечивают электроснабжение крупных промышленных предприятий и переданы данным предприятием во владение и управление:

· ТЭЦ-1,2(Испат-Кармет);

· Рудненская ТЭЦ (ССГПО);

· Балхашская ТЭЦ, Жезказганская ТЭЦ, КарГРЭС-2 (Казахмыс);

· Павлодарская ТЭЦ-1 (АО «Алюминий Казахстана»);

· Шымкентская ТЭЦ-3 (ШНОС).

ТЭЦ регионального значения - источники комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, находятся в коммунальной собственности.

Электросетевые активы:

Казахстанская компания по управлению электрическими сетями (ОАО KEGOC), во владении и управлении которой находятся электрические сети высших классов напряжения 1150 кВ (1,42 тыс. км), 500 кВ (5,47 тыс.км) и 220 кВ (15,98 тыс. км);

Акционерные региональные электросетевые компании (АО РЭК), во владении и управлении которых находятся электрические сети регионального и местного уровней напряжением 110-6-10 кВ.

2. Структура оптового рынка электроэнергии. Программа дальнейшего развития рынка электроэнергии на 1997-2000 годы (Постановление Правительства Республики Казахстан 31 июля 1997 г. N 1193 - Приложение 2) предусматривало следующую модель организации конкурентного рынка электроэнергии:

· конкуренция по цене поставляемой конечным потребителям электроэнергии;

· наличие двух уровней (оптового и розничного) единого рынка электроэнергии;

· организация торговли электроэнергией на базе заключения субъектами рынка срочных двухсторонних сделок купли-продажи электроэнергии, обязательной компонентой которых является согласованный с поставщиком график электропотребления;

· заключение субъектами рынка договоров на оказание услуг по передаче и распределению электроэнергии по сетям межрегионального (ОАО KEGOC), регионального и местного уровней (РЭКи).

Внедрение указанной начальной модели конкурентного рынка электроэнергии позволило обеспечить следующие позитивные перемены в секторе электроэнергетики:

· создан и достаточно устойчиво и эффективно функционирует рынок двусторонних срочных (форвардных) контрактов;

· произошла перестройка системы централизованного диспетчерского управления, которая адаптировалась для работы в условиях децентрализованной структуры сектора электроэнергетики;

· в определенной степени отработаны рыночные принципы формирования режимов работы Единой энергосистемы РК и улучшены показатели качества электроэнергии, в частности частота электрического тока;

· усилиями Казахстанской Электроэнергетической Ассоциации совместно с ОАО «KEGOC» создан и функционирует Пул резервов электрической мощности (ПулРЭМ).

Итак, развитие конкуренции между приватизированными энергоисточниками за сбыт вырабатываемой электроэнергии и государственное регулирование монопольной части сектора (передача и распределение электроэнергии) обеспечили при переходе к рыночным отношениям в секторе электроэнергетики Казахстана стабилизацию цен отпуска электроэнергии с шин электростанций, несмотря на девальвацию национальной валюты (апрель 1999 г.) и последовавший за этим рост цен на топливо и железнодорожные перевозки.

Вместе с тем, опыт функционирования начальной модели конкурентного рынка выявил ряд несовершенств такого рода организации оптовой торговли электроэнергией:

· неразвитость нормативной правовой базы, регулирующей разносторонние аспекты отношений субъектов оптового рынка электроэнергии в части совершения и реализации двусторонних срочных сделок купли-продажи электроэнергии;

· несовершенство существующего технического и информационного обеспечения оптового рынка электроэнергии.