Это темное, темное, темное … электричество. Статья четвертая, не последняя, но заключительная – про рынок электроэнергии. Так как бы его устроить по-хорошему?

Предыдущие статьи по этой теме: статья первая, статья вторая, статья третья.

***

КОРЭМ – профанация, но что взамен?

Итак, если резюмировать все сказанное, то, что называется казахстанским рынком электроэнергии – это имитация, профанация, … все что хотите, но только не реальный рынок с конкуренцией спроса-предложения и, соответственно, сдерживаемыми этой конкуренцией ценами.

Рынок так называемых децентрализованных торгов, а проще – система парных договорных соглашений, — это чистая “распределиловка”, не обязательно коррупционная, но, неизбежно, – искусственная. Кто и как сводит пары “брачующихся” — можно обсуждать. Но, в любом случае, эти договорные “браки” заключаются не на небесах, а чуть поближе к грешной земле.

Ну, а коль скоро КОРЭМу (Казахстанский оптовый рынок электрической мощности) с его централизованными спот-торгами достаются лишь те объемы, что не были оприходованы в двусторонних договорах, то и этот “рынок” существует лишь постольку, поскольку на административно (и корпоративно) устроенном децентрализованном оптовом рынке что-то оставлено и для таких торгов. Возможно – именно для того, чтобы можно было организовывать и их.

Опять-таки: не станем обвинять организаторов спот-торгов в собственном корыстном интересе. Однако невозможно отрицать и то, что как раз по описанной в Законе процедуре и эти торги на подлинно рыночных условиях организовать … невозможно.

В самом деле: если процедура построена на том, что оператор рынка: осуществляет организацию и проведение спот-торгов; определяет соответствие субъектов рынка требованиям, установленным правилами и обеспечивает им равные условия доступа; осуществляет регистрацию и учет заключенных сделок; обеспечивает информацией по индикативным ценам, сложившимся на централизованных торгах, и другой рыночной информацией, то несложно увидеть, что заявки и на куплю и на продажу, в общем виде, никогда не будут совпадать ни по ценам, ни по объемам.

Для совпадения же, и, соответственно, для возможности заключения договоров также требуется некая внерыночная “подсказка”. Например, необходимо, чтобы выставляющие свои заявки на спот-торги производитель и потребитель заранее бы “состыковались”, чем и обеспечили бы себе беспрепятственную регистрацию их сделки. Либо роль “стыковщика” должен взять на себя оператор торгов.

Не обязательно – со своим “откатом”, но, обязательно, с некими внерыночными “достыковками”, без которых такой “рынок” работать попросту не может.

Тем более это относится и к недавно сотворенному балансирующему рынку, — ведь то, что называется балансирующей электроэнергией, и по своей физической, и экономической сути ничем не отличается от всей прочей электроэнергии, торгуемой на КОРЭМ.

Физически – это совершенно та же электроэнергия, что и заполняющая базовую часть графика электропотребления, вырабатываемая на тех же электростанциях, на тех же ресурсах и на том же оборудовании.

С экономической же точки зрения следует сказать, что затраты электростанции, участвующей в выработке балансирующей электроэнергии, отнюдь не сконцентрированы именно на тех часах, в которые, по команде Системного Оператора, станция увеличивает или снижает генерацию. Та же топливная составляющая в выработке кВт-часа – она практически одинакова – что при разгрузке ГРЭС в ночные часы, что при пиковой нагрузке в рабочее и вечернее время.

На самом деле, работа станции в переменной части электрического графика сказывается не на ее текущих, а – на базовых показателях, относящихся к постоянным затратам и затратам периода. Это – постоянные дополнительные затраты на персонал, связанные с условиями работы в переменном режиме, на необходимость дополнительных ремонтов и поддержание постоянной готовности оборудования в состоянии холодного или горячего резерва. Причем и даже повышенные затраты топлива при выводе оборудования в горячий резерв, — они тоже объективно относятся как раз не к выработке пиковой электроэнергии, а накладываются на всю экономику станции.

Поэтому и с физической, и с экономической, точек зрения можно уверенно говорить, что объемы балансирующей энергии, как и всей прочей, вполне могут быть распределены как по децентрализованным двусторонним договорам, так и распроданы на спот-торгах.

Что, собственно, до сих пор и происходило, без какого бы то ни было ущерба для деятельности КОРЭМ. И, с этой точки зрения, запуск на оптовом рынке еще и рынка балансирующей энергии не введет в оборот не какие-то новые экономические и энергетические потоки, а только дополнительную массу новых договоров на куплю-продажу еще и отдельной “балансирующей” энергии.

Впрочем, не будем слишком строги к авторам раскритикованной здесь организации оптового рынка электроэнергии. Объективно, в 1987-1999 годах, имевших своим содержанием завершение экономического кризиса и начала подъема, — когда закладывалась первая “рыночная” версия Закона “Об электроэнергетике”, и даже вплоть до 2004 года, — времени принятия действующей редакции, энергомощности тех же Экибастузских ГРЭС – простаивали. Что, по всей видимости, и заронило в головы руководителей отрасли идею возможности свободных торгов электроэнергией.

Тем не менее, факт остается фактом: под формальным видом оптового энергорынка ныне функционируют механизмы, имеющие со свободно-рыночными и конкурентными отношениями мало общего.

Налицо ситуация, когда отдельные “избранные” (скажем так) потребители имеют возможность покупать электроэнергию по ценам, существенно ниже, чем те, которые остаются на долю всех “прочих”. Соответственно, этим “прочим” приходится выступать в роли “спонсоров” обладателей льготных контактов. Что – плохо. И не только с точки зрения возможной коррумпированности таких “прямых” сделок, но и по общесистемным соображениям.

Ситуация, когда государство, как Регулятор, дифференцирует тарифы на электроэнергию для разных групп потребителей, руководствуясь экономическими, социальными или даже политическими соображениями – нормальна, и даже желательна. Зато ситуация, когда тарифные преференции достаются, по непрозрачной схеме, неким отдельным участникам псевдо электрорынка – недопустима с тех же экономических, социальных и политических позиций.

Еще хуже, когда Уполномоченный государственный орган, в лице Минэнерго, сам нарушает как Закон, так и собственно рыночные принципы, занимаясь распределением квот на “дешевую” и “дорогую” электроэнергию между участниками оптового рынка. Конечно, такие действия Минэнерго объективно обусловлены реальным дефицитом мощности, но – тем хуже для так называемого рынка – коль скоро он не способен функционировать, не нарушая свои собственные правила.

В целом приходится говорить, что под видом нынешнего энергорынка мы имеем некую многослойную мистификацию. Начиная с плохо проработанного Закона “Об электроэнергетике”, который уже в глоссарии основных понятий совершенно “затуманил” суть определений рынка электроэнергии и его основных составляющих. И кончая реальной практикой КОРЭМ, явно не вписывающейся даже в весьма “туманные” формулировки Закона.

Поэтому постановка вопроса о необходимости пересмотра самой концепции энергорынка – вполне оправдана.

Впрочем, мы ломимся как бы в открытую дверь, поскольку вряд ли кто-нибудь, даже из самых больших почитателей КОРЭМ, стал бы оспаривать по существу сделанные нами критические выводы насчет фиктивности так называемого рынка электроэнергии. То, что продекларированной Законом “Об электроэнергетике” свободы выбора партнеров и реально конкурентных отношений сегодня нет – это и без наших доказательств очевидно для любого непредубежденного специалиста, хотя бы относительно знакомого с казахстанским “рынком электроэнергии”.

Другое дело, что в нашем случае “дверь” — крепко закрыта, и в нее, действительно, приходится ломиться.

Продолжая сравнение с “дверью” скажем, что ее держат три главных “запора”:

А) – Реально сложившийся корпоративный и частный бизнес-интерес, извлекаемый из псвевдо-рыночной организации КОРЭМ и розничных “рынков” электроэнергии. При том, что положение большинства электростанций и сетевых предприятий – удручающее, отдельные “игроки” на “энергорынке” имеют как раз от нынешней организации весьма и весьма существенные дивиденды. Да и вся система, в целом, “спаяна” частно-корпоративным интересом достаточно крепко.

Б) – Естественная бюрократическая косность и инерция государственных институтов, осуществляющих управление и регулирование энергетической отраслью: зачем что-то менять, если система, пусть и с недостатками, и так работает! К тому же, определенная часть госаппарата так же “впаяна” в частный бизнес-интерес нынешнего псевдо рынка.

Само собой, мы нашей статьей никак не можем “снять” эти два “запора”. Зато у нас есть возможность показать, каким “ключом” может быть открыт вышеупомянутый третий “замок”. Тем более что именно его “открытие” только и позволит ставить, в практической плоскости, вопрос о возможности преодоления и первых двух “запоров”.

Под этим третьим (можно сказать — “ключевым”) “замком” мы подразумеваем отсутствие иной, нежели записанной в Законе, концепции рынка электроэнергии.

Да, — не смогут не признать даже самые принципиальные наши оппоненты, — казахстанский рынок электроэнергии подлинным рынком не является. Но разве где-то с этим обстоит лучше? Напротив, именно Казахстан продвинулся в рыночных реформах в энергетике дальше всех остальных соседей по СНГ. Чтобы отрицать сделанное, надо предложить лучшее – пусть кто-то попробует!

Собственно, это мы и собираемся попробовать:

Идеальный рынок электроэнергии: какие задачи он должен решать в принципе?

Коль скоро электрическая энергия обеспечивает жизнедеятельность всех без исключения экономических, социальных, бытовых и политических институтов общества и государства, и коль скоро сам первичный ресурс для выработки электроэнергии тоже имеет общенациональный характер, энергосистема не имеет права быть “вещью в себе”. То есть, электроэнергетика не вправе диктовать потребителю какие-то условия энергоснабжения, вытекающие из ее собственных особенностей, но – исходить из приоритетов самого потребителя.

А так же, как самостоятельная отрасль экономики, энергетика не должна претендовать на такое извлечение прибыли из своей деятельности, которое превышало бы ее собственные потребности, включая необходимое развитие. Чем меньше финансовых, материальных и человеческих ресурсов энергетическая отрасль будет отбирать из других сфер, чем менее затратным будут выработка и снабжение электрической энергией, тем выше будут общеэкономический потенциал и национальная конкурентоспособность страны.

Само собой, что и внутри самого энергетического производства и распределения тоже не должно быть таких отдельных субъектов, которые имели бы возможность извлекать из своей деятельности некую дополнительную коммерческую прибыль, источником которой были бы “сверх необходимые” затраты потребителей.

А также не должно быть и потребителей, извлекающих для себя чем-то отличную от других пользу.

Чем энергетика и отличается от тех сфер экономики, в которых задача извлечения принципиально не ограниченной прибыли не только допустима, но и имеет приоритетное значение.

А поскольку (как мы выше выяснили) вся цепочка энергопроизводства, от выработки и до снабжения электроэнергией, имеет характер естественной монополии, задача разумной минимизации выручки ее субъектов должна решаться уполномоченными государственными органами, через соответствующую тарифную политику.

Что же касается самой тарифной политики, — это отдельный большой разговор, который мы оставим на следующий раз. Здесь заявим только, что если какие бы то ни было внешние относительно энергосистемы соображения экономического, социального или даже политического характера требуют введения того или иного тарифного дифференцирования, – рационально устроенная энергосистема, и правильно организованный энергорынок, обязаны реализовывать все тарифные сетки без ссылок на какие-либо собственные организационные или технологические ограничения.

Из сказанного вытекают два вывода:

Во-первых, любая электростанция представляет собой, по существу, не субъект свободного рынка, способный хоть в малой степени изменять сферу, объемы и направления деятельности, и, соответственно, цены на свою продукцию, а – естественную монополию, жестко привязанную к набору базовых факторов, не связанных собственно с рынком электроэнергии, либо вообще имеющих внерыночную природу.

Во-вторых, и рынок предложения электроэнергии в целом есть, объективно, полная естественная монополия. Участники которой либо вообще не располагают технической возможностью варьировать (в сторону повышения) выдаваемую мощность, либо меняют ее исключительно по указанию Системного Оператора.

Поэтому тот факт, что производство электроэнергии действующим Законом исключено из сферы естественной монополии есть, конечно, серьезная ошибка, которую необходимо как можно быстрее исправлять.

Важное примечание:

Наш вывод о полном естественном монополизме рынка электрической энергии имеет не абсолютный, а относительный характер. При дальнейшем развитии технологий в направлении как автономизации выработки (солнечная энергетика, ветровая, водородная и т.д.), а также и беспроводных способов передачи больших объемов энергии на дальние расстояния (мощные аккумуляторы, топливные элементы и т.п.), электрорынок вполне может превратиться в многоальтернативный и полностью конкурентный.

Тем не менее, все такие технологии остаются пока в прогнозах, и на всю обозримую перспективу рынок электроэнергии будет оставаться только таким, — полностью естественно монопольным.

Рынок электроэнергии: сколько и каких естественных монополий вправе существовать на нем

В отношении электростанций ответ на вынесенный в заголовок вопрос мы уже сформулировали: каждая из них должна быть отдельной естественной монополией.

Уточним – речь идет о выделении каждой отдельной электростанции в качестве именно субъекта естественной монополии – как самостоятельного объекта государственного регулирования цен на отпускаемую этой станцией энергию. В части же объединения разных электростанций по имущественному или иному признаку – это допустимо. Так, существование такого производственного объединения, как “Алматинские электрические станции” — не только допустимо, но и целесообразно. С точки зрения оптимизации, например, системного менеджмента, кадровой политики, обучения персонала, снабжения и т.п.

Принципиально иное: государственное регулирование тарифов на отпускаемую, к примеру, алматинскими ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 и каскадом ГЭС электроэнергию (по ведомству АЗК, как сейчас, или АРЕМ, как следовало бы) должно осуществляться раздельно.

Зададим теперь тот же вопрос в отношении сетевых предприятий.

Если исходить из того, что имеется “явочным порядком”, то таких естественных монополистов — много.

Однако вернемся к нашей принципиальной схеме и поставим вопрос также принципиально. Начнем с утверждения, что физическая и экономическая сущность процессов электроснабжения, на самом деле – вполне органично совмещаются. Каковое совмещение и должно быть положено в основу эффективно-функциональной модели электрорынка.

А именно: электростанции разных типов и экономичности потому и соединяются покрывающими огромные пространства межсистемными связями, чтобы, одновременно, обеспечить как оперативно-технологическое единство этого инженерного целого, так и единообразие экономических отношений на образованном таким образом общем энергорынке.

Соответственно, правильно организованный рынок электрической энергии непротиворечиво допускает деятельность на нем субъектов только трех видов:

а) — производители электроэнергии;

б) — ее потребители и

в) — энергоснабжающие организации.

То есть, электрическая сеть, как таковая, связывающая производителей и потребителей электроэнергии, и подпадающая, в таком качестве, под определение естественной монополии – едина.

Соответственно, и государственное регулирование тарифов на доставку электроэнергии от производителей к потребителям должно осуществляться по единой процедуре и методологии, применяемым в отношении всего комплекса электросетей. А – не по отношению к отдельным предприятиям (межсистемные, региональные и распределительные сети) и отдельным (передача, распределение, снабжение) функциям.

Развернем эту мысль:

Функции, например, КЕГОК (межсистемные высоковольтные сети) на рынке электроэнергии принципиально ничем не отличаются от того, чем занимается любая региональная сетевая компания, и любая РЭК. При передаче больших потоков электроэнергии на дальние расстояния применяются – высокое напряжение и провода большого сечения, а на местах тоже самое делается через ЛЭП меньшей мощности и напряжения. Различия здесь лишь технологические, но никак не функциональные.

Точно также и прописанный в Законе Системный Оператор, как отдельная организация, — субъект оптового электрорынка, в технологическом смысле тождественен НДЦ ОЭС — Национальному диспетчерскому центру Объединенной энергосистемы (и его подразделениям в МЭКах). Учитывает ли диспетчер НДЦ финансовые обстоятельства участников энергорынка или нет – в любом случае, коммерческое диспетчирование может осуществляться лишь как функция диспетчирования технологического. Само же технологическое диспетчирование не является чем-то отдельным, а являет собой лишь одну из многих (хотя и весьма важную) функций, обеспечивающих устойчивую работу энергосистемы.

Диспетчер НДС отвечает за поддержание заданной частоты тока в сети, монтеры на линии – следят за целостностью проводов, а машинист тягодутьевой установки – чтобы подшипник дымососа не перегревался. Здесь разница только в квалификации и условиях труда, но никак не в правосубъектности на рынке.

То есть, нынешний КОРЭМ – казахстанский оператор рынка электрической мощности, и НДЦ СО — национальный диспетчерский центр системного оператора, должны быть единым органом.

Еще пример: высоковольтные выключатели, для погашения дуги, требуется заполнять дорогим маслом, или аргоном, тогда как трансформатор на сельской подстанции вообще устанавливается без охлаждения. Эти различия имеют техническую природу, и из них никак не вытекает, что тарифная политика для высоковольтных и низковольтных сетей должна хоть чем-то отличаться.

Да, КЕГОК, как самостоятельная организация, имеет полное право на существование. Но – только как специализированный технический агент по эксплуатации (обслуживанию, строительству) высоковольтных сетей, но не как отдельный субъект энергорынка.

Точно также и НДЦ, в составе КЕГОК или вне его, как и соответствующие региональные диспетчерские центры при МЭКах, — не должны иметь собственной рыночной правосубъектности.

Вопрос, почему национальный Системный оператор находится сейчас в ведении Национальной компании высоковольтных сетей, имеет вполне логичный ответ с исторической, так сказать, позиции, вообще же это – неправильно. Диспетчерские подразделения, как и высоковольтные и низковольтные сетевые компании, должны быть “упакованы” внутри одной сетевой естественной монополии.

Разумеется, разные функциональные обязанности должны быть разнесены по разным подразделениям внутри организации, наделенной статусом сетевой естественной монополии. Так, понятно, что отделы кадров, сбыта, снабжения, диспетчеризации, и т. д., должны существовать отдельно. Включая и возможность их существования в качестве самостоятельных юридических лиц.

Также вполне очевидно, что и с точки зрения разделения прав собственности, и с позиций удобства управления, разные МЭКи и РЭКи в областях и районах, хотя они и входят в общий энергорынок, могут и должны иметь отдельные правосубъектности. Но – только как хозяйствующие субъекты, а не отдельные субъекты энергорынка.

Градация здесь должна быть таковой:

В границах общего рынка электроэнергии в качестве сетевого предприятия – субъекта сетевой естественной монополии, исполняющего определенные Законом совокупные функции энергопередачи и энергоснабжения, должно существовать только одно юридическое лицо. В отношении которого и должны действовать все установленные законодательством регламенты подачи и утверждения заявок на регулируемые тарифы.

Прочие же сетевые предприятия, и обслуживающие их организации, должны состоять с субъектом сетевой естественной монополии в договорных отношениях. Предусматривающих, в частности, порядок участия этих предприятий в составлении сводной тарифной заявки, а также и распределения между разными предприятиями, — составляющими сетевой естественной монополии, платы за передачу и снабжение электроэнергией.

Практические предложения-выводы из всей этой теории

Из всего вышесказанного вытекает, что разделение рынка электроэнергии на оптовую и розничную части, как искусственное, следовало бы упразднить. Рынок электроэнергии, как определенная Законом система отношений, связанных с куплей-продажей электрической энергии, функционирующая на основе договоров между субъектами рынка, должен именоваться просто рынком электроэнергии, — в границах той технической системы, которая способна доставлять электроэнергию от производителей к потребителям.

Другое дело, что на территории Республики Казахстан существуют несколько энергетических систем, не имеющих общих связей или имеющих их недостаточной пропускной способности, а потому и соответствующих рынков электроэнергии должно быть столько же.

Например, — рынок электрической энергии Актюбинской области.

Что же касается Центра-Востока-Севера-Юга, то на этом энергорынке должно бы иметься только одно, — головное, сетевое предприятие, наделенное статусом естественной монополии.

Само собой разумеется, что при решении вопроса, какому именно предприятию следовало бы определить такой статус, должна учитываться, в первую очередь, техническая готовность, в том числе – в части принятия на себе функций Системного оператора. И, в этом смысле, на роль общесетевой естественной монополии объединенного казахстанского энергорынка примерно с равными основаниями подходят как Астанинское, так и Алматинское сетевые предприятия. Более того, с учетом прошлого накопленного опыта, наличия кадров и фактического технического развития, АПК имеет определенные преимущества при окончательном выборе.

Однако, поскольку связывающая Центр и Юг ЛЭП-500 Агадырь-Алматы имеет недостаточную пропускную способность, а строящаяся вторая нитка тоже будет “съедена” почти сразу, весь Южный регион правильнее рассматривать, как зону отдельного энергорынка, на котором существует отдельная от всей Центрально-Северо-Восточной зоны энергоснабжения функция Системного оператора, — по диспетчированию мощности Жамбылской ГРЭС. Связь же ЛЭП-500, в таком случае, может рассматриваться просто как еще один энергоисточник Южного рынка электроэнергии, имеющий предельную мощность 600 МВт.

В целом же, рынков электроэнергии в Казахстане должно быть ровно столько, сколько отдельных (или – относительно отдельных) системных операторов объективно требуется на каждом из них.

Оставляя в стороне Запад (где фактически имеются даже четыре отдельных энергорынка), укажем, что рынок Объединенной энергосистемы страны сейчас объективно (вследствие ограничения пропускной способности ЛЭП-500) разделен на два:

— Южный (г. Алматы, Алматинская, Жамбылская, Южно-Казахстанская и Кызылординская области);

— и Северо-Восточно-Центральный (все прочие области, за исключением западных).

Подчеркнем: на самом деле система оперативно-диспетчерского управления ОЭ Казахстана организована иначе: помимо НДЦ в Астане, наделенного правом оперативного управления всей системой (включая и отдельные западные участки), подчиненные ему региональные операторы действуют еще в семи связанных между собой энергосетях.

Что технологически вполне оправдано, и может быть вписано в предлагаемую нами организацию энергорынка, например, по следующей модели:

Первая энергопередающая-энергоснабжающая организация – естественный монополист на рынке электроэнергии “Столичный” — “Астанаэнерготранссбыт”.

Экономическая функция — контрактное приобретение электроэнергии у поставщиков и продажа ее потребителям на территориях Центральных, Акмолинских, Сарбайских, Северных и Восточных МЭС. А также продажа ее по ЛЭП-500 на смежный электрорынок “Южэнерго”.

Технологическая функция – организация и надзор за деятельностью региональных диспетчерских пунктов на оптовом рынке “Столичный”. Основной объект диспетчирования (системно регулирующие станции) – Экибастузские ГРЭС.

Вторая энергоснабжающая организация – естественный монополист на оптовом рынке “Южный” — “Алматыэнергострансбыт” (АПК).

Экономическая функция — контрактное приобретение электроэнергии у поставщиков и продажа ее потребителям на территориях Алматинских и Шимкентских МЭС, а также и Кзылординской зоны.

Технологическая функция – диспетчирование в Алматинских МЭС и общий надзор за деятельностью диспетчерского пункта в Шымкенте. Основной объект диспетчирования (системный регулятор) – Жамбылская ГРЭС.

Уфф, закончили!

Ну вот, исписав столько (компьютерной) бумаги, удалось только набросать рациональную организацию энергорынка. Лишь слегка затронув вопросы тарифообразования, по которым (между нами говоря) имитаций и профанаций – не меньше. И вообще не затронув проблемы инвестиций в энергетику, с которой (проблемой) все просто: ни законодательной базы, ни нормальной рыночной практики – просто нет. Пусто! И эту пустоту тоже надо заполнять, для начала – хотя бы на бумаге.

Что ж, если сил (у нас) и терпения (у вас) хватит – как-нибудь продолжим!

Новости партнеров

Загрузка...