Общая информация

Зарубежная электроэнергетика

Австралия

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: Национальный Акт об электроэнергетике (National Electricity (South Australia) Act) и прилагаемый к нему Национальный закон об электроэнергетике (National Electricity Law, NEL) 1996 года, Национальный закон о розничной энергетике (National Energy Retail Law) 2013 года и Национальные правила электроэнергетики (National Electricity Rules) 2012 года.

Профильные ведомства: Энергетический совет при Совете Правительств Австралии (COAG Energy Council) состоит из представителей министерств энергетики федерального уровня, штатов, территорий и Новой Зеландии, осуществляет контроль за функционированием рынка электроэнергии и за работой AEMC, AER, AEMO. Австралийская комиссия по энергетическому рынку (Australian Energy Market Commission, AEMС) ведет разработку и рассматривает предложения по изменению Национальных правил электроэнергетики, отвечает за развитие рынка и предоставление методических рекомендаций в Совет Правительств Австралии.

Независимый регулятор: Австралийский регулятор энергетики (Australian Energy Regulator, AER) создан в соответствии с положениями закона о конкуренции и потребителе 2010 года для контроля за соблюдением участниками рынка нормативно установленных правил и процедур оптового и розничного рынков.

Структура отрасли

Электроэнергетическая система Австралии разделена в силу географических условий на два региона: на юго-западе материка действует Оптовый рынок (Wholesale Electricity Market, WEM), на востоке и юго-востоке – Национальный рынок электроэнергии Австралии (National Electricity, NEM).

На сайте AEMO размещена интерактивная карта со всеми электростанциями, подстанциями и магистральными линиями.

NEM – основной рынок электроэнергии Австралии, обслуживающий 88% населения. Общая установленная генерирующая мощность NEM по состоянию на 01.10.2018 - 45899 МВт (без учета индивидуальных солнечных панелей).

Структура установленной генерирующей мощности NEM (октябрь 2018)

Общий объем производства электроэнергии NEM в 2016/2017 финансовом году составил 196,5 ТВт⋅ч (без учета индивидуальных солнечных панелей), объем потребления – 197 ТВт⋅ч.

В соответствии с установленной правительством Австралии целью увеличения доли возобновляемой энергетики (Renewable Energy Target), объем производства электроэнергии на основе ВИЭ должен достигнуть 33 ТВт⋅ч к 2020 году. В этой связи в Австралии действуют различные механизмы, способствующие использованию ВИЭ, на федеральном уровне и в штатах, в том числе, система сертификатов и «зеленых» тарифов.

Производство электроэнергии NEM в 2016/2017

Объем распределенной солнечной генерации, по некоторым оценкам, по Австралии в целом достигает 10 ГВт. Распространение индивидуальных солнечных панелей является реакцией на высокие тарифы. AEMO направило в AER предложения с изменением правил рынка о необходимости ведения реестра распределенных энергетических объектов для прозрачности работы рынка и прогнозирования.

Реформа отрасли

В 1991 году сформирован Совет по управлению национальной энергосистемой (National Grid Management Council) для формирования единого национального рынка электроэнергии.

В 1992-1993 годах параллельно с обсуждением законодательных мер по развитию конкуренции в различных отраслях экономики (доклад Гилмера), правительства штатов и территорий Австралии приступили к реформированию электроэнергетической отрасли и разделению государственных вертикально-интегрированных компаний по видам деятельности (производство, передача, распределение и сбыт).

В 1996 году правительства штатов подписали соглашение (National Electricity Market Legislation Agreement) для запуска единого национального конкурентного рынка электроэнергии. По итогам соглашения были приняты и соответствующие нормативные документы, в т.ч. Национальный Акт об электроэнергетике.

Рынки электроэнергии

Оптовый рынок NEM начал свою работу в декабре 1998 года и представляет собой централизованный пул, управляемый AEMO. На рынке торгуется только электроэнергия (energy-only market), дополнительно оплачивается оказание услуг по регулированию частоты (Frequency Control Ancillary Services). Платежей за мощность и обеспечение доступности нет. AEMC устанавливает на каждый финансовый год максимальную цену на торгах (на 2018/2019 год – 14 500 австр. долларов за МВт⋅ч). AER публикует еженедельный отчет о функционировании оптового рынка.

Оператор австралийского энергетического рынка (Australian Energy Market Operator, AEMO) – системный и коммерческий оператор рынков электроэнергии и газа Австралии, отвечает за эксплуатацию, планирование и перспективное развитие энергосистемы материка. AEMO также выступает в статусе национальной организации по планированию магистральной сети (National Transmission Planner), разрабатывает и корректирует прогнозы потребления электроэнергии, планы строительства сетевой инфраструктуры.

Розничный рынок поэтапно появился во всех штатах. Розничные рынки стали полностью конкурентными с 2002 года в Новом Южном Уэльсе и Виктории, с 2003 года в Южной Австралии и Австралийской столичной территории, с 2007 года в Квинсленде. Свободное ценообразование на розничном рынке достигнуто с 2009 года в Виктории, с 2013 года в Южной Австралии, с 2014 года в Новом Южном Уэльсе и с 2016 года в Квинсленде. Ежегодно AEMC издает обзор конкуренции на розничных рынках в Австралии (Retail Energy Competition Review).

Передача и распределение электроэнергии являются монопольными регулируемыми видами деятельности и осуществляются государственными или частными компаниями, предоставляющими услуги по передаче (transmission network service providers) и распределению (distribution network service providers) электроэнергии. AER каждые 5 лет устанавливает тарифы для каждой компании, учитывая их предложения по объему необходимых доходов и методологии расчета тарифа. Предложения распределительных компаний должны учитывать не только необходимость возврата, например, капитальных затрат на обновление сетевой инфраструктуры, но и возможное влияние на потребителей. Формирование окончательной стоимости услуг по распределению электроэнергии должны быть предельно прозрачными и понятными для потребителей. AER ежегодно публикует отчет об эффективности работы компаний, управляющих магистральными и распределительными сетями (Annual Benchmarking Report - Distribution and Transmission).

По состоянию на ноябрь 2018 года в Австралии работает 5 компаний-операторов магистральных сетей (Powerlink, Transgrid, AusNet Services, ElectraNet, TasNetworks) и 13 компаний-операторов распределительных сетей: AusNet Services, ActewAGL, Ausgrid, CitiPower, Jemena, Endeavour Energy, Energex, Essential Energy, Ergon Energy, Powercor, SA Power Networks, TasNetworks, United Energy.

Бразилия

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: Конституция Бразилии от 1988 года, закон № 8,987/1995 «О концессияx», закон № 9,074/1995 «О концессиях в сфере электроэнергетики», закон № 9,427/1996 «О создании регулятора (ANEEL)», закон № 9,648/1998 «О создании оптового рынка электроэнергии и системного оператора», закон № 10,848/2004 «О реформе энергетики».

Профильное ведомство: Министерство горнодобывающей промышленности и энергетики (Ministério de Minas e Energia, MME).

Независимый регулятор: Национальное агентство по электроэнергетике (ANEEL).

Структура отрасли

Национальная Объединенная Энергосистема Бразилии (Rede Basica /SIN) – одна из самых больших объединенных энергосистем в мире как по протяженности сетей, так и по установленной мощности (более 160 ГВт). Вне SIN существует изолированная система для части региона Амазонии, которая контролируется самым крупным объединением в секторе электроэнергетики – Eletrobras.

Благодаря самой обширной речной системе в мире, Бразилия находится на втором месте после Китая по установленной мощности гидроэнергетики. В 2017 году мощность ГЭС достигла 102 ГВт.

Планом развития ВИЭ в Бразилии определены следующие цели по объему ВИЭ к 2024 году: биоэнергетика - 18 ГВт, крупные ГЭС – 117 ГВт, малые ГЭС – 8 ГВт, ВЭС – 24 ГВт, солнечные станции – 7 ГВт. Общая установленная мощность ветровых станций выросла рекордными темпами с 247 МВт в 2007 году до 12 894 МВт в 2017 году. Продолжает расти количество электростанций, работающих на биомассе. Около 80% таких электростанций (11 309 МВт по состоянию на октябрь 2018 года) используют в качестве топлива багассу (стебли сахарного тростника). Однако, из-за недостатка и медленного строительства линий электропередачи не все станции присоединены к сети.

Структура установленной генерирующей мощности (октябрь 2018)

Объем производства электроэнергии: 2017 год - 574 ТВт×ч, около 70% приходится на ГЭС (410 ТВт×ч), 19,8% - на ТЭС, 7,4 % - ВЭС, 2,7% - АЭС.

Бразилия имеет трансграничные линии электропередачи с Парагваем, Аргентиной, Венесуэлой и Уругваем, по которым осуществляется импорт/экспорт электроэнергии.

Реформа отрасли

В 1995 году в Бразилии началась либерализация отрасли и разделение деятельности по производству, передаче и распределению электроэнергии. Для надзора за функционированием новой системы создан ANEEL (закон № 9427/1996), системный оператор (ONS) и оптовый рынок электроэнергии (закон № 9648/1998), который начал работать с 2001 года после определения нормативов и правил функционирования.

В 1998 году Brazilian Electrical Power Company реорганизована в Eletrobras и ее дочерние компании. С 1995 по 1998 годы было приватизировано 60% распределительных компаний.

После кризиса 2001-2002 гг. осуществлена реформа, направленная на усиление государственного регулирования. Современная модель энергетического рынка принята Правительством Бразилии в 2004 году (закон № 10847/2004 и закон № 10848/2004).

В рамках новой модели были созданы Государственная Исследовательская компания в энергетике (EPE) для планирования в электроэнергетике, Комитет по надзору в энергетике (CMSE) для оценки надежности электроснабжения, коммерческий оператор (CCEE) - для организации торговли электроэнергией. В настоящее время энергосистема функционирует как устойчивый пул с централизованным диспетчерским управлением, позволяющим сократить операционные затраты.

Рынки электроэнергии

За диспетчеризацию энергосистемы и управление рынком ответственны две некоммерческих организации, регулируемые ANEEL:

Системный оператор - Национальный оператор энергосистемы (Operador Nacional do Sistema, ONS);

Коммерческий оператор - Электроэнергетическая торговая палата (Сâmara de Comercialização de Energia Elétrica, CCEE). В Бразилии существуют две площадки для заключения договоров купли-продажи электрической энергии:

Ambiente de Contrataçăo Regulado (ACR) - для заключения регулируемых договоров (на год вперед, на 3 и 5 лет вперед) по ценам, устанавливаемым ANEEL;

Ambiente de Contrataçăo Livre (ACL) - для заключения нерегулируемых договоров для конечных потребителей, потребление которых больше 500 кВт.

Eletrobras - самый крупный энергетический холдинг в секторе электроэнергетики, 51% акций Eletrobras принадлежит государству. Под контролем Eletrobras находятся 32% установленной генерирующей мощности, 47% линий электропередачи и государственные распределительные компании Бразилии.

Крупнейшими компаниями, совмещающими деятельность по производству и передаче электроэнергии, являются CHESF, Furnas, Eletronorte, входящие в холдинг Eletrobras, и CEMIG-GT, Copel. Законодательно запрещено совмещение деятельности по производству и распределению/сбыту электроэнергии.

Сетевые распределительные компании, кроме основной деятельности по распределению отвечают за поставку электроэнергии конечным потребителям, за исключением категории свободных потребителей - крупных потребителей. Крупнейшие сбытовые компании: Geração e Transmissão S.A. (CEMIG), Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL PAULISTA), Companhia Paranaense de Energia (COPEL).

Великобритания

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: Закон об электроэнергетике 1989 года (Electricity Act), Закон о коммунальных службах 2000 года (Utilities Act), Законы об энергетике 2004, 2008, 2010, 2013, 2016 годов (Energy Act), Закон об изменении климата 2008 года (Climate Change Act), законодательство Европейского союза в области электроэнергетики.

Профильные ведомства: Министерство бизнеса, энергетики и промышленной стратегии (Department for Business, Energy & Industrial Strategy). Министерству подведомственны более 40 агентств и иных публичных органов, в том числе Служба по рынкам газа и электроэнергии Великобритании (Office of Gas and Electricity Markets, Ofgem).

Независимый регулятор: Ofgem осуществляет регулирование деятельности монополий в сфере электроэнергетики (National grid), контроль за рынками электроэнергии и мощности, лицензирование компаний, осуществляющих производство, передачу, распределение и сбыт электроэнергии. Ofgem является членом европейского Агентства по взаимодействию регуляторов энергетики (ACER).

Совмещение деятельности по передаче электроэнергии с деятельностью по производству и сбыту законодательно запрещено.

Структура отрасли

Общая установленная генерирующая мощность в Великобритании в 2017 году составила 81 ГВт.

Структура установленной генерирующей мощности в 2017 году

Общий объем производства электроэнергии в Великобритании в 2017 году составил 336 ТВтч.

В соответствии с планами Правительства Великобритании по переходу к низкоуглеродной энергетике и полному выводу из эксплуатации всех угольных ТЭС к 2025 году, продолжается снижение доли угля в производстве электроэнергии с 30% в 2014 году до 6,7% в 2017 году. С 2011 года около 15 ГВт ТЭС были выведены из эксплуатации или переведены на использование биомассы в качестве топлива.

Великобритания имеет трансграничные линии электропередачи с Францией, Нидерландами и Ирландией общей мощностью 4 ГВт, по которым осуществляется импорт/экспорт электроэнергии. В 2017 году импорт составил 14,8 ТВ∙ч – 4,5% от объема потребления электроэнергии.

Реформа отрасли

С 1947 года электроэнергетическая отрасль Великобритании была полностью национализирована. Специальный регулирующий орган – Центральное электроэнергетическое управление (Central Electricity Generating Board – CEGB) контролировал производство, передачу, диспетчеризацию и сбыт электрической энергии.

В 1983 году принят Закон об энергетике, в соответствии с которым были устранены барьеры для участия на рынке частных генерирующих компаний, открыт свободный доступ к национальным электрическим сетям независимых производителей электроэнергии.

В 1988 году опубликована Белая книга по приватизации электроэнергетики (White Paper Privatising Electricity), которая предусматривала разделение субъектов электроэнергетики на отдельные компании по видам деятельности, ликвидацию вертикальной интеграции, либерализацию генерации, либерализацию региональной структуры распределения электроэнергии и розничного энергоснабжения.

В 1989 году принята новая редакция Закона об электроэнергетике, в соответствие с которой Центральное электроэнергетическое управление разделено на четыре компании, три из которых (National Power, Powergen, Nuclear Electric) стали независимыми генерирующими компаниями и перешли в частную собственность. Деятельность по управлению сетью была передана от CEGB Национальной сетевой компании (National Grid Company plc). 12 региональных электроэнергетических управлений были преобразованы в 12 региональных электроэнергетических компаний, ответственных за распределение и сбыт электроэнергии.

Законом об энергетике 2013 года инициирована реформа электроэнергетического рынка, в рамках которой был создан рынок мощности, введены контракты на разницу (contracts for difference, CfD – долгосрочный договор, предусматривающий защиту генераторов, работающих на ВИЭ, от резких колебаний цен в пуле), дополнительные ограничения на выбросы вредных газов и налог на уголь.

Принципы организации рынка мощности установлены Законом об энергетике (Energy Act) в редакции 2013 года, постановлением Правительства об электрической мощности 2014 года (The Electricity Capacity Regulations) и Правилами рынка мощности (The Capacity Market Rules).

Рынки электроэнергии

В Великобритании действуют оптовый и розничный рынки электроэнергии. Основными участниками рынков являются системный оператор, сетевые компании, генерирующие и/или сбытовые компании.

Системный оператор - National Grid Electricity Transmission plc (NGET) осуществляет оперативно-диспетчерское управление, балансирование системы, передачу электроэнергии по магистральным сетям Национальной системы передачи электроэнергии (National electricity transmission system, NETS). С апреля 2019 года функции системного и сетевого оператора будут окончательно разделены с созданием нового юридического лица в группе компаний National Grid - National Grid Electricity System Operator (NGESO).

Сетевые компании и собственники сетей - NGET (Англия, Уэльс), Scottish Power Transmission Ltd (Юг Шотландии), Scottish Hydro Electric Transmission plc (север Шотландии и острова). Для присоединения к магистральной сети собственник генерирующего оборудования мощностью более 100 МВт подает заявку и заключает договор с одной из трех сетевых компаний, присоединяясь к соблюдению сетевого кодекса, кодекса эксплуатации сети (Connection and Use of System Code) и стандартов безопасности им качества поставок (Security and Quality of Supply Standards).

Распределение электроэнергии в определенных географических регионах осуществляют 14 компаний – операторов распределительных сетей (Distribution Network Operators), в их ведении функционируют независимые операторы распределительных сетей (Independent Distribution Network Operators), отвечающие за меньшие участки.

Оптовая торговля электроэнергией осуществляется, в основном, через двусторонние контракты, которые зачастую привязаны к цене спотового рынка, а также через энергетические биржи, действующие на территории Великобритании – EPEX и Nordpool.

Цены на электроэнергию для розничной торговли устанавливаются непосредственно сбытовыми компаниями.

Германия

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: Закон об энергетике 2005 года (EnWG)), Закон о развитии возобновляемых источников энергии 2000 года (EEG), Закон о рынке электроэнергии 2016 года (StrommarktG).

Профильное ведомство: Федеральное министерство экономики и энергетики (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, BMWi) определяет общую политику с области энергетики.

Независимый регулятор: Федеральное сетевое агентство (Bundesnetzagentur) осуществляет контроль, в том числе, за функционированием рынков электроэнергии. Агентство определяет тариф на передачу и распределение электроэнергии и газа, осуществляет контроль за обеспечением недискриминационного доступа к сетям, упрощение процесса смены сбытовых компаний. Является членом европейского Агентства по взаимодействию регуляторов энергетики (ACER).

Структура отрасли

Общая установленная генерирующая мощность в Германии в 2017 году достигла 203 ГВт.

В Германии планируется постепенный вывод из эксплуатации АЭС и угольных ТЭС. В 2010 году в стране действовало 17 ядерных реакторов, производивших ¼ электроэнергии страны. В 2017 году осталось 8 реакторов общей мощностью 10 ГВт. С 2016 по 2019 год 13% действующих угольных ТЭС переводятся в резерв, а затем будут выведены из эксплуатации.

По объему общей установленной мощности станций, работающих на ВИЭ (исключая гидроэлектростанции), Германия занимает третье место в мире после Китая и США – 105 ГВт. В соответствии с новой редакцией EEG доля ВИЭ в производстве электроэнергии составит 80% к 2050 году.

Структура установленной генерирующей мощности в 2017 году

Объем производства электроэнергии в Германии в 2017 году составил 550 ТВт∙ч. В 2017 году объем экспорта составил 97ТВт∙ч (основные контрагенты – Голландия, Швейцария и Австрия), объем импорта – 37 ТВт∙ч.

Производство электроэнергии в 2017 году

Реформа отрасли

До 1998 года в Германии в сфере электроэнергетики существовали вертикально-интегрированные энергокомпании, за которыми признавался статус монополии при энергообеспечении определенного региона.

В 1998 году принята новая редакция Закона об энергетике, которая имплементировала нормы первой европейской директивы 1996 года об общих правилах внутреннего рынка электроэнергии с требованием обеспечения независимости деятельности сетевых операторов. Начался процесс юридического выделения четырех сетевых операторов из состава крупнейших в стране энергокомпаний - RWE, E.ON, EnBW, Vattenfall. В результате, были созданы Ampiron, TransnetBW, 50Hertz, TenneT, которые в 2009 году были сертифицированы в качестве независимых сетевых операторов (independent transmission operators).

В июле 2016 года запущена реформа по переходу Германии к «новой» энергетике (Energiewende). Принят закон о рынке электроэнергии (StrommarktG) (определение свободного ценообразования, введение резерва мощностей на базе угольных ТЭС), закон о цифровизации перехода к «новой» энергетике (Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende) (обязанность крупных и средних потребителями электроэнергии по установке «умных» приборов учета), а также приняты изменения в закон о ВИЭ (введение аукционов на строительство крупных и средних станций на ВИЭ).

Рынки электроэнергии

Производство электроэнергии осуществляется крупными энергокомпаниями (RWE, E.ON, EnBW, Vattenfall) и сотнями муниципальных энергокомпаний. Законом об энергетике не устанавливается никаких требований по получению специальных разрешений на строительство станций. Станциям, работающим на ВИЭ, предоставляется преимущественное право подключения к сети. Порядок подключения к сети и требования к подключаемому оборудованию определены приказом Федерального сетевого агентства (KraftNAV).

Системные операторы - Ampiron, TransnetBW, 50Hertz, TenneT осуществляют передачу электроэнергии по магистральным ЛЭП и оперативно-диспетчерское управление в четырех зонах диспетчерского управления.

Распределение электроэнергии осуществляется более 880 местными операторами распределительных сетей. Их деятельность в соответствии с нормами европейского законодательства совместима с производством и сбытом.

На каждую зону диспетчерского управления приходится в среднем по 115 сбытовых компаний, работающих на розничном рынке электроэнергии. Сбытовые компании, поставляющие электроэнергию населению, обязаны публиковать цены в открытых источниках.

В Германии не существует тарифного или иного регулирования цен на электроэнергию, реализуемую на оптовом рынке. Цены формируются в соответствии с принятым на бирже механизмом. Оптовая торговля электроэнергией осуществляется через энергетические биржи: EPEX Spot SE и Nord Pool (спотовые рынки), EEX (торговля фьючерсными контрактами на электроэнергию). Германия и Австрия образуют единую торговую зону, однако в настоящее время ENSTO-E обсуждаются возможные варианты изменения расчетных зон, в том числе их разделения.

Европейский союз

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты:

Директива Европейского Парламента и Совета № 2009/28/EC от 23.04.2009 о развитии использования энергии из возобновляемых источников

Директива Европейского Парламента и Совета № 2009/72/EC от 13.07.2009 об общих правилах внутреннего рынка электроэнергии

Регламент Европейского Парламента и Совета № 714/2009 от 13.07.2009 об условиях доступа к электрическим сетям при трансграничной торговле электроэнергией

Регламент Европейского Парламента и Совета № 1227/2011 от 25.10.2011 о целостности и прозрачности функционирования оптового энергетического рынка

Директива Европейского Парламента и Совета № 2012/27/EU от 25.10.2012 об энергоэффективности

Регламент Европейского Парламента и Совета № 347/2013 от 17.04.2013 о руководящих принципах для транс-Европейской энергетической инфраструктуры

Директива Европейского Парламента и Совета № 2016/1148 от 06.07.2016 по повышению общего уровня безопасности сетевых и информационных систем в ЕС.

В ноябре 2016 года Еврокомиссия представила пакет документов «Чистая энергетика для всех европейцев» (Clean Energy for All Europeans), так называемый Зимний пакет (Winter package), предусматривающий дальнейшие меры по переходу ЕС к «чистой» энергетике, со значительной переработкой существующего законодательства во исполнение поставленной задачи по снижению выбросов CO2 до 40% к 2030 году. В настоящее время пакет находится на согласовании в соответствии с существующей законодательной процедурой. В пакет входят новые редакции Директивы об общих правилах внутреннего рынка электроэнергии и Регламента внутреннего рынка электроэнергии, Директивы по возобновляемой энергетике, Директивы по энергоэффективности. 13.11.2018 Директива по возобновляемой энергетике и Директива по энергоэффективности одобрены Европейским Парламентом.

Профильное министерство: Генеральный Директорат по энергетике (Directorate-General for Energy) отвечает за разработку и имплементацию европейской энергетической политики, в том числе и в области электроэнергетики. Директорат по энергетике консультирует вице-председателя Европейской комиссии по делам энергетического совета и комиссара по энергетике.

Независимый регулятор: Агентство по взаимодействию регуляторов энергетики (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER) создано в соответствии с Регламентом ЕС № 713/2009 от 13.07.2009 вместо существовавшей с 2003 года Группы европейских регуляторов электроэнергии и газа при Еврокомиссии (European Regulators Group for Electricity and Gas, ERGEG). Агентство представляет собой центральный орган для разработки нормативных документов регулирования рынка электроэнергии, участвует в разработке системного кодекса ENTSO-E и контролирует его применение, контролирует соблюдение Регламента по добросовестности участников рынков и раскрытию информации (REMIT), определяет границы расчетных зон в целях распределения пропускной способности (Capacity Calculation Regions), выпускает ежегодный мониторинг европейского рынка (Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity Markets).

Структура отрасли

Общая установленная генерирующая мощность в 28 странах – членах ЕС постоянно растет. По официальным данным Евростата в 2016 году достигла 989 ГВт, на 32% больше чем в 2000 году. С 2008 года большая часть новых генерирующих мощностей приходилась на ветряные, солнечные и гидроэлектростанции (86% в 2016 году).

В ЕС так же наблюдается постепенный вывод из эксплуатации традиционных ТЭС. В 2010 – 2016 годах установленная мощность строящихся и завершенных проектов угольных ТЭС в ЕС составила 25 ГВт, выведенных из эксплуатации – 92 ГВт, что обусловлено ужесточением экологических требований и снижением их рентабельности. В 2016 году в ЕС введено в эксплуатацию примерно 3 358 МВт новых мощностей на ископаемом топливе (в том числе 3 115 МВт на природном газе и 243 МВт на угле), в то же время было выведено из эксплуатации около 12 449 МВт (включая 7 267 МВт на угле, 2 256 МВт на природном газе и 2 197 МВт на мазуте).

Структура установленной генерирующей мощности в 2017 году

Общий объем производства электроэнергии в 2017 году составил 3075 ТВт⋅ч.

Производство электроэнергии в 2017 году

Реформа отрасли

В 1996 году принята первая директива об общих правилах внутреннего рынка электроэнергии 96/92/ЕС, которая предусматривала полную либерализацию рынков электроэнергии всех стран Евросоюза к 2003 году и предписывала предоставление недискриминационного доступа к электрическим сетям, осуществление услуг по передаче электроэнергии независимо от других видов деятельности, назначение отдельного оператора для каждой передающей и распределительной системы, который будет уполномочен осуществлять эксплуатацию, техническое обслуживание, и развитие сетей. Положения Директивы были реализованы лишь частично из-за отсутствия единого мнения по вопросу полномочий ЕС и слабости соответствующей законодательной базы.

В 2003 году принята вторая директива 2003/54/ЕС с обязательством стран – членов ЕС по дерегулированию и либерализации электроэнергетики, а также с планом объединения локальных рынков электроэнергии в единый внутренний рынок ЕС. План реформы предусматривал: либерализацию национальных рынков электроэнергии (2005-2007), развитие региональных рынков (2005-2009), координацию между рынками (2005-2010), интеграцию на европейском уровне (2007-2012).

Основные сложности, с которыми столкнулась реформа, была нехватка и неоптимальное размещение сетевой инфраструктуры, национальный (а не транснациональный) характер генерации, асимметрия информации о фактических показателях энергосистем, отсутствие прозрачности при торговле электроэнергией.

В 2009 году в рамках третьего энергетического пакета принята третья директива 2009/72/EC, которой повторно предусмотрен комплекс мер по структурному реформированию вертикально интегрированных предприятий (ВИП), направленный на отделение естественно‑монопольных (передача) от конкурентных видов деятельности (производство, продажа). На выбор государств-членов ЕС предложены следующие модели разъединения: (1) имущественно-правовое (ownership unbundling), (2) независимый системный оператор (independent system operator) и (3) независимый оператор магистральных сетей (independent transmission operator).

Несмотря на проведенную либерализацию, во многих странах сохраняется доля регулируемых поставок электроэнергии. В большей степени это касается Болгарии, Эстонии, Литвы, Латвии, Венгрии, Польши, Румынии, Словакии, однако регулируемые тарифы для населения сохраняются и в некоторых странах с развитыми рынками, таких как Франция и Италия.

Рынки электроэнергии

Системные и сетевые операторы – Европейская ассоциация системных операторов передачи электроэнергии (European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSO-E), членами которой являются 43 системных оператора из 36 европейских стран. В рамках ENTSO-E системные операторы участвуют в разработке и обсуждении 10-летнего плана развития сетевой инфраструктуры ЕС (TYNDP), сетевого кодекса и других отраслевых нормативных актов, подготовке два раза в год обзора функционирования энергосистемы и достаточности мощности.

Распределение электроэнергии, в соответствии с требованием о разделении конкурентных и монопольных видов деятельности в электроэнергетике, должно осуществляться независимо от сбыта. Под это требование не подпадают компании, обслуживающие менее 100 000 потребителей или работающие в изолированных системах. В ЕС только 189 из 2 400 существующих распределительных сетевых компаний разделили виды деятельности. Регулирование деятельности распределительных и сбытовых компаний различается в странах-членах ЕС.

Оптовая торговля В ходе процесса формирования единого европейского рынка происходило формирование электроэнергетических бирж, их слияние и поглощение.

На территории ЕС действует 9 основных бирж электроэнергии: Nord Pool, EEX, IPEX, Powernext, APX NL, APX UK, Belpex, Endex, GME и Omel, однако в последние годы отмечается тенденция к слиянию бирж и расширению охватываемой ими территории. На всех биржах торговля осуществляется в режиме «на сутки вперед», на некоторых из них также существуют внутридневные, балансирующие рынки и рынки производных финансовых инструментов.

Механизмы оплаты мощности в том или ином виде существуют в 12 государствах-членах ЕС, в том числе в Великобритании (рынок мощности с 2014 года), во Франции (сертификаты гарантирования мощности с 2015 года), в Болгарии (тендеры с 2013 года). Любые схемы оплаты мощности рассматриваются Еврокомиссией в рамках утверждения мер поддержки развития энергетики (EU State Aid Rules). В феврале 2018 года Европейская комиссия одобрила временные стратегические резервы в Германии и Бельгии, рынки мощности в Италии и в Польше, схемы компенсации управления спросом во Франции и Греции. Все дополнительные меры являются временными до принятия новых Правил единого рынка ЕС.

Индия

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: закон «Об электроэнергетике» 2003 года (Electricity Act), закон «О ядерной энергетике» 1962 года (Atomic Energy Act), программа правительства «Национальная политика в сфере электроэнергетики» 2005 года (National Electricity Policy) и программа правительства «Тарифное регулирование» 2016 года (Tariff Policy).

Профильное министерство: Министерство энергетики (Ministry of Power) отвечает за формирование энергетической политики и развитие электроэнергетики. В ведении Министерства энергетики находятся шесть государственных компаний, в том числе Центральное управление электроэнергетики и Бюро энергоэффективности. Реализация внутренней энергетической политики на уровне штатов находится в компетенции правительств 28 штатов. Министерство новой и возобновляемой энергетики (Ministry of New and Renewable Energy), основанное в 1992 году как Министерство нетрадиционных источников энергии, отвечает за развитие ВИЭ.

Независимый регулятор:

Центральная комиссия по регулированию электроэнергетики (Central Electricity Regulatory Commission, CERC) устанавливает тарифы на производство электроэнергии генерирующими компаниями, принадлежащими государству, на передачу электроэнергии по магистральным сетям, регулирует торговлю электроэнергией между штатами, утверждает сетевой кодекс. На региональном уровне деятельность энергокомпаний контролируется комиссиями штатов по регулированию электроэнергетики (State Electricity Regulatory Commission, SERC).

Структура отрасли

Общая установленная генерирующая мощность Индии в 2017 году достигла 346 ГВт. Более половины генерирующих мощностей приходится на угольные ТЭС. В Индии также работает 8 АЭС с 22 реакторами мощностью 6,2 ГВт каждый. Планируется увеличить объем ядерной энергетики до 14,6 ГВт к 2024 году, до 63 ГВт – к 2032 году. По состоянию на 25 июля 2018 года 9 новых атомных реакторов находились в стадии строительства, еще 12 прошли предварительные административные процедуры. Единственная организация в Индии, эксплуатирующая АЭС, государственная компания Nuclear Power Corporation of India.

В соответствии с планами Правительства Индии установленная генерирующая мощность возобновляемой энергетики достигнет 175 ГВт к 2022 году (100 ГВт – СЭС, 60 ГВт – ВЭС, 10 ГВт – биоэнергетика, 5 ГВт – малые ГЭС). Министерство новой и возобновляемой энергетики Индии в марте 2017 года опубликовало программу строительства солнечных парков и сверхмощных солнечных проектов (Development of Solar Parks and Ultra Mega Solar Projects), в рамках ее реализации планируется построить как минимум 50 СЭС мощностью по 500 МВт каждая.

Структура установленной генерирующей мощности (октябрь 2018 года)

Общий объем производства электроэнергии в 2017/2018 финансовом году составил 1300 ТВт⋅ч. Индия является третьей электроэнергетикой после Китая и США по объему выработки и потребления электроэнергии.

Производство электроэнергии в 2017-2018 году

Реформа отрасли

На протяжении последних десятилетий Правительством Индии взят курс на либерализацию и приняты меры для стимулирования частных инвестиций в электроэнергетику при сохранении государственного регулирования отрасли.

2003 год — в соответствии с законом «Об электроэнергетике» отрасль была реструктурирована, энергокомпании были разделены по видам деятельности (производство, передача, распределение), отменено лицензирование деятельности генерирующих компаний, к конкурсам по электроэнергетическим проектам допущены зарубежные компании, введен раздельный учет по видам деятельности (генерации и передаче электроэнергии), введен недискриминационный доступ к услугам по передаче.

2008 год — приняты Правила открытого доступа, узаконившие отделение права собственности на системы электропередачи от функций по управлению режимами энергосистемы. Запущены торги на первой электроэнергетической бирже.

2010 год — приняты Правила функционирования рынков электроэнергии, ориентированные на развитие электроэнергетики Индии в условиях конкуренции на рынках электроэнергии, улучшение энергоснабжения и защиту интересов потребителей и продвижение конкуренции.

2014 год — Правительство Индии инициировало новый этап реформирования для повышения энергоэффективности генерирующих компаний (повышение эффективности использования топлива), диверсификации структуры потребления ресурсов с повышением доли газовых ТЭС, АЭС и ВИЭ для постепенного снижения импорта энергоресурсов к 2022 году, модернизации сетевой инфраструктуры и снижения потерь в сетях, реформирование убыточного сектора распределительных и сбытовых компаний.

Рынки электроэнергии

Производство электроэнергии может осуществляться любыми компаниями, за исключением строительства и эксплуатации АЭС, которые остаются под государственной монополией. Производство электроэнергии в большинстве случаев осуществляется по долгосрочным соглашениям о приобретении электроэнергии (Power Purchase Agreement, PPA). Доля электроэнергии, торгуемой на сроки менее года, остается незначительной (около 10%).

Условия долгосрочных договоров определяются в двустороннем порядке на основании установленных комиссиями штатов тарифов или на основании конкурентных торгов. В соответствии с принципами проведения торгов в Индии допускаются две модели заключаемых PPA: DBFOT (design, build, finance, operate, transfer) или DBFOO (design, build, finance, own, operate).

Модель DBFOT – концессионные соглашения, в соответствии с которыми концессионер, построивший электростанцию, может извлекать из предприятия доход на определенных концессионным соглашением условиях, в то время как электростанция является собственностью коммунального предприятия. В модели PPA используются три параметра: срок концессии (обычно порядка 30 лет, может быть продлен по соглашению сторон), фиксированная оплата (Fixed Charge), плата за топливо (Fuel Charge). Модель DBFOO (design, build, finance, own, operate) предполагает отход от концессионной модели в пользу строительства электростанций, остающихся в собственности владельца.

Сетевой оператор — государственная электросетевая корпорация Power Grid Corporation of India (PGCI) является собственником сетевой инфраструктуры и оказывает услуги по присоединению к сети.

Системный оператор Power System Operation Corporation (POSOCO) с начала 2017 года отделен от сетевого оператора. Он осуществляет передачу электроэнергии и оперативно-диспетчерское управление национальной энергосистемой через Национальный центр управления нагрузкой (National Load Despatch Centre) и региональные центры управления нагрузкой в соответствии с положениями сетевого кодекса 2010 года (Grid Code).

Распределение и сбыт осуществляются одними и теми же компаниями, поскольку для этого требуется одна лицензия.

Организация торговли электроэнергией так же лицензируемый вид деятельности, разрешения выдаются Центральной комиссией для торговли на национальном уровне, и комиссиями штатов – для организации торговли внутри штата.

Канада

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: Конституционный акт 1867 года о разделении полномочий в сфере регулирования энергетики между федеральным правительством и провинциями, федеральный закон о проверках в сфере электроэнергетики и газа 1985 года (Electricity and Gas Inspection Act), подзаконные акты Национального совета по энергетике. Электроэнергетика регулируется преимущественно законодательством провинций, с существенными различиями друг от друга.

Профильные ведомства: Национальный совет по энергетике (National Energy Board), Министерство природных ресурсов (Natural Resources Canada) и Министерство окружающей среды (Environment and Climate Change Canada). К компетенции Национального совета по энергетике относится регулирование торговли энергией между провинциями и импорт/экспорт электроэнергии.

Структура электроэнергетики

Территория Канады административно разделена на два пояса: северный, включающий три территории (Юкон, Северные территории, Нунавут) и южный пояс, включающий десять провинций. В силу климатических условий экономика и население территорий незначительны, а доля выработки электроэнергии составляет порядка 0,2% от общего объема выработки в стране. Большая часть генерирующих мощностей и 80% выработки приходится на четыре провинции (Британская Колумбия – 11,3%, Альберта – 12,6%, Онтарио – 24,2%, Квебек – 31,9%).

Общая установленная генерирующая мощность Канады в 2016 году достигла 143 ГВт, более половины генерации исторически составляет гидроэнергетика. К 2050 году Канада наметила вывод из эксплуатации всей угольной генерации, в этой связи увеличивается доля газовых ТЭС, а вся новая угольная генерация должна соответствовать нормам выброса парниковых газов, сопоставимыми с выбросами газовых станций нового поколения, на таких станциях должно быть установлено оборудование по улавливанию и хранению CO2.

Установленная мощность четырех канадских АЭС составляет 13500 МВт. Три из четырех АЭС располагаются в Онтарио (18 из 19 реакторов).

Структура установленной генерирующей мощности в 2017 году

Объем производства электроэнергии в 2017 году составил 650 ТВт∙ч.

Канада является крупным экспортером электроэнергии. Экспорт электроэнергии в США в 2017 году составил 71.1 ТВт∙ч.

Реформа отрасли

В 1990-е годы началась реорганизация электроэнергетической отрасли в Канаде, в том числе для участия в североамериканском оптовом рынке электроэнергии. Для большинства провинций изменение структуры отрасли ограничилось выделением из государственных вертикально-интегрированных компаний отдельной сетевой компании для обеспечения недискриминационного доступа к сетям. Лишь в двух провинциях (Альберте и Онтарио) рынки электроэнергии были либерализованы, в Альберте – полностью, в Онтарио действует гибридная модель.Альберта была первой, осуществившей полную либерализацию рынка электроэнергии. Пул для торговли электроэнергией между тремя существовавшими вертикально-интегрированными компаниями был запущен в 1996 году после принятия закона об электроэнергетике. В 2000 году был проведен аукцион на договоры по приобретению энергии (Power Purchase Arrangements), которые сохраняли за действовавшими энергокомпания право собственности и управления станциями, но часть произведенной энергии отдавали на реализацию новым участникам рынка. В настоящее время независимые энергокомпании осуществляют производство, передачу и распределение электроэнергии. Системный оператор Альберты (Alberta Electric System Operator, AESO) осуществляет оперативно-диспетчерское управление системой и организацию торгов. С 2021 года планируется запуск рынка мощности и постепенный вывод из эксплуатации угольных станций, на которых вырабатывается 39% электроэнергии провинции.

Рынки электроэнергии

В Канаде не существует единого координационного центра, отвечающего за сбалансированное развитие электроэнергетики. Организационная структура рынка электроэнергии зависит от провинций. Только в провинции Альберта организован конкурентный рынок электроэнергии, в провинции Онтарио – гибридная модель (оптовый рынок электроэнергии является конкурентным, в то время как на розничном рынке основной объем электроэнергии реализуется в рамках двусторонних контрактов), в остальных провинциях сохранились рынки несовершенной конкуренции, в то же время происходят структурные изменения для создания конкурентных условий.

Во всех провинциях, кроме Альберта и Онтарио, осуществляется государственное регулирование цен оптового рынка электроэнергии. В большинстве провинций производство, передачу и сбыт электроэнергии осуществляют вертикально-интегрированные компании, находящиеся в государственной собственности, при этом в большинстве случаев они разделены по видам деятельности.

Хотя энергетическая система Канады имеет тесные связи с энергосистемой США, розничные рынки электроэнергии между странами не объединены. Планирование развития распределительных сетей осуществляется на уровне провинций, межгосударственных линий – на уровне федерального правительства.

Цены на электроэнергию устанавливаются на основе экономически обоснованных расходов («затраты плюс»). Дифференциация цен на электроэнергию между провинциями объясняется, прежде всего, типом генерирующего оборудования и формой организации рынка электроэнергии. Так как власти провинции обладают большими полномочиями, чем федеральные власти в отношении регулирования рынков электроэнергии, это приводит к дифференциации цен, обусловленной затратами, связанными с типом организации рынка электроэнергии, и различиями в налоговых ставках между провинциями. В целом цены на электроэнергию в Канаде одни из самых низких в мире благодаря высокой доле выработки электроэнергии на ГЭС.

Китай

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: закон «Об электроэнергетике» от 24.04.2015, постановление о регулировании электроэнергетики 2005 года, закон «Об энергосбережении» 2008 года, закон «О возобновляемой энергетике» 2010 года, а также пятилетние планы развития КНР, утверждаемые Государственным Советом.

Профильное министерство: Государственное энергетическое управление КНР (National Energy Administration, NEA), подведомственное Государственной комиссии КНР по развитию и реформам (National Development and Reform Commission, NDRC), осуществляет общее управление и разработку нормативных правовых актов в области регулирования электроэнергетики, в том числе, для реализации пятилетних планов. В марте 2018 года создано Министерство окружающей среды (Ministry of Ecological Environment, MEE) для координации вопросов экологических налогов и системы торговли квот на выбросы.

Структура электроэнергетики

Общая генерирующая мощность энергосистемы Китая в 2017 году достигла 1 777 ГВт, что на 7,6% больше, чем в 2016 году (1 652 ГВт).

В целях снижения доли угольных ТЭС в Китае активно развивается ядерная и возобновляемая энергетика. По состоянию на сентябрь 2018 года в Китае действует 44 ядерных реактора мощностью 40,6 ГВт и около 13 блоков мощностью 14 ГВт строится. К 2020 году установленная мощность АЭС должна увеличится до 58 ГВт, и до 150 ГВт – к 2030 году.

В последние годы Китай остается бессменным лидером в области развития возобновляемой энергетики по объему установленной генерирующей мощности ГЭС (341 ГВт), ВЭС (164 ГВт) и СЭС (130 ГВт). Солнечная энергетика обогнала цель, обозначенную в пятилетнем плане на 2020 год (110 ГВт). В 2017 году в Китае введено в эксплуатацию рекордные 53 ГВт фотоэлектрических станций. В июне 2018 года в Китае было принято решение о прекращении выдачи субсидий на строительство новых СЭС, поэтапном снижении «зеленых» тарифов и поощрении проектов, которые не требуют государственного субсидирования.

Структура установленной генерирующей мощности в 2017 году

Китай с 2011 является лидером по объему производства электроэнергии в мире. Общий объем производства электроэнергии в 2017 году вырос на 6,5% по сравнению с предыдущим годом и составил 6 418 ТВт⋅ч.

Производство электроэнергии в 2017 году

Реформа отрасли

1997 год – создана Государственная энергетическая корпорация (State Power Corporation, SPC) для отделения коммерческой деятельности от сферы административного регулирования.

В 2002 году в Китае запущена реформа электроэнергетики, основано Государственное энергетическое управление, произведена реорганизация Государственной энергетической корпорации с разделением на семь генерирующих компаний и две сетевых (State Grid Corporation of China, China Southern Power Grid), которые в настоящее время производят более 50% электроэнергии и владеют всей сетевой инфраструктурой.

В 2004 году запущены пилотные проекты рынков электроэнергии на западе и северо-западе Китая.

В 2015 году принят документ № 9 Государственного совета о дальнейшем усилении институциональной реформы электроэнергетической отрасли и шесть документов, реализующих положения документа № 9 по вопросам ценообразования на оптовом рынке электроэнергии, торговли электроэнергией, схемы распределения нагрузки, распределения электроэнергии, либерализации розничного рынка, управления угольными ТЭС для собственных нужд.

Во исполнение положений общего характера, закрепленных в указанных документах, более двадцати провинций приступили к разработке проектов оптовых рынков с возможностью заключения среднесрочных и долгосрочных двусторонних договоров. В соответствии с планами китайского правительства запуск пилотного регионального спотового рынка в провинции Чжэцзян может быть реализован к 2019 году.

Рынки электроэнергии

Рынки электроэнергии в Китае находятся на стадии становления. Действующая модель рынка представляет собой рынок с единым покупателем (сетевой компанией). Конкурентная борьба ведется исключительно между производителями электроэнергии. Тарифы для различных категорий потребителей на оптовом рынке ежегодно устанавливаются Государственной комиссией КНР по развитию и реформам.

Сетевые компании – оперативно-диспетчерское управление, передача, распределение и сбыт электроэнергии осуществляется двумя сетевыми компаниями (State Grid Corporation of China, China Southern Power Grid) в шести региональных зонах, пять из которых обслуживает компания State Grid, одну зону на юге – China Southern Power Grid. Межрегиональная торговля электроэнергией не осуществляется.

Распределение нагрузки осуществляется ежегодно сетевыми компаниями вне зависимости от эффективности станций, на основании целевых часов выработки блока (+/- 1.5%) с приоритетной загрузкой АЭС и ВИЭ. На практике, ТЭС, которые не успевают отработать целевые часы, загружаются в первую очередь.

Республика Корея

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: закон об электроэнергетической отрасли 1990 года (The Electricity Business Act), закон о развитии, использовании и распространении новой и возобновляемой энергетики 2004 года (Act on the Promotion of the Development, Use and Diffusion of New and Renewable Energy) и принимаемые во исполнение законов акты правительства и президента.

Профильное ведомство: Министерство торговли, промышленности и энергетики (Ministry of Trade, Industry and Energy, MOTIE) утверждает стандарты и правила, относящиеся к предпринимательской деятельности в электроэнергетике, лицензирование энергокомпаний и согласование новых проектов энергостанций мощностью более 3 МВт, урегулирование споров, утверждение тарифа на передачу и регулируемых цен на электроэнергию. Министерство так же разрабатывает долгосрочный план развития отрасли - Базовый план производства и потребления электроэнергии (Basic Plan for Electricity Supply and Demand). План содержит прогноз потребления электроэнергии и необходимости в генерирующих мощностях на пятнадцать лет. Кроме того, в 2011 году при правительстве создан независимый регулирующий орган - Комиссия по ядерной безопасности и надежности (Nuclear Safety and Security Commission, NSSC), в том числе, для контроля за соблюдением норм при строительстве и эксплуатации АЭС.

Структура отрасли

Общая установленная мощность энергосистемы Республики Корея составляет 118 ГВт.

В соответствии с Базовым планом на 2017-2031 годы от 29.12.2017 в Корее планируется приостановка строительства АЭС, снижение доли угольных ТЭС, увеличение доли ВИЭ (до 20% к 2030 году) и газовых ТЭС в выработке электроэнергии.

Южная Корея импортирует 98% используемого ископаемого топлива, в этой связи большое внимание уделяется повышению эффективности работы ТЭС, например, с использованием энергоблоков с супер-сверхкритическими параметрами пара или переводе ТЭС на биотопливо. С 2011 года в Корее работает одна из двух существующих в мире приливных станций – Sihwa, мощностью 254 МВт. Кроме того, постепенно увеличивается установленная мощность станций, работающих на ВИЭ, с 2438 МВт в 2008 году до 10861 МВт в 2017.

Структура установленной генерирующей мощности в 2017 году

Общий объем производства электроэнергии в 2017 году составил 553 ТВт∙ч.

Реформа отрасли

До начала реформы электроэнергетики функции производства, передачи, распределения и поставки электроэнергии монопольно выполняла государственная компания KEPCO.

В ходе реформы функция производства электроэнергии была отделена от KEPCO. На базе генерирующих активов KEPCO были созданы 6 дочерних генерирующих компаний: KHNP, KOSEP, KOMIPO, WP, KOSPO и KEWP. Кроме того, право на участие в торговле на рынке электроэнергии получили независимые производители электроэнергии, однако компания KEPCO сохранила монополию на покупку электроэнергии на рынке.

Базовый план реформирования электроэнергетики Южной Кореи был утвержден в 1998 году и предусматривал поэтапный переход к конкурентному рынку к 2009 году. В 2000 году была создана Корейская электроэнергетическая биржа (Korea Power Exchange, KPX), основной задачей которой является управление электроэнергетическим пулом.

Несмотря на первоначальные планы, переход ко второму этапу реформы электроэнергетики так и не состоялся.

Рынки электроэнергии

Рынок электроэнергии Южной Кореи по сути представляет собой пул с единым покупателем. Функции коммерческого оператора выполняет электроэнергетическая биржа KPX.

Корпорация KEPCO (Korea Electric Power Corporation) контролирует все сегменты рынка электроэнергии и производит 82% электрической энергии в Южной Корее.

KEPCO – вертикально-интегрированная компания, которая занимается продажей, передачей и распределением электроэнергией. Доля участия государства – 57% (Корейская финансовая корпорация – 32.9%, Правительство Республики Корея – 18.2%, Национальная пенсионная служба – 6.16%).

Производство электроэнергии осуществляют шесть дочерних генерирующих компаний, которые формально отделены от KEPCO, но так и не были приватизированы: Korea South East Power Co., Ltd. (KOSEP), Korea Midland Power Co., Ltd. (KOMIPO), Korea Western Power Co., Ltd (WP), Korea Southern Power Co., Ltd (KOSPO) и Korea East-West Power Co., Ltd. (EWP). Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP).

Лишь ¼ генерирующих мощностей находятся в собственности семнадцати частных компаний. Строительство новых генерирующих мощностей независимыми компаниями ограничивается обязательным разрешением Министерства.

США

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: Федеральный закон об энергетике 1935 года (Federal Power Act), Закон об энергетической политике 1992 года (Energy Policy Act 1992), Закон об энергетической политике 2005 года (Energy Policy Act 2005).

Профильное ведомство: Министерство энергетики США (Department of Energy) разрабатывает общую энергетическую политику, осуществляет надзор в области электроэнергетики и отвечает за поддержание надежности энергосистем, их экономической устойчивости, и обеспечение экологической безопасности. Министерство финансирует 17 научных исследовательских центров - национальных лабораторий.

Независимый регулятор: Федеральная комиссия по регулированию энергетики (Federal Energy Regulatory Commission, FERC) осуществляет контроль за соблюдением норм в области энергетики, нормативное регулирование торговли электроэнергией между штатами и услуг по передаче электроэнергии, регулирование цен на оптовых рынках электроэнергии, обеспечение недискриминационного доступа к услугам по передаче электроэнергии, установление обязательных требований надежности функционирования сети, обеспечение раскрытия информации на рынках электроэнергии и др.

Регулирование электроэнергетики на уровне штатов: комиссии по коммунальному обслуживанию, официальное название и набор полномочий которых различны. В сферу компетенции региональных властей входит, как правило, регулирование розничной торговли в пределах штата и распределение электроэнергии, вопросы организации и деятельности в пределах штата коммунальных энергокомпаний.

Североамериканская корпорация по надежности (North American Electric Reliability Corporation, NERC) представляет собой саморегулируемую некоммерческую организацию, в которую входят представители всех сфер отрасли: энергокомпаний, государственных органов, потребителей. К основным функциям NERC относится разработка, согласование и контроль за соблюдением стандартов надежности функционирования энергосистемы, мониторинг и анализ проблем, связанных с надежностью. Стандарты надежности являются обязательными для субъектов отрасли, за их нарушение FERC может наложить штраф размером до 1 млн. долл. США в день.

Структура отрасли

Общая установленная генерирующая мощность в США в 2017 году составила 1100 ГВт. С 2011 по 2016 год в США было выведено из эксплуатации более 61 ГВт угольной генерации в том числе в связи с ужесточением норм по защите окружающей среды. К 2030 году прогнозируется сокращение угольной энергетики еще на 65 ГВт с увеличением доли газовых ТЭС и станций, работающих на ВИЭ. США занимает лидирующие позиции в мире по установленной мощности возобновляемой энергетики (второе место после Китая): первое место по биоэнергетике (14 ГВт), второе место по ветряной энергетике (87 ГВт), четвертое место по гидроэнергетике (102 ГВт) и солнечной энергетике (42 ГВт). В 2017 году в США введено в эксплуатацию энергетических установок общей мощностью 28,5 ГВт, почти половина из них работает на ВИЭ.

Структура установленной генерирующей мощности в 2017 году

Объем производства электроэнергии в 2017 году составил 4051 ТВт∙ч.

Производство электроэнергии в 2017 году

Реформа отрасли

В 1930-1980-х годах электроэнергетика в США представляла собой регулируемую монополию. В собственности вертикально-интегрированных коммунальных предприятий находились генерирующие и сетевые активы, а производство, передача и распределение электроэнергии были объединены в единую услугу – поставку потребителям электроэнергии по тарифам.

Масштабное строительство коммунальными предприятиями капиталоемких объектов, таких как атомные электростанции, на фоне экономического спада в экономике США и сокращения электропотребления в 70-х годах XX века привело к росту тарифов на электроэнергию, что вызвало обеспокоенность и протесты потребителей.

В целях повышения энергоэффективности, а также для обеспечения энергетической безопасности в 1978 году принят Закон о политике регулирования общественных коммунальных предприятий (PURPA), предусматривающий появление новой категории производителей электроэнергии - «квалифицированных электростанций» (электростанции с установленной мощностью менее 50 МВт), использующие технологии когенерации и ВИЭ. Коммунальные предприятия обязали закупать электроэнергию у «квалифицированных электростанций» по цене равной собственным издержкам на производство электроэнергии.

В 1992 году принят Закон об энергетической политике, который ввел разделение видов деятельности на естественно-монопольные (передача электроэнергии и оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентные (генерация, сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) и недискриминационный доступ к услугам по передаче электроэнергии.

Во исполнение закона в 1996 году FERC изданы приказ № 888 о развитии конкуренции среди оптовых продавцов электроэнергии посредством обеспечения коммунальными энергокомпаниями недискриминационного доступа к услугам по передаче электроэнергии и приказ № 889 о создании электронной системы предоставления информации о доступной пропускной способности системы электропередачи. Приказ FERC № 888 установил возможность добровольной передачи коммунальными энергокомпаниями управления сетями независимым системным операторам (Independent System Operator, ISO).

Приказ FERC № 2000 установил возможность создания Региональных энергопередающих компаний (Regional Transmission Organization, RTO) для управления магистральными сетями крупных регионов в США и Канаде и 12 требований, которым должна соответствовать компания, чтобы стать RTO.

Закон об энергетической политике 2005 года (Energy Policy Act 2005) наделил FERC широкими полномочиями по принятию нормативных актов для предотвращения манипулирования на оптовых рынках электроэнергии, по определению размера штрафов за нарушение норм в сфере электроэнергетики, по надзору за соблюдением стандартов надежности.

Рынки электроэнергии

В настоящее время в США в сфере электроэнергетики работают 3 302 энергокомпании (2 012 компаний с государственным участием, 187 частных компаний, 876 кооперативов, 218 маркетеров, 9 федеральных энергокомпаний).

Развитие конкуренции в электроэнергетике привело к вытеснению ценообразования на основе издержек рыночным ценообразованием, предусматривающим формирование цены на электроэнергию на основе спроса и предложения.

Распространение рыночного ценообразования способствовало развитию в США 10 оптовых рынков электроэнергии: California (CAISO), Midwest (MISO), New England (ISO-NE), New York (NYISO), Northwest, PJM, Southeast, Southwest, SPP, Texas (ERCOT). Указанные рынки существенно различаются по географии (несколько соседних штатов или в пределах штата), структуре, стандартам и механизмам торговли, составу участников и другим показателям.

В настоящее время 2/3 населения США обслуживаются на рынках электроэнергии, в которых работают следующие ISO/RTO:

PJM (функционирует на большей части территории штатов Пенсильвания, Нью-Джерси, Мэриленд, Делавэр, федеральный округ Колумбия, Виргиния, Западная Виргиния и Огайо, а также частично территорию штатов Иллинойс, Мичиган, Индиана, Кентукки, Южная Каролина и Теннесси);
New England ISO, ISO NE (функционирует на территории штатов Коннектикут, Мэн, Массачусетс, Нью-Гэмпшир, Род-Айленд, Вермонт);
New York ISO, NYISO (Нью-Йорк);
Electric Reliability Council of Texas, ERCOT (Совет по электроэнергетической надежности Техаса);
CAISO (Калифорния);
Southwest Power Pool, SPP (функционирует на территории 14 штатов Канзас, Оклахома, Небраска, Нью-Мексико, Техас, Луизиана, Монтана, Миннесота, Миссури, Миссисипи, Арканзас, Айова, Северная Дакота, Вайоминг);
Midcontinental Independent System Operator, MISO (Организация по надежности Среднего Запада, функционирует на территории Северная Дакота, Южная Дакота, Небраска, Миннесота, Айова, Висконсин, Иллинойс, Индиана, Мичиган, а также частично территорию штатов Монтана, Миссури, Кентукки и Огайо).

Франция

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: Энергетический кодекс 2011 года (Сode de l’énergie) объединил нормы регулирования электроэнергетики и газовой отрасли. Закон № 2015-992 от 17.08.2015 о трансформации энергетики (Loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte) установил цели по переходу к «зеленой» энергетике: сокращение на 50% доли АЭС и увеличение доли ВИЭ – до 40% общего объема производства электроэнергии.

Профильное ведомство: Министерство экологической и солидарной трансформации (Ministère de la Transition écologique et solidaire), реорганизованное в 2017 году из Министерства окружающей среды, энергетики и моря (Ministère de l’Environnement, de l'Énergie et de la Mer), определяет общую политику по переходу к низкоуглеродной энергетике. Министерство наделено полномочиями по выдаче разрешений на строительство генерирующих станций, деятельности по приобретению электроэнергии для перепродажи.

Независимый регулятор: Комиссия по регулированию энергетики (Commission de Régulation de l'Énergie, CRE) обеспечивает недискриминационный доступ участников рынка к сети, разрабатывает рекомендации по размеру тарифов на передачу и распределение электроэнергии, утверждаемых Правительством, отвечает за разрешение споров между участниками рынка и за наложение штрафов, подготавливает ежегодные отчеты о работе оптового рынка и рынка мощности. Комиссия является членом европейского Агентства по взаимодействию регуляторов энергетики (ACER).

Структура отрасли

Общая установленная генерирующая мощность энергосистемы Франции в 2017 году достигла 131 ГВт. Изменение топливно-энергетического комплекса во Франции, как и во всех странах Европейского Союза, характеризуется выводом из эксплуатации угольных ТЭС, приостановкой работы АЭС, вследствие усиления мер безопасности эксплуатации, приростом генерирующих мощностей возобновляемой энергетики.

В 2017 году во Франции введено в эксплуатацию рекордное количество новых энергетических установок на ВИЭ общей мощностью 2763 МВт (65% - ВЭС, 32% - СЭС). По состоянию на конец 2017 года общая установленная мощность возобновляемой энергетики, включая солнечную, ветряную, био – и гидроэнергетику, достигла 48 685 МВт – 94% целевого объема на 2018 год (51,7 ГВт), определенного Многолетней программой энергетики (Programmation Pluriannuelle de l’Energie, PPE).

Франция имеет 58 действующих промышленных ядерных реакторов общей мощностью 63,1 ГВт. По количеству вырабатываемой атомными электростанциями энергии, Франция занимает второе место в мире после США, а по доле атомной энергетики — первое место в мире.

Структура установленной генерирующей мощности в 2017 году

В последнее десятилетие энергосистема Франции характеризуется стабильным производством и потреблением электроэнергии. Общий объем производства электроэнергии в 2017 году составил 529 ТВт×ч.

В 2017 году Франция (+36 ТВт×ч) уступила Германии (+53 ТВт×ч) позицию крупнейшего экспортера электроэнергии в ЕС во многом из-за прироста ВИЭ в Германии и недоступности АЭС во Франции в зимний период 2016-2017. Главными импортерами были Италия и Финляндия.

Реформа отрасли

Поэтапная либерализация электроэнергетической отрасли во Франции началась в 1999 году во исполнение «первого энергетического пакета» (Директива ЕС 96/92 от 19.12.1996 об общих правилах внутреннего рынка электроэнергии). В 1999 году первыми право на выбор поставщика электроэнергии по нерегулируемой цене получили крупные потребители энергии (более 100 ГВт*ч/год), затем с 2000 по 2004 - более мелкие промышленные потребители, в 2007 – бытовые потребители.

Необходимым условием являлась постепенная приватизация государственной вертикально-интегрированной компании EDF. В 2005 году государство продало 15% акций EDF. В настоящее время EDF продолжает производить более 90% электроэнергии во Франции. Количество сбытовых компаний увеличилось (Alterna, Direct Energie, Enercoop, Energem, Engie и другие).

В конце 2010 года принят закон о новой организации рынка электроэнергии (NOME), который обязал EDF продавать 25% от общего объема электроэнергии, произведенной на АЭС, не более 100 ТВт*ч/год, независимым сбытовым энергокомпаниям по регулируемому тарифу для продажи потребителям. Законом так же установлена обязанность поставщиков электроэнергии поддерживать мощность на уровне, соответствующем уровню потребления в пиковые часы в зоне их обслуживания. Данное положение стало началом создания рынка мощности, было уточнено Декретом № 2012-1405 от 14.12.2012. Поставщики электроэнергии обязаны получить сертификат гарантии мощности от RTE за четыре года до года поставки, операторы управления спросом – до начала года поставки. Правила организации рынка мощности и торговли сертификатами, методику расчета базисной цены определяет Комиссия по регулированию энергетики. Торговля гарантиями организована на площадке EPEX SPOT с 1 января 2017 года.

В декабре 2013 года системный оператор RTE запустил механизм управления потреблением NEBEF в соответствии с Правилами, утверждаемыми Комиссией по регулированию энергетики (Règles NEBEF).

Рынки электроэнергии

Во Франции действуют оптовый и розничный рынок электроэнергии. Передача и распределение электроэнергии являются монопольными видами деятельности, в отличие от производства и сбыта.

Системный и сетевой оператор RTE (Réseau de transport d'électricité), являясь собственником магистральных сетей осуществляет оперативно-диспетчерское управление и балансирование энергосистемы, отвечает за безопасность эксплуатации сетей, ремонт и модернизацию сетевой инфраструктуры, качество электроэнергии, поставляемой потребителям, разработку и внедрение рыночных механизмов, в том числе механизма управления спросом.

Распределение электроэнергии осуществляется компанией ENEDIS (100% дочерняя компания EDF), которая управляет 95% распределительных сетей, трансформаторов и подстанций для передачи электроэнергии из магистральных сетей потребителям.

Оптовая торговля электроэнергией осуществляется через энергетические биржи, действующие на территории Франции (EPEX Spot SE и Nord Pool (спотовые рынки), EEX (торговля фьючерсными контрактами на электроэнергию)) и по двусторонним договорам.

Электроэнергия реализуется по соглашению потребителей и сбытовой компании по рыночной цене. Регулируемые тарифы («голубые» тарифы) действуют для бытовых потребителей и мелкого бизнеса, однако они сами могут выбрать рыночный тариф при заключении договора энергоснабжения.

Швеция

Регулирование отрасли

Основные нормативные акты: Закон об электроэнергетике 1997 года (The Electricity Act).

Профильные ведомства: Министерство по защите окружающей среды и энергетике (Ministry of the Environment and Energy), которому подведомственно Управление надзора за энергетическим рынком.

Независимый регулятор: Управление надзора за энергетическим рынком (Swedish Energy Markets Inspectorate, Energimarknadsinspektionen) осуществляет контроль за соблюдением участниками рынка действующего законодательства в сфере электроэнергетики, способствует разрешению споров между ними, определяет предельный размер прибыли системного оператора и операторов распределительной системы. Управление является членом европейского Агентства по взаимодействию регуляторов энергетики (ACER).

Структура отрасли

Общая установленная генерирующая мощность в 2016 году составила 38,5 ГВт.

В Швеции работает три АЭС (Oskarshamn, Ringhals, Forsmark), на которых действует восемь ядерных реакторов общей мощностью 8652 МВт, построенных с 1975 по 1985. В последние годы с увеличением доли ветровой энергетики, стабильно низкой рыночной ценой на электроэнергию, большими затратами на модернизацию станций, АЭС стали убыточными. Для поддержания их работы к 2019 году будет отменен налог на атомную энергетику, действовавший с 1984 года.

Вместе с внушительной долей ГЭС в энергосистеме (16 ГВт) активно развивается ветряная энергетика (6 ГВт) и биоэнергетика (5 ГВт). С 2003 года в Швеции действует система сертификатов ВИЭ, заменившая государственные гранты и субсидирование. С 2012 года Швеция и Норвегия имеют общий рынок сертификатов ВИЭ. К 2040 году Швеция планирует покрывать 100% спроса на электроэнергию из возобновляемых источников.

Структура установленной генерирующей мощности в 2016 году

Объем производства электроэнергии в 2016 году – 152,5 ТВт×ч.

Реформа отрасли

C 1991 по 1999 годы в Скандинавских странах были приняты отраслевые законы, регламентирующие реформирование электроэнергетики с разделением вертикально-интегрированных компаний на естественно-монопольные и конкурентные виды деятельности, для создания более эффективной инфраструктуры и функционирования рынка.

Электроэнергетика Швеции никогда не была полностью централизованной. Региональные энергетические сети принадлежали государственной энергокомпании Vattenfall AB (около половины всех сетей) и еще десяти сравнительно крупным генерирующим энергокомпаниям.

В 1992 году государственная энергетическая компания Vatenfall была преобразована в государственную генерирующую компанию Vattenfall AB, а ее сетевые активы выделены в государственное предприятие Svenska Kraftnat.

С 1996 года всем потребителям предоставлено право выбора поставщика, введен запрет на совмещение деятельности по передаче электроэнергии с производством и продажей.

С 1996 года начал работу рынок на сутки вперед шведско-норвежской биржи Nord Pool. Биржа NordPool ASA создана как совместное предприятие системных операторов Норвегии и Швеции Statnett и Svenska Kraftnat и зарегистрирована в Норвегии.

В 1997 году Nord Pool приступил к торговле производными финансовыми инструментами.

Рынки электроэнергии

Производители электроэнергии – самыми крупными генерирующими компаниями Швеции являются Vattenfall, Fortum, E.ON Sverige. Большая часть энергии продается через спотовый рынок Nord pool. Генерирующие компании на основании соглашения с системным оператором о балансировании обеспечивают резервную мощность для балансирования производства и потребления электроэнергии.

Системный оператор - государственная компания Svenska Kraftnät осуществляет оперативно-диспетчерское управление энергосистемой и управляет магистральными сетями. Крупные промышленные потребители и региональные распределительные компании оплачивают тариф на присоединение к сети и передачу, а компании, предоставляющие услуги по балансированию системы – тариф на оперативно-диспетчерское управление.

Распределение электроэнергии осуществляют региональные сетевые операторы, которые управляют локальными сетями низкого напряжения (40-130 кВт).

На розничном рынке электроэнергии в Швеции работает 122 сбытовые компании, которые обслуживают около 5.3 млн. человек, из которых 4.6 – бытовые потребители. 47% бытовых потребителей в Швеции выбирают договоры не с фиксированной, а переменной ценой. Договоры, заключаемые сбытовыми компаниями с потребителями, в обязательном порядке направляются на сайт Управления надзора за энергетическим рынком для сравнения условий и цен.


Забыли пароль?

Данные по новому паролю, отправленны на указанную почту.