Александр Ескендиров 
Британская энергетическая система стоит на пороге радикальных изменений. После двадцати лет непрерывного снижения потребления электричества страна готовится к масштабному росту спроса. Электрификация транспорта, систем отопления и промышленности, а также строительство энергоемких центров обработки данных приведут к тому, что к 2050 году потребность в энергии может вырасти почти вдвое. Однако адаптация к этим условиям осложняется отказом от рыночных механизмов в пользу жесткого государственного планирования, констатируют эксперты британского аналитического центра Centre for Policy Studies (CPS) в своем новом докладе Power to the Markets.
Анализ текущего состояния отрасли показывает, что Великобритания имеет одни из самых высоких цен на электроэнергию в развитом мире. Счета промышленных предприятий на 90% превышают средние показатели крупнейших европейских экономик, а домохозяйства платят на 20% больше. Одной из причин такой ситуации стала уязвимость перед колебаниями цен на импортный газ, но долгосрочный рост тарифов обусловлен политикой субсидирования генерации и растущими расходами на модернизацию сетевой инфраструктуры.
Идеология управления энергорынком в стране претерпела масштабную трансформацию. Модель, заложенная в 1980-х годах, предполагала минимальное вмешательство государства и ставку на конкуренцию. Сегодня профильные правиজমেন্টские ведомства фактически в ручном режиме определяют, какие электростанции будут построены, где они разместятся и какую норму прибыли получат инвесторы. Программа нового кабинета министров по практически полной декарбонизации энергосистемы к 2030 году лишь усиливает эту тенденцию. Заявленные темпы требуют удвоения объемов строительства инфраструктуры, что в условиях высоких процентных ставок и дефицита в цепочках поставок неизбежно ведет к удорожанию проектов.
Создание государственной инвестиционной компании Great British Energy с бюджетом в 8 миллиардов фунтов стерлингов преподносится авторами инициативы как ответ на вызовы энергетического перехода. На практике функции новой структуры дублируют работу уже существующих институтов развития, а выделенных средств совершенно недостаточно для формирования конкурента национального масштаба, сопоставимого с крупными европейскими игроками. Государство берет на себя финансирование зрелых технологий, которые уже способны самостоятельно привлекать частный капитал.
Ветровая и солнечная генерация, несмотря на снижение себестоимости оборудования, остается зависимой от механизма «контрактов на разницу цен». Изначально этот инструмент задумывался как временная мера для поддержки развивающихся технологий. Сегодня он превратился в постоянную субсидию, изолирующую производителей от реальных экономических рисков. Владельцы станций получают гарантированную цену независимо от потребности энергосистемы в электричестве в конкретный момент времени. Это искажает ценообразование на оптовом рынке и перекладывает растущие издержки балансировки сети на конечных потребителей.
Аналогичные проблемы характерны для атомной отрасли. Строительство АЭС Hinkley Point C отстает от графика на несколько лет, а смета проекта выросла с 18 до 46 миллиардов фунтов. Для финансирования новой станции Sizewell C правительство решило применить модель «регулируемой базы активов», переложив риски превышения бюджета на налогоплательщиков и потребителей. Доля частного капитала в проекте составляет лишь около 6%, тогда как инвесторам гарантирована доходность даже при существенном удорожании строительства.
Альтернативой государственному планированию становятся прямые корпоративные договоры на покупку электроэнергии. Крупный бизнес, включая розничные сети и технологические корпорации, самостоятельно финансирует строительство солнечных парков и ветряных ферм, фиксируя для себя цену на энергию на десятилетия вперед. Крупнейшая в стране действующая солнечная электростанция Cleve Hill частично работает именно по такой схеме, а проект Llanwern полностью опирается на частный контракт без привлечения государственных дотаций.
Для масштабирования этой практики требуется снятие регуляторных барьеров. Правительство могло бы внедрить механизм частичных кредитных гарантий для покрытия рисков дефолта покупателей по долгосрочным контрактам, как это уже делается во Франции и Норвегии. Освобождение участников таких сделок от экологических сборов, которые они де-факто оплачивают дважды, создало бы прямой экономический стимул для отказа от работы по государственным квотам.
Эффективность рынка снижается из-за применения единой оптовой цены на электроэнергию в масштабах всей страны. Существующая модель игнорирует физические ограничения пропускной способности сетей: энергия в избытке производится на севере Шотландии, а потребляется на юге Англии. В результате системный оператор вынужден тратить сотни миллионов фунтов стерлингов ежегодно на выплаты станциям за остановку генерации в зонах профицита и за запуск резервных газовых мощностей в зонах дефицита. Переход к зональному ценообразованию, при котором стоимость энергии отражает локальный баланс спроса и предложения, позволил бы оптимизировать нагрузку на сеть.
Розничный рынок также страдает от избыточного регулирования. Введенный несколько лет назад механизм ограничения максимальной цены для населения подавил инновации и привел к сокращению числа независимых поставщиков. Объем отраслевых правил сегодня превышает десять тысяч страниц, что удваивает операционные издержки компаний по сравнению с рынком соседней Франции. Устранение жесткого ценового контроля и внедрение повсеместного получасового учета потребления открыли бы путь для более дешевых и гибких тарифов.
Отказ от директивного управления отраслью не означает потери контроля над энергетической безопасностью. Государство обязано устанавливать строгие стандарты надежности и поддерживать резервные мощности для страховки от перебоев. Но выбор конкретных технологий, определение объемов строительства и несение финансовых инвестиционных рисков следует вернуть частному сектору. В противном случае экономика рискует столкнуться со стагнацией на фоне перманентно высоких издержек на электроэнергию.
