От регулирования к конкуренции: трансформация рынка электроэнергии

В 1965 году электроэнергетическая промышленность в основном состояла из фирм, являющихся вертикально-интегрированными монополиями, регулируемыми государством. [Несколько сотен вертикально-интегрированных предприятий, принадлежащих инвесторам, обеспечивают 75 процентов всей электроэнергии, производимой в стране. Три тысячи государственных (public) и кооперативных предприятий обслуживают оставшихся потребителей, но они чрезвычайно маломощные. См.: Timothy J. Brennan et. al., A Shock to the System (Тимоти Бреннан и др., Шок системы) (Washington, Resources for the Future, 1996), стр. 15--35; John E. Kwoka Jr., Power Structure (Джон Квока мл. Структура энергетики) (Boston: Kluwer Academic Publishers, 1996), стр. 1--12; также Фокс-Пеннер, указ. соч., стр. 119--153.] В каждой территориальной области, охватываемой лицензией на деятельность (franchise area), одна и только одна фирма осуществляла генерацию, транспортировку и распределение электроэнергии и подлежала традиционному регулированию тарифов со стороны регулирующей комиссии штата на основе норматива рентабельности.

В условиях государственного регулирования проектирование и эксплуатацию предприятий-производителей электроэнергии определялись некоторыми экономическими "истинами". Во-первых, себестоимость выработки электроэнергии уменьшалась с увеличением размеров предприятий. [Имеющиеся в литературе сведения по этому вопросу достаточно запутанны. Расхождения в результатах различных исследований многочисленны, технически сложны, и неспециалисту трудно в них разобраться. См.: Paul L. Joskow and Richard Schmalensee, Markets for Power (Пол Жосков и Ричард Шмалензи, Энергетические рынки), (Cambridge, Mass., M.I.T. Press, 1983), стр. 48--54; и Фокс-Пеннер, указ. соч., стр. 88--92. Квока в книге Структура энергетики на стр. 71 находит, что эффект масштаба производства не находит подтверждения в данных 1989 года.] Во-вторых, издержки производства пара с использованием угля меньше, чем издержки его производства с использованием нефти и природного газа. [Жосков и Шмалензи, указ соч., стр. 45--48.] Исходя из этих двух "истин", крупные установки, работающие угле, производили так называемую электроэнергию базовой нагрузки, которая использовалась постоянно. Более мелкие (и более старые) установки на угле, нефти и природном газе использовались для выработки электроэнергии ''пиковой'' нагрузки днем и летом, когда потребление превышало базовые уровни.

Четыре важных фактора изменили эту картину в течение следующих 30 лет:

• развитие единой национальной электроэнергетической системы, последовавшее за аварией 1965 года, когда во всем Нью-Йорке отключилось электричество;
• строительство атомных электростанций;
• высокие цены на ископаемое топливо во время энергетического кризиса 1970-х годов;
• развитие газотурбинной технологии.

Суммарный эффект действия этих факторов выразился в дорогостоящих обязательствах традиционных компаний-производителей, которые стали уязвимыми перед более дешевыми альтернативами. На нерегулируемых рынках эти события привели бы к банкротству предприятий с более высокими издержками. Однако на регулируемом рынке электроэнергии, эти факторы привели к такому взлету цен на электроэнергию, что коммерческие и промышленные потребители стали менять свое местоположение, вырабатывать свою собственную электроэнергию и вести публичную агитацию за снижение тарифов компаний-производителей.

Единая энергетическая система США

Временное отключение электричества в Нью-Йорке в 1965 году послужило хорошей иллюстрацией результатов взаимной изоляции энергосистем [см.: Фокс-Пеннер, указ. соч., стр. 38; и Квока, Структура энергетики, стр. 66]. Когда отключилась одна из городских генерирующих установок, компания Консолидэйтед Эдисон (Consolidated Edison) не смогла закупить у существовавшей уже тогда примитивной единой энергетической системы Северо-востока достаточно электроэнергии для того, чтобы предотвратить аварию сети. Развитие связной национальной электроэнергетической сети сделало возможным развитие рынков по торговле электроэнергией между штатами. [Термин "национальная сеть" является неточным. В соединениях между десятью региональными системами, входящими в американскую и канадскую систему электропередачи, существуют жесткие ограничения относительно внутренней мощности генерации в составляющих системах. "Мощность передачи между соседними регионами обычно составляет много менее 5% генерирующей мощности в каждом из регионов." David E.Wojick "Regional Power Markets: Roadlock to Choice", Public Utilities Fortnightly, 1 октября 1997 г., стр. 29. Максимальная средняя величина потока энергии между регионами достигается при передаче из Квебека в Новую Англию (около 7%). В районе штатов Индиана и Мичиган потоки временами могут достигать 28 процентов мощности генерации. Расчеты автора используют данные Североамериканского совета по надежности электроэнергетики, "1997/1998 Winter Assessment Reliability of Bulk Electricity Supply in North America", ("Оценка надежности оптовых поставок электроэнергии в Северной Америке, зима 1997/1998 годов"), стр. 11, рис. 1, http://www.nerc.com.]

На конкурентных рынках, разница в цене однотипных товаров в двух различных районах не может превышать величину транспортных издержек на их перевозку между этими районами. Например разница в ценах на конфеты в Бостоне и Спрингфилде, штат Массачусетс, не может превышать стоимость их перевозки из Бостона в Спрингфилд. Если бы разница в ценах была больше, то предприниматель делал бы деньги на перевозке конфет из одного места в другое.

Точно так же, разница в ценах на электричество в различных областях страны не может превышать стоимости передачи электроэнергии между этими областями. Тем не менее, до того, как развилась система передачи электроэнергии на дальние расстояния, цена на электричество могла сильно различаться по регионам, так как издержки на транспортировку были бесконечно велики. Развитие национальной электроэнергетической сети создало возможность для уменьшения пространственных ценовых дифференциалов, хотя, федеральные регулятивы могли сдерживать развитие рынка между штатами вплоть до 1992 года.

Атомная энергетика

В течение 1964--1967 годов некоторые энергетические компании приняли очень важное решение о строительстве атомных электростанций вместо электростанций базовой нагрузки, работающих на угле. Энергетики принимали эти решения, основываясь на оптимистичных прогнозах издержек, предоставленных двумя производителями атомных установок, "Вестингауз" (Westinghouse) и "Дженерал Электрик" (General Electric), а также Комиссией по атомной энергии. [См.: Irvin C.Bupp and Jean-Claude Derian, The Failed Promise of Nuclear Power (Ирвин Бап и Жан-Клод Дериан, Неисполненное обещание ядерной энергетики), (New York: Basic Books, 1981), стр. 42--50. Жосков и Шмалензи, указ. соч., стр. 46, таблица 5.1, сообщают, что затраты на топливо для атомных электростанций в 1981 году были действительно ниже, чем для работающих на угле. Однако другие затраты -- капитальные и на обеспечение безопасности -- делают полные затраты на производство атомной энергии значительно более высокими.] Так как эти ценовые прогнозы были оптимистичными, большинство производителей электроэнергии, которые построили атомные электростанции, сейчас обременены капитальными издержками, которые они не могут покрыть при текущих оптовых ценах на электроэнергию. [Неясно, была ли атомная энергетика невыгодна с самого начала, или ее сделало слишком дорогой федеральное регулирование безопасности, существующее в форме Комиссии по регулированию ядерных технологий (Nuclear Regulatory Commission). В обзоре "Ресурсы будущего" 1975 года утверждалось, что в 1985--1988 годах полные затраты ядерных установок будут ниже, чем полные затраты аналогичных тепловых станций, работающих на угле. См. William Spangar Peirce, Economics of Energy (Уильям Спэнгаp Пирс, Экономика энергетики) (Westport, Conn.: Praeger, 1996), стр 216--217. В начале 1980-х появилось семейство дорогих атомных электростанций, и с 1978 по 1982 год цены на энергию возросли на 60 процентов. См. Caleb Solomon, "As competition Roils Electric Utilities, They Look to New Mexico", Wall Street Journal, 9 мая 1994 г., стр. А1. Пирс пишет, что к 1990 году суммарные издержки атомных установок примерно вдвое превышали издержки станций, работающих на угле. Не все атомные электростанции дороже тепловых. Самые экономичные атомные электростанции имеют более низкие полные издержки, чем самые дешевые угольные. Однако если сравнивать любые другие точки соответствиующих распределений по оси суммарных издержек, атомные электростанции оказываются более дорогими. Пирс, указ. соч., стр. 216, 217--18.]

Закон 1978 года о политике в сфере регулирования предприятий коммунальной инфраструктуры

До тех пор, пока органы государственного регулирования заставляли потребителей платить за дорогостоящую электроэнергию, производимую на атомных станциях, гипотетические альтернативные, более дешевые виды электроэнергии не представляло серьезной проблемы для энергетических компаний. Но Закон 1978 года о политике в сфере регулирования предприятий коммунальной инфраструктуры (The Public Utilities Regulatory Policies Act 1978 (PURPA)), принятый по свежим следам энергетического кризиса 1970-х годов, снял препоны на пути ценовой конкуренции [16 U.S.C. "" 2601--45 (1978)]. Однако первоначальным результатом PURPA стала не ценовая конкуренция, а дорогостоящие контрактные обязательства энергетических компаний.

Мировые цены на нефть возросли с 1,90 долларов за баррель в 1972 году до 10,46 долларов в 1975 и до 34,99 долларов в 1982 году. [Информацию о ценах на саудовскую "легкую" сырую нефть в 1972 и 1975 годах см.: U.S. Department of Energy, Energy Information Administration, 1981 Annual Report to Congress (Департамент энергетики США, Администрация по энергетической информации, Ежегодный отчет Конгрессу за 1981 год), т. 2, стр. 97. Информацию о ценах 1982 года см.: Department of Energy, Energy Information Administration , Annual Energy Review 1996 (Департамент Энергетики США, Администрация по энергетической информации, Ежегодный обзор по энергетике за 1996 год) таблица 5.17, "Landed Costs of Crude Oil Imports". Приведены номинальные цены в долларах для каждого года и без поправки на инфляцию. Исторические обзоры по нефтяной промышленности и ее регулированию содержатся в книге: M.A.Adelman, The Genie out of the Bottle (М.А.Адельман, Джинн из бутылки) (Cambridge, Mass.: M.I.T. Press, 1995); и Robert L. Bradley Jr., Oil, Gas and Government: The U.S. Experience (Роберт Брэдли мл., Нефть, газ и правительство: опыт США) (Lanham, Md.: Rowman and Littlefield, 1996).] Политической реакцией на рост цен был целый ряд государственных мер по регулированию цен на отечественную нефть, целью которых было сокращение потребления нефтепродуктов, и денежное субсидирование альтернативных технических решений. Научной реакцией было большое количество инженерных и эконометрических моделей, которые предсказывали продолжение повышения цен на ископаемое топливо. [Типичным примером является исследование, проведенное Фонда Форда (Ford Foundation) Energy: The Next Twenty Years (Энергия в последующие двадцать лет) (Cambridge, Mass.: Ballinger, 1975), стр. 19, которое исходило в своих моделях их удвоения реальных (поправленных на инфляцию) цен на нефть за период с 1979 по 2000 год. В действительности цена саудовской нефти в постоянных долларах составляла в сентябре 1997 года лишь 47 процентов от цены 1979 года.]

Эти тенденции в сфере политически и академической науки были отражены в PURPA. Важным положением этого закона было требование, чтобы инфраструктурные энергетические компании покупали электроэнергию у независимых производителей по ценам, которые в точности равны так назваемым "альтернативным затратам" ("avoided cost"). Альтернативные затраты -- это просто те затраты, которые должна была бы понести энергокомпания, если бы она произвела такое же количество электроэнергии на собственных генераторах. Целью этой законодательной меры было стимулирование развития альтернатив традиционным вертикально-интегрированным производствам, использующим парогенераторы на искомпаемом топливе, которые, как ожидалось, вскоре станут очень дорогими.

Конкретизация деталей выполнения положений PURPA были предоставлены 50 штатам, которые и занимались регулированием тарифов на электроэнергию. [Раздел 210 PURPA требовал, чтобы энергокомпании покупали электроэнергию у сертифицированных независимых производителей по ценам, которые не превосходят предельных издержек самой энергокомпании при альтернативном производстве электроэнергии.] Штаты использовали систему фиксированных цен, при которой цена определялась регулирующим нормативным актом или законом, и энергокомпании должны были заключать контракты на поставку электроэнергии независимыми производителями только по этим ценам. [Cм. Фокс-Пеннер , указ. соч., стр. 138--139; Paul L. Joskow, "Expanding Competitive Opportunities in Electricity Generation", Regulation, winter 1992, стр. 29; Michael K. Block and Thomas M. Lenard, Creating Competitive Markets in Electric Energy (Майкл Блок и Томас Ленард, Создание конкурентных рынков в электроэнергетике) (Washington, Progress and Freedom Foundation, 1997), глава 7.] Когда в середине 1980 годов упали цены на ископаемые виды топлива, поредложение электроэнергии независимыми производителями сильно возросло, так как не произошло соответствующего уменьшения цен, "отражавших" альтернативные затраты, по которым инфраструктурные энергокомпании расплачивались с независимыми производителями. [Наплыв независимых производителей, который стимулировался PURPA, также заставляет всерьез усомниться в центральной догме экономики энергетики: в существовании большого эффекта масштаба производства, который будто бы приводит к уменьшению издержек производства на крупных установках по сравнению с мелкими. Cм. Фокс-Пеннер, указ. соч., стр. 82--92, 139.] За период между началом падения цен на ископаемые виды топлива и снижением цен на энергию, генерируемую независимыми производителями, с ними было подписано множество долгосрочных контрактов. [Такое расхождение между ценами создает так называемые арбитражные возможности, которые используются проницательными инвесторами. Например, ледовый стадион в Эскондидо, штат Калифорния, в 1985 году подписал контракт сроком на 30 лет о продаже избытка энергии, получаемой от своего поставщика, по цене 5,38 цента за кВт-ч, что приблизительно на 70 процентов выше, чем рыночная цена электричества в 1995 году, составлявшая 3 цента за кВт-ч. "М-р Херст -- ловкий инвестор, который полностью воспользовался ошибкой в регулировании, устанавливавшем слишком высокие цены", -- сказал Грег Барнс, заместитель генерального представителя компании "Сан-Диего Газ" (San Diego Gaz). Dean Nelson, "Engineer's Ice Plant Helps Power Country", New York Times, 5 июля 1995 года, стр. С2. Арбитражные возможности были столь широки, что с 1990 по 1994 год 53 процента новых генерирующих мощностей в США обеспечивалось независимыми производителями. См . Agis Salpukas, "Electric Utilities Brace for End of Regulation and Monopolies", New York Times, 8 августа 1994 года, стр. А1.]

В расхождении между регулируемыми ценами на электроэнергию независимых производителей и рыночными оптовыми ценами часто обвиняют государственное вмешательство, в частности законодательные положения, принятые Калифорнией и Нью-Йорком для реализации PURPA. [Штат Нью-Йорк законодательно установил предельные (incremental) альтернативные издержки равные 6 цента за кВт*ч, и предприятия заключали долгосрочные контракты по этим тарифам с 1981 вплоть до 1992 года, когда штат отменил положение о минимальной цене. Agis Salpukas, "Utilities See Costly Time Warp in '78 Law", New York Times, 5 октября 1994 года, стр. С13. По мнению Блока и Ленарда, указ.соч., стр. 7-4, п.17, штаты Северо-Востока и Калифорния являются штатами, где несоответствие между текущими рыночными и контрактными (в соответствии с PURPA) ценами наиболее велики.] Но и хеджирование инфраструктурных энергетических компаний против долговременной тенденции к росту цен на ископаемое топливо сыграло немалую роль. [Автор статьи, описывающей историю с катком в Эскондидо, считает, что причиной столь высокого тарифа, по которому владелец катка перепродавал энергию, были прогнозы энергетиков, исходивших в 1985 году из того, что цена на энергию будет быстро расти. Нельсон, указ. соч., стр. С2.] Модели прогнозирования цен на электроэнергию, использовавшиеся инфраструктурными компаниями, предсказывали значительное увеличение цен на нефть и уголь, и поэтому они заключали долгосрочные соглашения как с альтернативными независимыми производителями электроэнергии, так и с производителями угля, для того, чтобы обезопаситься от ожидаемого повышения цен. Поэтому, хотя штаты выполнили требования PURPA спостобыми, не восприимчивами к рыночным условиям, желание инфраструктурных энергокомпаний как-то обезопасить себя от роста цен, сыграло существенную роль при заключении контрактов с независимыми предприятиями. [Исследование, проведенное 1981 году компанией Southern California Edison, предсказывало, что предельные альтернативные издержки производства электроэнергии в 1995 году составят 16,75 центов за кВт-ч. Поэтому компания с готовностью подписала контракты на покупку солнечной энергии по цене 15 центов за кВт-ч, при том, что действительная оптовая цена электроэнергии в 1995 году колебалась между 2 и 3 центами за кВт-ч. См . Jeff Bailey, "Carter-Era Law Keeps Price of Electricity Up in Spite of Surplus", Wall Street Journal, 17 мая 1995 года, стр. А1.]

Краткосрочный эффект PURPA состоял в том, что инфраструктурные энергетические компании, прежде всего в Нью-Йорке и Калифорнии, оказались обременены дорогостоящими обязательствами, которые усугубили сложности, связанные с дорогой атомной энергией. Но долгосрочным эффектом стало стимулирование разработки и использования новых газотурбинных технологий [Фокс-Пеннер, указ. соч., стр. 139]. Эти технологии подорвали две основные экономические аксиомы относительно предприятий общественно инфраструктуры, господствовавшие в 1965 году: (1) затраты на выработку электроэнергии сокращаются по мере увеличения производственных мошностей; (2) крупные установки, работающие на угле, более экономичны, чем использующие природный газ. В результате изменений, произошедших в технологиях производства электроэнергии из природного газа, в настоящее время как традиционные работающие на угле паро-электрические генераторы, так и газовые турбины имеют примерно одинаковые средние долгосрочные издержки -- около 3--3,5 центов за кВт-ч. [Michael T. Maloney, Robert E. McCormick, and Raymond D. Sauer, "Customer Choice, Customer Value: An Analysis of Retail Competition in America's Electric Industry", Citizens for a Sound Economy Foundation, Вашингтон, 1996, стр. 38; Блок и Ленард, указ. соч., стр. 1-1. Блок и Ленард, стр. 3-1, пишут, что если рассиевающееся тепло турбин использовать для отопления, то 3,5 цента за кВт-ч сократятся до 2--3 центов за кВт-ч. Два экономиста из Администрации по энергетической информации утверждают, что приведенная величина затрат (present value of costs) на производство электричества за 30-летний период с использованием природного газа ниже, чем с использованием угля. Однако, они признают, что их результаты сильно зависят от сделанных допущений относительно коэффициентов полезного действия и цен на топливо. При стремлении КПД генераторов к 100 процентам затраты установок, работающих на угле, снижаются быстрее, чем в случае использования газа. Напротив, издержки производства на газовых установках более чувствительны к изменению цен на топливо. См. J. Alan Beamon and Steven H. Wade, "Energy Equipment Choices: Fuel Costs and Other Determinants", Monthly Energy Review, апрель 1996 г., стр. vii--xii.] Но оптимальные установки, работающие на угле, имеют мощность 600--800 Мвт, в то время как газовые -- от 40 до 150 Мвт. Причем экономически жизнеспособными оказываются генераторы мощностью всего лишь от 3 до 10 Мвт. [Блок и Ленард, указ. соч., стр. 3-1. Экономическая жизнеспособность микротурби, работающих на природном газе, является предметом активного обсуждения. Камнем преткновения является требование, чтобы давление газа, поступающего в турбину, было вдвое больше того, которое есть в газопроводах местных распределительных компаний. Затраты на установку и обслуживание газовых компрессоров снижают преимущества микротурбин по уровню издержек. См. Robert Swanekamp "Distributed Generation: Options Advance, but toward What Pot of Gold?" Power, сентябрь--октябрь 1997 г., стр. 52.]

"Новая экономика" мелких газовых установок позволяет крупным пользователям электроэнергии угрожать существующим энергокомпаниям установкой собственных генераторов для получения скидки в тарифах. [К числу самых знаменитых примеров относятся компания "Тоско" (Tosco) в Линдене, штат Нью-Джерси, которая добилась снижения тарифов на 23 процента; компания "Чэмпион Пэйпер" (Champion Paper), которая вынудила "Центральную энергетическую компанию штата Мэн" (Сentral Maine Power Company) понизить тарифы на 15 %; и корпорации "Рэйтеон" (Raytheon), которая возглавила движение за снижение тарифов для промышленных предприятий в штате Массачусетс. Dave Kansas, "For Electric Utilities, the Future is Less Than Bright", Wall Street Journal, 10 февраля 1994 г., стр. В3; David Strip, "Central Maine's Response to Tough Times: Slash Rates", Wall Street Journal, 21 декабря 1994 г., стр. В4; Ross Kerber, "Massachusetts Utilities Propose Cuts in Rates of As Much As 11 percent by 1998", Wall Street Journal, 20 февраля 19946 г., стр. В7A.] Эти угрозы вполне обоснованы в виду прогресса в газотурбинной технологии и технологии когенерации. [Экономист Ричард Гордон считает, однако, что угроза конкуренции со стороны природного газа переоценивается. Полный перевод производства электроэнергии с угля и ядерного горючего на природный газ потребовал бы больше этого топлива, чем сейчас потребляется во всех США. В 1996 году для выработки электричества было использовано 25 квадрильонов британских тепловых единиц (Btu) угля и ядерного топлива, в то время, как природного газа -- 2,8 квадрильона. Полная величина потребление природного газа на все нужды в 1996 году составила 22,5 квадрильона Вtu. См. Ричард Гордон, "Don't Restructure Electricity: Deregulate", неопубликованная статья, стр. 10.] Если традиционные инфраструктурные компании отказываются снизить тарифы для крупных предприятий, те могут сами производить электроэнергию и продавать излишки на условиях, диктуемых PURPA и Законом об энергетической политике (Energy Policy Act) 1992 года. [См. Jon Hockenyos, Brian O'Connor, and Julius Wright, "Potential Economic Impacts of Restructuring the Electric Utility Industry", Small Business Survival Committee, Вашингтон, ноябрь 1997 г., стр. 11; и Фокс-Пеннер, указ. соч., стр. 138.] С дальнейшим прогрессом в технологии малых турбин даже мелкие потребители в жилищном секторе, имеющие доступ к природному газу, смогут генерировать свою собственную энергию по ценам более низким, чем у типичной из существующих энергокомпаний. [Stuart Brown, "Here Come the Pint-Size Power Plants", Fortune, 29 апреля 1996 г., стр. 64С.]

Если у нынешних традиционных электростанций, работающих на угле, долгосрочные средние издержки примерно такие же, как и у независимых газотурбинных установок, почему же средний розничный тариф достигает 7 центов за кВт-ч, а себестоимость генерации и транспортировки составляет 3,9 центов за кВт-ч? [Блок и Ленард, указ. соч., стр. 1-1; Мелони, Маккормик и Соер, указ. соч, стр. 38.] Ответ на этот вопрос состоит из трех частей. Мы уже обсуждали первые две -- дорогие атомные установки и неэкономичные контракты на основе PURPA, но эти факторы относятся в основном к Северо-Востоку и Калифорнии. Третья причина, которая оказывает влияние на всю страну, -- это недоиспользование производственных мощностей традиционных генераторов базовой нагрузки, работающих на угле, во время неактивных ночных часов и в дневные часы всех месяцев, за исключением июля и августа. [Там же, стр. 29--32. Ричард Познер впервые обсуждал этот вопрос 29 лет тому назад. Richard Posner, "Natural Monopoly and Its Regulation", Stanford Law Review 21 (февраль 1969), стр. 610.]. Результатом полной утилизации обычных паро-электрических генераторов было бы увеличение производства электроэнергии на 25,5% с одновременным уменьшением средних цен по стране до 5,1 центов за кВт-ч. [Мелони, Маккормик и Соер, указ. соч., стр. 32. Полная утилизация потребовала бы более низкой цены на электроэнергию в часы недозагрузки, по сревнению с нынешними ценами, которые являются вневременными "среднезатратными" ценами. Более низкие непиковые цены побудят покупателей сдвинуть потребление во времени так, чтобы полностью использовать генерирующие мощности.]

Выводы

Сложившиеся в последнее время политические и технологические тенденции перевернули с ног на голову экономику традиционных электроэнергетических предприятий. Во-первых, небольшие установки, работающие на природном газе теперь могут конкурировать с крупными генераторами, работающими на угле, которые принадлежат традиционным инфраструктурным энергокомпаниям. Во-вторых, розничные цены на электроэнергию в Северо-Восточных штатах и в Калифорнии намного превозходят долгосрочные издержки производства как для и угольных, так и для газовых генераторов. Крупные коммерческие потребители электроэнергии понимают это и потому угрожают решить свои проблемы в обход традиционных компаний. До тех пор, пока цены традиционных энергетических компаний не сравняются с издержками производства на газотурбинных и угольных генераторах, будет продолжаться давление со стороны крупных потребителей, направленное на снижение тарифов.