Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 10 )

В данный период по мере снижения темпов роста электропотребления происходило отставание в снижении темпов развития генерирующих мощностей. Монопольные компании и регулирующие органы при планировании развития электростанций продолжали прогнозировать высокие темпы роста электропотребления, вследствие чего почти во всех странах образовались большие резервы мощностей [38]. Естественно, излишние вводы электростанций неоправданно увеличивали инвестиционную составляющую тарифов на электроэнергию.

Между тем стремление монопольных компаний к увеличению своего капитала (путем строительства новых электростанций) и недостаточно твердое поведение регулирующих органов еще не свидетельствуют о преимуществе свободного рынка над регулируемой монополией. Этот недостаток последней можно устранить путем совершенствования процесса планирования и регулирования развития ЭЭС. В СССР, например, благодаря правильному планированию резервы мощностей ЭЭС поддерживались на нормальном (иногда даже заниженном) уровне с обеспечением необходимой надежности электроснабжения.

4. Четвертый (можно сказать, современный) период характеризуется разнообразием структур электроэнергетики и возможных способов финансирования строительства электростанций. Здесь принципиально возможны все три формы финансирования, рассмотренные в § 2.1 и 2.2. Можно ожидать, что темпы развития ЭЭС в этот период в промышленно развитых странах будут примерно такими же или даже более низкими, чем в предыдущий период. Поэтому при сохранении регулируемой монополии инвестиционная составляющая тарифов может дополнительно снизиться, что соответствовало бы общей тенденции уменьшения цен на электроэнергию.

Возвращение же к рынку приведет к увеличению составляющей, необходимой для окупаемости инвестиций, до уровня, который был в начальный период формирования ЭЭС. Это будет увеличение примерно в 10 раз, что естественно, противоречит тенденции уменьшения цен, проявлявшейся на протяжении всего ХХ в.

Проведенный анализ относится к финансированию развития генерирующих мощностей ЭЭС. Он показывает, что с точки зрения обеспечения развития ЭЭС возвращение от регулируемой монополии к свободному рынку нецелесообразно.

Как отмечалось в §1.4 и дополнительно показано в гл. 4, рынок в электроэнергетике относится к категории рынков с несовершенной конкуренцией, что отражается на развитии генерирующих мощностей ЭЭС. На оптовом рынке электроэнергии возможно образование дефицита и повышение цен выше уровня предельных издержек производства действующих электростанций. При этом владельцы действующих электростанций начнут получать монопольную прибыль, что нанесет ущерб потребителям электроэнергии.

Из данной ситуации видятся два возможных выхода:

1) сохранение регулируемых электроэнергетических монополий;

2) создание централизованной системы обеспечения развития ЭЭС (под контролем государства) для своевременной «подпитки» новыми электростанциями оптового рынка электроэнергии, на котором конкурируют действующие электростанции.

При сохранении регулируемых монополий необходимо, конечно, повысить роль и усовершенствовать деятельность регулирующих органов. В первую очередь это относится к недопущению излишнего строительства (с обеспечением оптимальной структуры генерирующих мощностей) и возможным мерам по повышению эффективности функционирования действующих электростанций. Подробнее на этом мы останавливаться здесь не будем, так как недостатки и трудности регулирования монополий достаточно хорошо известны.

Второй путь предполагает разделение областей (сфер) функционирования и развития электроэнергетики. В части функционирования создается конкурентный оптовый рынок действующих электростанций, который призван повысить эффективность производства электроэнергии и снизить цены на нее. Развитие же ЭЭС будет регулироваться с целями:

- не допустить образования дефицита и повышения цен на оптовом рынке;

- постоянно поддерживать необходимый избыток генерирующих мощностей для эффективного функционирования рынка;

- обеспечить оптимальные структуру генерирующих мощностей и схемы электрических сетей по мере развития ЭЭС (т. е. сохранить целостность и преимущества ЭЭС).

Для реализации второго пути, наряду с традиционными работами по прогнозированию электропотребления, долгосрочному планированию (и оптимизации) развития ЭЭС, которые выполняются регулируемыми монополиями, нужно определить источники финансирования строительства электростанций. Эти вопросы подробно рассматриваются в гл. 6.

При переходе к свободному рынку в электроэнергетике, естественно, возникает вопрос о сопоставлении эффекта, который может дать рынок, с дополнительными затратами (отрицательными эффектами), связанными с организацией рынка. При этом нужно рассматривать, конечно, эффект для потребителей электроэнергии (общества), ради которых и проводится реформирование электроэнергетики. Этот эффект должен проявляться для них в снижении цен на электроэнергию (в соответствии с отмечавшейся экономической тенденцией).

Положительный эффект от перехода к свободному рынку, как ожидается, должны дать два основных фактора:

- повышение эффективности, снижение издержек производства электроэнергии на действующих электростанциях и ее цен благодаря конкуренции;

- более рациональное развитие генерирующих мощностей ЭЭС, включая ликвидацию излишних резервов и ввод наиболее экономичных электростанций.

Что касается второго фактора, то такого же эффекта, как уже отмечалось, можно достичь и в рамках регулируемой монополии путем совершенствования деятельности регулирующих органов. Более того, как показано в гл. 3 и 4, ни спотовый рынок, ни рынки долгосрочных контрактов (до 2-3 лет) не дают необходимых сигналов для своевременного и, тем более, оптимального (по структуре электростанций) развития генерирующих мощностей ЭЭС. Такое несовершенство электроэнергетического рынка как раз и требует создания специальной системы управления развитием ЭЭС при организации оптового рынка действующих электростанций. Поэтому данный фактор можно исключить из рассмотрения и учитывать эффект лишь от первого фактора.

Затраты на организацию конкурентного рынка или отрицательные эффекты от его создания состоят в следующем:

1) повышение цен на оптовом рынке с уровня средних издержек по ЭЭС в целом до уровня предельных издержек наименее эффективных электростанций, участвующих в балансах мощности ЭЭС. Как отмечалось в §1.1 и 1.4, это повышение зависит от структуры электростанций конкретной ЭЭС и может превысить эффект, обусловленный конкуренцией;

2) расходы на компенсацию «неокупленных затрат» (stranded costs), о которых говорилось в §1.2;

3) затраты на создание информационно-вычислительной системы администратора рынка (измерения, учет, взаиморасчеты и т. п.); эти затраты весьма существенны и сопоставимы с затратами в систему оперативно-диспетчерского управления ЭЭС или даже превышают их;

4) дополнительные административно-хозяйственные и накладные расходы, связанные с переходом от одной монопольной компании к десяткам генерирующих и сетевых компаний;

5) неизбежное снижение экономичности управления текущими режимами ЭЭС в связи с ограничениями, накладываемыми многочисленными двусторонними контрактами между производителями и потребителями электроэнергии.

Данный перечень может быть, по-видимому, расширен, даже если отвлечься от затрат и дополнительных расходов, связанных с созданием розничных рынков электроэнергии.

В публикациях очень редко встречаются сопоставительные оценки положительных эффектов и отрицательных последствий перехода к конкурентному рынку в электроэнергетике, особенно сделанные до такого перехода. Как правило, априори предполагается, что конкурентный рынок будет эффективен. Так, в [14] оценивается потенциальный эффект от введения свободного рынка в России, но не рассматриваются указанные выше дополнительные затраты и возможные отрицательные последствия. Интересное и достаточно комплексное сопоставление «плюсов и минусов» рынка электроэнергии для российских условий сделано в [39]. Показано, что при переходе к рынку возрастут расходы на передачу, распределение и сбыт электроэнергии, на оперативно-диспетчерское и административное управление, появятся дополнительные затраты в систему торгового оператора, а в целом на уровне 2010 г. повышение цен на электроэнергию для потребителей оценено в 78%. Оценки [39] могут показаться субъективными, и аналогичное сопоставление следовало бы сделать в России компетентной комиссией, включающей квалифицированных специалистов, притом как сторонников, так и противников перехода к рынку.

В 2002 г. предпринята попытка сопоставительной оценки для некоторых штатов США, уже перешедших к рынку [40]. Однако уверенных выводов не было сделано ввиду недостаточного еще опыта. В России в 2002 г. выполнены расчеты повышения цен на электроэнергию при переходе к рынку для энергосистем Сибири (результаты не публиковались). Повышение цен на электроэнергию только из-за перехода от средних по системе издержек к предельным издержкам замыкающих электростанций оценено в 1,6-2,3 раза (для разных энергосистем).

В Великобритании после перехода к рынку цены на электроэнергию в 1990-е годы снизились, но гораздо меньше, чем издержки производства [41]. При этом акционеры электрогенерирующих компаний получили большие дополнительные прибыли.

Таким образом, эффект для потребителей электроэнергии от перехода к рынку далеко не очевиден, даже если исключить кризисные ситуации, обусловленные дефицитом энергии из-за задержек с вводами новых мощностей. В этом направлении требуются дальнейшие исследования, которые выходят за рамки данной книги.

Вставка 11. Анализ тенденций изменения структуры электроэнергетики и цен на электроэнергию в ХХ в. 1. В ХХ в. достаточно четко прослеживается тенденция уменьшения цен на электроэнергию в промышленно развитых странах в части их составляющей, обеспечивающей развитие ЭЭС. 2. Изменения структуры электроэнергетики соответствовали этой тенденции при переходе в первой половине XX в. от свободного рынка к регулируемой естественной монополии. 3. Во второй половине XX в. после снижения темпов роста электропотребления стал целесообразен переход в регулируемой монополии от кредитования к самофинансированию развития генерирующих мощностей. Однако эта возможность в большинстве стран не была использована. 4. Возвращение к свободному рынку в современных условиях (при низких темпах развития) потребует примерно 10-кратного увеличения составляющей цен, необходимой для привлечения частных инвестиций в новые электростанции. Это создает ценовой барьер для строительства новых электростанций, что может привести к дефициту электроэнергии, росту цен и монопольной прибыли производителей. 5. Для предотвращения дефицита видятся два пути: а) сохранение регулируемых монополий с совершенствованием деятельности регулирующих органов; б) создание централизованной системы управления развитием ЭЭС (под государственным контролем) для постоянного поддержания необходимого избытка генерирующих мощностей на оптовом рынке электроэнергии и обеспечения эффективного функционирования последнего.

ГЛАВА 3. ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ РАЗВИТИЯ

ЛИБЕРАЛИЗОВАННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

3.1. Условия, причины и цели реформирования электроэнергетики

К началу либерализации электроэнергетики за рубежом сложились определенные внешние и внутренние условия ее функционирования и развития, включая отношения собственности, организационную структуру, уровни резервных мощностей, цены электроэнергии и т. д.

Так, собственниками основных производственных фондов в электроэнергетике выступали государство, частные компании и лица, акционерные общества, кооперативы, муниципалитеты. В Великобритании и Франции до либерализации электроэнергетики эта отрасль была полностью государственной. Великобритания, начав реформирование электроэнергетической отрасли Англии и Уэльса, сначала провела их приватизацию. Франция до сих пор сохранила государственную собственность на основные фонды электроэнергетической отрасли. В электроэнергетике Японии, Испании и Бельгии (в секторах генерации и передачи электроэнергии) доминировала в основном частная собственность [37]. В Канаде, Греции, Ирландии, Италии, Нидерландах, Португалии, Норвегии и ряде других развитых стран преобладает общественная собственность [37]. Следует отметить, что Норвегия, начав процесс либерализации своей электроэнергетической отрасли, не проводила ее приватизацию, как это было сделано в Великобритании. Таким же путем намеревается идти и Китай [42]. В Южной Корее намечается проводить приватизацию тепловых станций, а атомные и гидравлические станции будут оставлены в государственной собственности [43]. В Австрии, Бельгии (в секторе распределения электроэнергии), Дании, Финляндии, Германии, Швеции, США состав собственников в электроэнергетике весьма разнообразен [37]. В США, например, энергокомпании (которых насчитывается более 3100) находятся в общественной, кооперативной, частной либо федеральной собственности [44].

Структурная организация электроэнергетики различается для разных стран. Так, Швейцария с населением семь миллионов человек и установленной мощностью электростанций порядка 15 ГВт имеет 1200 электроснабжающих компаний, в основном муниципальных или кантональных дистрибьюторов [37]. Соседняя же Франция с населением 58 млн. человек и примерно 108 ГВт установленных мощностей электростанций обеспечивается электроэнергией исключительно за счет государственной компании «Электрисите-дэ-Франс» [37]. Для описания организации электроэнергетики важными являются понятия вертикальной и горизонтальной интеграции. Под вертикальной интеграцией подразумевается «охват» в рамках одной энергокомпании технологических процессов «по вертикали» - от производства к передаче и распределению электроэнергии. Горизонтальная интеграция подразумевает объединение энергокомпаний, «охватывающих» только какой-нибудь один технологический цикл – производство либо передачу/распределение.

Представленные выше примеры со Швейцарией и Францией являются крайними вариантами организации отрасли, или, оперируя введенными терминами, вариантами интеграции энергокомпаний, между которыми находятся остальные страны. Что касается основных развитых стран мира, то для них характерны уровни вертикальной и горизонтальной интеграции, представленные в табл.3.1 [37].

Т а б л и ц а 3.1

Организация электроэнергетики развитых стран

Страна	Горизонтальная интеграция	Вертикальная интеграция
Генерация	Передача	Распределение
Великобритания (Англия и Уэльс)	Средняя	Высокая	Низкая	Низкая
Германия	«	Средняя	«	Смешанная
Греция	Высокая	Высокая	Высокая	Высокая
Ирландия	«	«	«	«
Испания	Средняя	«	Средняя	Средняя
Италия	Высокая	«	Высокая	Высокая
Канада	Средняя	Средняя	Средняя	«
Норвегия	Низкая	Высокая	Низкая	Низкая
США	«	Низкая	«	Смешанная
Финляндия	Средняя/Высокая	Средняя/Высокая	Средняя	Средняя
Франция	Высокая	Высокая	Высокая	Высокая
Швейцария	Низкая	Средняя	Низкая	Низкая
Швеция	Средняя	Высокая	Средняя	«
Япония	«	Средняя	«	Высокая

Таблица составлена для 1999 г., когда в ряде стран (в частности, из указанных в таблице это скандинавские страны и Великобритания) уже проводилась либерализация электроэнергетической отрасли. Поэтому организация электроэнергетического сектора здесь представлена не в чисто «долиберализационном» состоянии. Однако, имея в виду, что в Скандинавии и Великобритании до начала либерализации энергокомпании в основном были вертикально-интегрированными, можно отметить, что степень вертикальной интеграции за рубежом к началу либерализации электроэнергетики была преимущественно высокой.

Таким образом, основу электроэнергетики разных стран в «долиберализационный» период составляли преимущественно вертикально-интегрированные энергокомпании (ВИЭК), владеющие генерирующими мощностями и электрическими сетями для передачи и распределения электроэнергии. ВИЭК обладали монопольным правом на обслуживание потребителей на закрепленной за ними территории. Чтобы такая энергокомпания обеспечивала эффективное, бездефицитное электроснабжение потребителей как в кратко-, так и долгосрочной перспективе и при этом не могла пользоваться своим монопольным положением, завышая цены для получения монопольной прибыли, вводилось государственное регулирование. Были организованы специальные региональные и центральные (национальные) энергетические комиссии, в ведении которых были функции регулирования цен на электроэнергию, контроля за обеспечением требуемого уровня надежности, в том числе и в долгосрочной перспективе. Эти комиссии, в частности, контролировали вводы новых генерирующих и передающих мощностей. ВИЭК в течение большей части XX в. в целом обеспечивали достаточно надежное и эффективное развитие и функционирование электроэнергетики разных стран.

В табл. 3.2 представлены значения резервов генерирующих мощностей, сформировавшихся в период существования регулируемых ВИЭК [38]. Рассматриваются те же страны, что и в табл.3.1. При этом следует иметь в виду, что 1995 и 1997 гг. не являются чисто «долиберализационными», поскольку, как уже отмечалось, в это время уже проводилась либерализация электроэнергетики в Скандинавии и Великобритании.

Т а б л и ц а 3.2

Уровни резервных мощностей, %

Страна	1985 г.	1990 г.	1995 г.	1997 г.
Великобритания (Англия и Уэльс)	21	26	21	21
Германия	27	25	29	27
Греция	42	42	32	30
Ирландия	42	29	32	22
Испания	46	42	44	44
Италия	н. д.	36	40	41
Канада	26	19	24	н. д.
Норвегия	27	37	27	31
США	30	26	20	22
Финляндия	30	44	29	26
Франция	31	39	38	39
Швейцария	49	45	46	47
Швеция	27	32	27	27
Япония	35	27	26	31

Как видно из табл. 3.2, по состоянию на 1997 г. наименьшие резервы, несколько превышающие 20%, имели Ирландия, Великобритания и США. С другой стороны, такие страны, как Италия, Испания и Швейцария, имели резервы, превышающие 40% (в последнем случае они близки к 50%). Ко второй группе стран приближается Франция, имеющая 39%-ные резервы мощностей. Остальные страны из этой таблицы имели резервные мощности примерно на уровне 30%. Как видно из табл.3.2, с течением времени в большинстве рассматриваемых стран происходили определенные изменения уровней резервных мощностей, однако ни в одной из них не наблюдались низкие резервы. Только в одном случае для рассматриваемых стран резерв был ниже 20% (Канада, 1990 г., резерв 19%). Наоборот, хотя резервы и различались существенно по странам и в течение времени, в значительном количестве случаев наблюдался их избыток. Как отмечается в [38], это подтверждает тот факт, что регулирование энергокомпаний, в том числе их инвестиционной деятельности, обеспечивает поддержание достаточных объемов генерирующих мощностей.