Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 12 )

В четвертом механизме предполагается, что необходимый объем и цена мощности определяются рынком. Для реализации данного механизма предлагается так называемая система «подписки» на мощность [87].Суть этой системы состоит в следующем. Во «внепиковый» период потребитель потребляет столько энергии, сколько ему необходимо. В период системного максимума нагрузки, когда загружаются все имеющиеся у производителей генерирующие мощности, потребитель решает, какую мощность он будет потреблять. Он «подписывается» на эту мощность. Внедрение системы «подписки» приводит к тому, что электроэнергетический рынок разделяется на два сегмента: рынок электроэнергии и рынок мощностей. На первом из указанных рынков электроэнергия торгуется по ценам производства, формирующимся на основе переменных издержек. На втором рынке происходит торговля мощностями по ценам, образующимся на основе их стоимости. Как отмечается в [59], данный механизм приводит к тому, что потребитель полностью получает все выгоды от использования мощностей, а также несет все затраты на них. Таким образом, здесь также предполагается, что инвестиционные риски перекладываются с производителей на потребителей.

Следует отметить, что перекладывание инвестиционных рисков с производителей на потребителей, заложенное в указанных выше механизмах, было свойственно и энергокомпаниям в условиях регулирования. Более того, это рассматривалось как одна из причин неэффективности регулируемых энергокомпаний, поскольку они не несли инвестиционные риски, перекладывая все затраты на потребителей. Полагалось, что либерализованные энергокомпании, воспринимая инвестиционные риски, будут принимать более эффективные инвестиционные решения. Однако, как видно из приведенного, в условиях либерализации электроэнергетики также прослеживается тенденция перекладывания инвестиционных рисков с энергокомпаний на потребителей.

В [85] предлагается не отдельный механизм, подобный только что рассмотренным, а формируется система правил и процедур регламентации (регулирования) процесса развития либерализованных энергокомпаний. В ее основе лежит механизм, сходный с третьим из рассмотренных выше, где регламентируется необходимый уровень резервов. В общем виде предложенная ФЭК США регулирующая система выглядит следующим образом.

Транспортно-сетевая компания (ТСК) наделяется полномочиями контроля за обеспеченностью сбытовых компаний (СК) необходимыми ресурсами для покрытия текущих и перспективных нагрузок на обслуживаемой ею территории. Для осуществления такого контроля ТСК выполняет прогноз электрической нагрузки на этой территории. Далее сетевая компания должна оценить, в состоянии ли СК, работающие на обслуживаемой ею территории, покрыть прогнозируемый спрос с учетом необходимых резервов (уровни резервов предлагается обсудить). Для этого ТСК совместно рассматривает перспективные планы развития СК и оценивает уровни перспективных генерирующих мощностей с учетом требуемых резервов, необходимые для покрытия прогнозируемых нагрузок в зоне ее ответственности, что позволяет также скоординировать вводы генерирующих и сетевых объектов.

Временной горизонт прогнозирования электрической нагрузки и соответственно планирования развития генерирующих мощностей должен быть достаточно удаленным, чтобы планировать не только вводы малозатратных ГТУ - и ПГУ-электростан-ций, но и развитие угольных ТЭС, гидростанций и перспективных программ снижения нагрузки. Конкретные уровни горизонта планирования предлагается обсудить. Таким образом, предлагается в основном сохранить такой важный инструмент планирования развития энергокомпаний, как составление перспективных энергобалансов.

Каждая СК должна внести свой вклад в покрытие регионального спроса на электроэнергию. Долю участия СК в общерегиональных поставках (покрытии нагрузки) предлагается определять двумя способами: а) пропорционально прогнозируемому потреблению, покрываемому данной СК; б) пропорционально текущему потреблению, покрываемому данной СК. Различие данных способов состоит в том, что в разных частях зоны, обслуживаемой ТСК, нагрузка может расти разными темпами, вследствие чего доли СК в перспективном покрытии могут меняться. Выбор одного из указанных методов намечалось сделать после обсуждения.

Когда доля каждой СК в перспективных поставках определена, она доводится сетевой компанией до сведения СК. ТСК также требует от СК сообщить ей, каким образом каждая СК намеревается покрывать приходящуюся на нее перспективную нагрузку. Иными словами, каждая СК должна составить перспективный план покрытия своей доли региональной нагрузки. В качестве ресурсов/альтернатив покрытия рассматриваются: а) собственные генерирующие мощности; б) гарантированные поставки от производителей электроэнергии; в) местная распределенная генерация; г) регулирование нагрузки. В качестве дополнительной альтернативы рассматривается сооружение и/или усиление линий электропередачи, необходимое либо для выдачи мощности от новых источников, либо для выхода на новые электроэнергетические рынки и покупки там электроэнергии с последующим ее транспортом к месту потребления. Подчеркивается, что способы покрытия нагрузки должны быть реальными. Например, если в плане указан какой-либо источник электроэнергии, то также должна быть предусмотрена схема выдачи его мощности в центр электрических нагрузок, включая необходимое развитие электрических сетей. Если заключается контракт на поставку электроэнергии от производителя, то обязательно должны быть указаны источники, от которых осуществляются поставки. Состав мероприятий по снижению нагрузки в период дефицитов также должен быть детально проработан. В [85] не указывается, но подразумевается, что цены ресурсов, необходимых для покрытия текущей и перспективной нагрузки, должны окупать все необходимые затраты, включая возврат инвестиций, требуемых для дополнительного развития этих ресурсов.

Если некоторые СК не обеспечивают свою долю покрытия региональной нагрузки, установленную ТСК, то к ним применяются штрафные санкции в виде надбавки к цене электроэнергии, покупаемой ими на спотовом рынке. Штрафные надбавки имеют целью дать экономический сигнал СК снизить покупки на спотовом рынке, чтобы предотвратить дефицит электроэнергии. Уровни штрафных надбавок к ценам обсуждаются. Если в системе все же возникает дефицит, то СК, не обеспечивающие свою долю покрытия, принудительно ограничиваются системным оператором в покупках электроэнергии на спотовом рынке.

В представленной выше системе регламентации (регулирования) развития энергосистем можно выявить следующие недостаточно ясные аспекты.

Во-первых, в условиях рынка потребители не прикреплены к конкретным СК и производителям электроэнергии и имеют право их выбора. Поэтому не ясно, как можно закреплять за каждой СК определенную долю покрытия нагрузки на территории, обслуживаемой сетевой компанией. В перспективе потребители могут перейти от одной СК к другой либо закупать электроэнергию непосредственно у производителя за пределами зоны обслуживания ТСК, на территории которой они расположены.

Во-вторых, как следует из рассмотренной нами системы правил, СК разрешено иметь собственные генерирующие источники. В то же время одно из основных положений либерализации электроэнергетики состояло в разделении секторов генерации, передачи и сбыта электроэнергии. Таким образом, здесь наблюдается восстановление вертикальной интеграции указанных секторов.

В-третьих, налагаемые ТСК штрафные надбавки к цене электроэнергии, покупаемой на спотовом рынке СК, нарушившими требование поддержания определенного уровня мощностей, видимо, будут перекладываться этими СК на потребителей. Кроме того, ограничения на покупку электроэнергии со спотового рынка, накладываемые на эти же СК, также будут налагаться на потребителей, пользующихся услугами данных СК. То есть за то, что некоторая СК не справилась со своими обязанностями по поддержанию необходимого уровня ресурсов, в конечном итоге будут расплачиваться потребители. Однако, с другой стороны, можно предположить, что потребители, оказавшись вынужденными платить штрафные надбавки и испытывая ограничение нагрузки, сменят СК. Так что СК, находясь под угрозой лишения своих потребителей, будет вынуждена поддерживать необходимый уровень генерирующих ресурсов.

В-четвертых, не ясно, на какие цели будут направлены штрафы, налагаемые на СК, не выполнившие требования по поддержанию необходимого уровня ресурсов. По всей видимости, их следовало бы направлять на развитие ресурсов, необходимых для покрытия перспективной нагрузки.

В процессе обсуждения проекта Свода правил по организации, функционированию и развитию электроэнергетических рынков, основные положения которого в части процедур, регламентирующих (регулирующих) процесс развития либерализованных энергокомпаний, только что были рассмотрены, со стороны штатов было высказано немало критики в адрес ФЭК США, что она превышает свои полномочия, нарушая юрисдикцию штатов, в частности регламентируя уровни необходимых генерирующих и передающих мощностей [88]. В новой версии Свода правил ФЭК, учтя замечания штатов, не включила рассмотренный выше подход по регламентации процедур и правил развития генерирующих мощностей. Однако в [88] указывается, что каждому штату требуется определить подход к обеспечению необходимыми генерирующими и трансмиссионными ресурсами. Таким образом, ФЭК фактически продолжала признавать необходимость формирования определенной системы регламентации развития либерализованных энергокомпаний. Но в силу сложившихся в США системы и практики принятия решений, а также институциональной среды федеральные органы оказываются не в состоянии сформировать такую систему, оставаясь в рамках своей юрисдикции. Поэтому она должна формироваться на уровне штатов.

Рассмотренное выше дает представление о механизмах, процедурах и правилах, регламентирующих развитие электроэнергетики в условиях рынка, разработанных за рубежом. Из выполненного анализа видно, что и в условиях либерализации электроэнергетики за рубежом начинают появляться зачатки системы регламентации/регулирования развития и инвестирования данной отрасли. Однако в настоящее время еще окончательно не выработаны механизмы, обеспечивающие устойчивое развитие генерирующих мощностей в условиях рыночной либерализации. Не сформирована и тем более не опробована целостная система управления развитием и инвестированием рыночной электроэнергетики, необходимость которой теперь признается.

Вставка 14. Опыт управления развитием генерирующих мощностей в условиях рынка: 1. После калифорнийского кризиса резко возросло внимание к проблемам развития либерализованной электроэнергетики. 2. Применялись или предложены несколько механизмов обеспечения необходимых установленных мощностей в условиях рынка: - создание «стратегического резерва» генерирующих мощностей; - специальная плата за мощность (вне зависимости - используется она или нет); - регламентация определенного уровня резервов; - организация рынка мощностей («подписки» на мощность) в дополнение к рынку электроэнергии. К сожалению, эти механизмы либо еще не опробованы, либо не вполне оправдали себя. 3. Обстоятельный проект Свода правил по организации, функционированию и развитию электроэнергетических рынков подготовлен в конце 2002 г. Федеральной энергетической комиссией США. Однако проект вызвал замечания со стороны штатов, и решение проблем развития рынков ФЭК оставила на их усмотрение. 4. Заслуживает внимания опыт Республики Корея, где АЭС и ГЭС сохранены при реформировании в государственной собственности. Их развитие будет обеспечиваться государством, притом в такой мере, чтобы не допускать дефицита на рынке электроэнергии. 5. В целом анализ зарубежного опыта показал, что еще не выработано достаточно цельных и эффективных механизмов управления развитием генерирующих мощностей в условиях рынка. Одна из причин этого состоит в том, что данным проблемам стали уделять внимание лишь в самые последние годы (ранее считалось, что рынок все сделает сам).

ГЛАВА 4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАЗВИТИЯ РЫНКА

В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

В данной главе предпринята попытка проанализировать развитие ЭЭС с использованием графического аппарата, широко применяемого в теории рыночной экономики. Учитывая существенные особенности электроэнергетики, картину рынка электроэнергии не всегда удается воспроизвести с желаемой детальностью и точностью. Приходится пользоваться условными кривыми, лишь принципиально отражающими взаимоотношения участников рынка. Несмотря на это, графический анализ рынка в электроэнергетике представляется интересным и полезным и ряд особенностей развития ЭЭС в условиях рынка можно показать и проиллюстрировать. Для удобства изложения обозначения некоторых величин приняты иными, чем в предыдущих главах.

4.1. Экономические характеристики электростанций, ЭГК и ЭЭС

В теории рыночной микроэкономики [21-23] при анализе цен, формирующихся на рынке, используется ряд экономических понятий, величин и зависимостей: издержки производства, доход и прибыль, кривые спроса и предложения и др. В рамках данной книги невозможно дать сколько-нибудь полное представление о них, и авторы предполагают определенное знакомство читателей с основами микроэкономики. Некоторые пояснения будут при необходимости даваться в ходе изложения.

Одним из наиболее важных понятий, которое будет использоваться дальше, являются издержки производства, или просто издержки. В основном будут применяться удельные издержки на единицу продукции, которые имеют ту же размерность, что и цены, - в нашем случае рубли на киловатт-час или доллары на киловатт-час.

Смысл и состав издержек достаточно известен, он пояснялся, в частности, в §2.1 (см. рис. 2.1 и 2.2). Напомним лишь, что в рыночной экономике в издержки включается нормальная прибыль, которая понимается как некоторое минимальное, или нормальное вознаграждение деятельности предпринимателя ([21], с. 46).

Различают несколько категорий издержек, из которых далее будут использоваться:

- переменные, постоянные и общие издержки. Переменные зависят от объема производства, а постоянные - не зависят, общие издержки равны сумме постоянных и переменных;

- средние и предельные издержки. Средние издержки (СИ) определяются как средние по всему объему продукции, предельные (приростные, или маргинальные) издержки (ПИ) - как дополнительные, или добавочные на выпуск дополнительной единицы продукции;

- краткосрочные и долгосрочные издержки. Краткосрочные издержки (КИ) имеют место при фиксированной мощности (предприятия, энергокомпании, ЭЭС), долгосрочные издержки (ДИ) определяются в предположении, что мощность может увеличиваться (не фиксируется).

При анализе формирования цен на рынке используются общие издержки производства, хотя иногда полезно разделять их на переменные и постоянные. Остальные категории издержек могут комбинироваться: краткосрочные средние и предельные издержки (КСИ и КПИ), а также долгосрочные средние и предельные издержки (ДСИ и ДПИ).

Применительно к электроэнергетике следует различать издержки:

- отдельной электростанции (это может быть независимый производитель энергии - НПЭ),

- электрогенерирующей компании, которая может иметь несколько электростанций (в условиях свободного рынка в ЭЭС могут функционировать несколько ЭГК), и

- электроэнергетической системы в целом, в частности естественной монопольной компании.

Для анализа цен необходимо строить зависимости издержек от объемов производства. В электроэнергетике такие зависимости, в принципе, могут строиться двух видов: 1) как функции от рабочей мощности (загрузки) электростанции, ЭГК или ЭЭС и 2) как функции от их выработки (объема производства электроэнергии). Зависимости издержек от мощности более просты и наглядны, однако их применение ограниченно. Фактически они могут использоваться лишь при анализе текущих (мгновенных, часовых) режимов работы ЭЭС, в частности при анализе цен на спотовом рынке электроэнергии. Построение зависимостей издержек от выработки электроэнергии (например, годовой) встречает серьезные трудности из-за изменения нагрузки потребителей (и загрузки электростанций) по часам суток и сезонам года. В этом состоит одна из важных особенностей электроэнергетики, отличающих ее от других отраслей.

Несмотря на ограниченность применения зависимостей издержек от мощности, целесообразно рассмотреть сначала эти зависимости. На рис. 4.1 представлен принципиальный вид расходной (среднечасовой) характеристики тепловой электростанции (кривая 1):

И = f (W) , (4.1)

где И - часовые издержки производства, руб./ч;

W - среднечасовая рабочая мощность электростанции, кВт.

Часовые издержки слагаются из постоянных издержек ИП, не зависящих от рабочей мощности, и расхода топлива, умноженного на его стоимость. На этой кривой представляет интерес точка А, в которой ее касается прямая, проведенная из начала координат.

Кривая 2 представляет зависимость от мощности средних издержек (кратко-срочных):

. (4.2)

Эта кривая достигает минимума в точке B, соответствующей мощности W0. В этой же точке с ней пересекается кривая 3 - краткосрочных предельных издержек:

. (4.3)

·

Рис. 4.1. Зависимости издержек тепловой электростанции от мощности. 1 - часовые издержки производства, 2 - КСИ, 3 - КПИ.

При мощности, меньшей W0, кривая КПИ проходит ниже кривой КСИ - пока предельные (приростные) издержки меньше средних, последние уменьшаются. На участке справа от W0 предельные издержки превышают средние и последние возрастают вплоть до максимальной (установленной или располагаемой) мощности Wm. Величины КСИ и КПИ имеют размерность рубли на киловатт-час.

Предельные издержки являются полным аналогом характеристик относительных приростов, широко применявшихся при оптимизации суточных режимов работы ЭЭС (см., например, [89]). Средние издержки (их переменная часть) соответствуют при этом удельным издержкам на топливо, а постоянные издержки ИП - расходам холостого хода агрегатов и другим постоянным издержкам электростанции.

Не вдаваясь в детали (подробнее см. [21-23]), укажем, что кривая (функция) предельных издержек (кривая 3 на участке правее точки В на рис. 4.1) является одновременно кривой предложения (КП) фирмы (в данном случае электростанции). Это означает, что для максимизации своей прибыли при цене электроэнергии на рынке Ц электростанция будет продавать (предлагать) электроэнергию (среднечасовую мощность) по правилу

КП º КПИ = Ц. (4.4)

При КПИ < Ц электростанция с избытком возмещает свои дополнительные (приростные) издержки на выработку дополнительного киловатт-часа энергии и ей выгодно увеличивать рабочую мощность. Если же КПИ становятся больше Ц, то электростанция начнет нести убытки при дополнительном увеличении мощности. Поэтому для нее оптимально установление мощности (часовой выработки) в соответствии с равенством (4.4).

Заметим, что равенство (4.4) является аналогом равенства относительных приростов при оптимальном распределении нагрузки между электростанциями [89].

Если электрогенерирующая компания состоит только из тепловых электростанций, то зависимости издержек, показанные на рис. 4.1, можно построить для каждой электростанции и затем получить кривую предложения всей ЭГК, используя равенство (4.4). Для этого нужно просуммировать значения мощностей всех электростанций, соответствующие одинаковым значениям КПИ (и Ц), и построить суммарную характеристику предельных издержек всей ЭГК. Она будет представлять собой зависимость предельных издержек ЭГК от ее суммарной рабочей мощности. Операции по ее построению аналогичны построению суммарной характеристики относительных приростов ЭЭС (по равенству относительных приростов отдельных электростанций). Ее вид не будет таким плавным, как для отдельной электростанции, - будут переломы и разрывы, отвечающие максимальной загрузке наиболее экономичных электростанций. Суммарная характеристика предельных издержек ЭГК и будет ее кривой предложения.

На рис. 4.2, построенном с использованием [23] (с. 164), показаны кривые предложения (они же КПИ) двух электростанций с установленными (или располагаемыми) мощностями Wm1 и Wm2. Предполагается, что точки А и G соответствуют минимально возможным (допустимым) мощностям этих станций. По достижении максимальных мощностей кривые предложения (КП1 и КП2) переходят в вертикальный участок (предложение становится совершенно неэластичным). В правой части рисунка представлена их суммарная кривая предложения (КПэгк). В диапазоне цен Цa - Цg будет использоваться только первая электростанция. Затем до цены Цb работают обе электростанции, причем при цене Цg кривая КПэгк будет иметь разрыв, после которого ее наклон уменьшается (характеристики КП1 и КП2 суммируются). Выше цены Цb первая электростанция загружается полностью и форма КПэгк повторяет оставшийся до цены Цh участок КП2. При цене, большей Цh, кривая предложения ЭГК становится вертикальной.

Предполагая загрузку отдельных электростанций в соответствии с равенством (4.4), можно построить и характеристику средних издержек ЭГК. Однако алгоритм такого построения гораздо более сложный и мы не будем на этом останавливаться.

Рис. 4.2. Кривая предложения ЭГК, состоящей из двух электростанций.

 

Аналогично характеристикам ЭГК можно получить зависимости средних и предельных издержек (и кривые предложения) для электроэнергетической системы в целом, если она состоит только из тепловых (и атомных) электростанций. Эти характеристики, в принципе, будут иметь такой же вид, как и для ЭГК, но более или менее сложный в зависимости от состава электростанций и ЭГК в ЭЭС. Если уже имеются характеристики электрогенерирующих компаний, то их, естественно, можно использовать для построения характеристик ЭЭС в целом. Если же рассматривается монопольная компания, то характеристики ЭЭС будут фактически характеристиками данной компании.

Большие особенности имеют характеристики издержек гидроэлектростанций. С одной стороны, у них практически отсутствуют переменные издержки. Если пренебречь изменениями КПД и уровней воды, то часовые издержки гидростанций И (аналогичные показанным на рис. 4.1 для ТЭС) можно считать постоянными, не зависящими от рабочей мощности ГЭС. В связи с этим их предельные издержки будут равны нулю, а средние издержки - плавно уменьшаться вплоть до максимальной мощности ГЭС, не имея точки минимума.

С другой стороны, выработка ГЭС определяется располагаемым объемом воды, поэтому мощность ГЭС в тот или иной час будет зависеть от принятого распределения годового или сезонного притока воды (в зависимости от полезного объема водохранилища и вида осуществляемого регулирования стока) по месяцам года и часам суток. Кроме того, приточность воды носит случайный характер и может изменяться по годам и сезонам. В связи с этим для определения выработки и мощности ГЭС в различные сезоны, сутки и часы необходимо проводить сложные оптимизационные расчеты регулирования стока и режимов работы ГЭС, в том числе с применением вероятностных методов.

Учитывая указанные особенности, при построении характеристик издержек ЭГК или ЭЭС, содержащих ГЭС, приходится принимать некоторые предположения и допущения.

Рассмотренные зависимости издержек от среднечасовой мощности электростанций, как уже отмечалось, могут использоваться для анализа цен на спотовом рынке электроэнергии (с оговорками в отношении ГЭС). Однако эти зависимости еще не являются краткосрочными издержками (хотя так назывались) в том смысле, который в них вкладывается в теории микроэкономики [21-23]. Краткосрочные издержки должны характеризовать удельные (средние и предельные) издержки производства на выпуск продукции за какой-то период (как правило, год) при фиксированной мощности (производительности) фирмы. Применительно к электроэнергетике это должны быть зависимости издержек (на 1 кВт×ч) от годового производства электроэнергии электростанцией, ЭГК или ЭЭС в целом, т. е. более сложные зависимости второго вида. Такие зависимости должны отражать каким-то образом все разнообразие режимов работы электростанций в течение года. Естественно, это будут некоторые эквивалентные (усредненные, обобщенные) характеристики.

В электроэнергетике подобные зависимости оказываются неоднозначными - при фиксированной установленной (или располагаемой) мощности электростанции и одной и той же годовой выработке электроэнергии переменные (и общие) издержки производства (на 1 кВт×ч) будут различными в зависимости от того, как изменялись режимы ее работы в течение года. Если преобладал базисный режим работы, то переменные (топливные) издержки будут меньше, чем в случае, если электростанция работала преимущественно в пиковом режиме. Еще более неоднозначными такие зависимости будут для ЭГК и ЭЭС.

Авторы пытались построить реальные зависимости краткосрочных средних и предельных издержек от годовой выработки для тепловых и атомных электростанций ОЭС Центра, Северо-Запада и Средней Волги России, используя отчетные данные за гг. Однако эти попытки пока не увенчались успехом из-за многочисленных выявившихся трудностей. Главные из них:

1) по отчетным данным можно получить точки для средних издержек, соответствующие тому или иному прошедшему году. Перейти от этих точек к сколько-нибудь правдоподобной зависимости средних издержек от годовой выработки и тем более к зависимости предельных издержек (которые важны как кривые предложения) оказалось практически невозможным;

2) анализ цен на оптовом рынке электроэнергии необходимо проводить для предстоящего периода гг., когда будет прекращено регулирование цен в Европейской секции ЕЭС России. Между тем прогнозы цен на топливо весьма неопределенны. Ожидается изменение соотношения цен на уголь и природный газ на обратное (в настоящее время внутренние регулируемые цены на газ меньше, чем на уголь). В этих условиях топливные издержки электростанций разных видов можно оценить лишь некоторым диапазоном значений и говорить о построении их зависимостей от годовой выработки просто не приходится;

3) остался нерешенным вопрос о построении характеристик издержек гидроэлектростанций, о чем уже упоминалось выше.

Таким образом, реальных характеристик краткосрочных издержек для конкретных ЭЭС получить пока не удалось (возможно, это удастся сделать при продолжении исследований). Поэтому в дальнейшем будут использоваться условные кривые издержек и предложения, как это делается в [21-23]. По мере возможности они будут дополняться реальными значениями издержек различных видов электростанций.

На рис. 4.3 представлены основные экономические характеристики, которые влияют на формирование цен электроэнергии, для ЭЭС в целом для случая монопольной компании, когда характеристики ЭЭС и компании совпадают. Рисунок построен с использованием [23] (с. 197) в координатах цен на электроэнергию Ц (руб./кВт×ч) и годового производства электроэнергии Q(кВт×ч). На нем показаны:

- зависимость краткосрочных средних издержек (КСИ);

- зависимость краткосрочных предельных издержек (КПИ);

- кривая спроса на электроэнергию С (изображена линейной); она выражает годовой объем электроэнергии, который готовы купить потребители при соответствующей цене Ц;

- кривая предельного дохода компании (ПД), которая характеризует прирост дохода компании при повышении годовой выработки на 1 кВт×ч; с увеличением объема годового производства Q этот удельный предельный доход уменьшается, так как снижается цена, по которой потребители покупают электроэнергию; кривая ПД взаимосвязана с кривой спроса С, и ее наклон круче, чем у С (подробнее см. [21-23]).

Кривая ПД имеет большое значение для экономической деятельности монопольной компании, такое же как и кривая КПИ. Первая выражает предельный (приростный) доход, а вторая - предельные издержки (на 1 кВт×ч). Когда ПД превышает КПИ, компании выгодно увеличивать производство электроэнергии. Если же ПД < КПИ, то компании выгодно, наоборот, снижать производство. Равенство этих величин

ПД = КПИ (4.5)

определяет оптимальный для компании объем производства Q0, при котором она будет получать максимальную прибыль. На рис. 4.3 это достигается в точке А, где кривые ПД и КПИ пересекаются.

Рис. 4.3. Формирование цен на оптовом рынке электроэнергии в условиях монополии.

Если монопольная компания не регулируется и может произвольно изменять объем производства, то она установит его в размере Q0. Такой объем производства будет соответствовать точке B на кривой спроса С, а цена электроэнергии поднимется до Ц0. Между тем средние издержки компании при выпуске Q0 будут на уровне КСИ0 (точка E несколько выше точки минимума кривой КСИ). Следовательно, компания получит монопольную прибыль, равную площади прямоугольника «E-B-Ц0-КСИ0». Можно убедиться в том, что при уменьшении или увеличении производства электроэнергии по сравнению с Q0 эта прибыль будет меньше (см. также [21-23]).

Условиям рыночного равновесия (абстрактный случай, когда компания не использует свое монопольное положение) на рис. 4.3 соответствует точка F, в которой пересекаются кривые С и КПИ. При этом согласно теории рыночной микроэкономики достигается экономическое равновесие и обеспечивается наиболее полное использование всех располагаемых ресурсов и факторов (как производителей, так и потребителей). Можно видеть, что в точке F производство (и потребление) электроэнергии будет выше, а цена электроэнергии ниже, чем в точке B. В то же время в точке F монопольная компания еще будет получать повышенную прибыль (сверх нормальной), так как ее средние издержки при этом ниже предельных (кривая КСИ проходит ниже кривой КПИ).

Для регулируемых естественных монополий тарифы устанавливаются на уровне средних издержек. На рис. 4.3 это соответствует точке G, где КСИ пересекается с линией С. Выпуск продукции при этом дополнительно увеличивается, а цена снижается по сравнению с точкой F. Монопольная компания получает в этом случае только нормальную прибыль, заложенную в издержках производства. О таком регулировании принято говорить, как о передаче потребителям всех преимуществ, получаемых от естественной монополии. Действительно, при регулировании потребители получают наибольшее количество электроэнергии и по наименьшим ценам.

Сопоставляя три рассмотренных случая (точки B, F и G на рис. 4.3), можно видеть, что:

- при прекращении регулирования цен и создании на оптовом рынке условий для совершенной конкуренции (переход из точки G в F) цены электроэнергии поднимутся с уровня средних до уровня предельных издержек, соответственно снизится электропотребление;

- если же условия для совершенной конкуренции не будут обеспечены, то производители могут уменьшить объем производства электроэнергии для превышения цен над предельными издержками и получения монопольной прибыли (переход из точки F в B).

Это иллюстрирует положения, обсуждавшиеся в предыдущих главах.

Рассмотрим теперь долгосрочные издержки, которые нужно использовать при анализе развития ЭЭС. Как уже отмечалось, они определяются в предположении, что мощность (вернее, годовое производство электроэнергии) ЭЭС не фиксируется и может изменяться. Обратимся к случаю, когда ЭЭС развивается, т. е. производство электроэнергии увеличивается (хотя, в принципе, возможно и обратное). В долгосрочные издержки должны, естественно, включаться капитальные затраты на строительство, необходимое для увеличения производительности фирмы или компании. При этом в отличие от краткосрочных издержек они не разделяются на постоянные и переменные. Поскольку мощность может изменяться, у долгосрочных издержек фактически отсутствует постоянная составляющая и они состоят только из переменных издержек (общие издержки совпадают с переменными).

При иллюстрации смысла и способа построения зависимостей долгосрочных издержек от выпуска продукции в теории микроэкономики [21-23] предполагается, что в своем развитии фирма перестраивается оптимальным образом. Для этого рассматривается несколько вариантов увеличения производительности фирмы и для каждого варианта строится кривая краткосрочных средних издержек. Кривая долгосрочных средних издержек будет представлять собой нижнюю огибающую этих кривых КСИ (рис. 4.4).

На рис. 4.4, построенном в соответствии с [23] (с. 147), показаны эти кривые. Предполагается, что в постоянной составляющей КСИj для каждого j-го варианта производительности Qj заложены капитальные затраты на развитие фирмы до уровня этой производительности. Если представить, что общее число вариантов J достаточно велико, то кривая ДСИ, как огибающая, превратится в плавную кривую (на каком-то участке даже в прямую) линию. Наклон кривой ДСИ вниз означает уменьшение издержек по мере увеличения производительности фирмы, т. е. положительный эффект масштабов производства. Как отмечалось в §1.1, такой эффект свойствен ЭЭС, он и привел к формированию естественных монополий в электроэнергетике. Там, где кривая ДСИ начинает подниматься вверх, эффект масштаба изменяется на отрицательный.

КСИ, ДСИ

КСИj