Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 13 )

·

·

·

·

ДСИ

·

 

Рис. 4.4. Кривая долгосрочных средних издержек.

Наряду со средними имеют место и долгосрочные предельные издержки (ДПИ), которые не показаны на рис. 4.4. На ниспадающем участке ДСИ кривая ДПИ будет проходить ниже ДСИ, в точке минимума ДСИ они пересекутся, а на восходящем участке ДСИ кривая ДПИ пройдет выше ДСИ. Кривая долгосрочных предельных издержек является кривой предложения фирмы в долгосрочном периоде. Вместе с кривой долгосрочного спроса потребителей (также не показанной на рисунке) она определяет точку рыночного равновесия в долгосрочном периоде (с учетом развития фирмы). Спрос потребителей в долгосрочном плане более эластичен, чем краткосрочный спрос, так как имеется возможность проведения энергосберегающих мероприятий, регулирования максимумов нагрузки и др.

Описываемое рыночное равновесие в долгосрочном плане, основанное на долгосрочных кривых спроса и предложения, представляет собой фактически тот «долгосрочный» рынок в электроэнергетике, о котором говорилось в §1.1. Именно такой рынок должен был бы обеспечивать развитие ЭЭС, но его нет сейчас ни в одной из стран и вопрос о его организации даже не ставился. Единственное известное авторам предложение, близкое по смыслу к такому рынку, об организации «подписки» на мощность высказано в [87] (оно рассмотрено в §3.3). Однако оно предполагало «подписку» в краткосрочном плане - на пиковую мощность в период системного максимума нагрузки. Здесь же речь идет о периоде 10-20 лет.

Применительно к электроэнергетике долгосрочные издержки имеют ряд особенностей, обусловленных, главным образом, тем, что электроэнергетические системы развиваются пообъектно, путем ввода новых электростанций и ЛЭП. При этом мощность существующих (действующих) электростанций остается неизменной, за исключением относительно редких случаев их модернизации.

Для отдельных электростанций понятие долгосрочных издержек, как представляется, вообще не имеет смысла. Действующие (и не модернизируемые) электростанции имеют фиксированные установленные мощности и постоянную часть издержек, не зависящую от годового производства электроэнергии. Поэтому у них могут быть только краткосрочные издержки (КСИ и КПИ), рассмотренные ранее. Каждая новая электростанция также представляет собой отдельный объект с фиксированной установленной мощностью. Будучи построена, она тоже будет иметь лишь краткосрочные издержки.

Между тем краткосрочные издержки у новых электростанций могут отличаться от издержек аналогичных действующих электростанций по величине их постоянной составляющей. В условиях свободного рынка в постоянных издержках новых электростанций всегда содержится инвестиционная составляющая, требующаяся для возврата инвестиций. У действующих электростанций, как отмечалось в гл. 2, эта составляющая может либо отсутствовать совсем, если инвестиции уже окупились (TR < TL), либо она может быть меньше, чем у новой, если электростанция была построена на кредиты в бытность регулируемой монополии (с меньшим процентом на капитал s). В связи с этим в дальнейшем мы будем различать краткосрочные издержки действующих и новых электростанций.

В наибольшей мере понятие долгосрочных издержек, представленных на рис. 4.4, подходит для монопольной компании, владеющей всей ЭЭС. По мере роста электропотребления компания строит новые электростанции, инвестиции в которые закладываются в краткосрочные издержки КСИ по ЭЭС в целом. При этом, как указывалось в §1.1, для ЭЭС как системы всегда имеет место положительный эффект масштаба, обеспечивающий снижение долгосрочных средних издержек (минимумов КСИ компании). Можно полагать, что для ЭЭС в целом кривая ДСИ не будет иметь восходящего участка, показанного в правой части рис. 4.4. Она будет иметь некоторый наклон вниз или проходить горизонтально. При этом кривая ДПИ будет соответственно идти ниже ДСИ или совпадать с ней. Напомним, что по оси абсцисс откладывается годовой отпуск электроэнергии монопольной компанией, т. е. долгосрочные издержки имеют смысл удельных для года в целом:

ДСИ - на 1 кВт×ч общей годовой выработки;

ДПИ - на 1 кВт×ч дополнительной годовой выработки.

У монопольной компании инвестиции для строительства новых электростанций и ЛЭП (или возврат кредитов, взятых для строительства) закладываются в кратко - и долгосрочные издержки по компании (или ЭЭС) в целом. При этом инвестиции (или возврат кредитов) относятся (делятся) на годовую выработку (точнее, годовой отпуск электроэнергии) всей ЭЭС. Эти инвестиции составляют часть издержек всей компании (а не отдельных электростанций), добавляемую к издержкам действующих электростанций. В долгосрочном плане они являются фактически переменными издержками компании, т. е. ДСИ и ДПИ будут состоять, как уже указывалось, только из переменных издержек.

Следовательно, для монопольной электроэнергетической компании, представляющей всю отрасль на своей территории, понятие долгосрочных издержек и способ их определения достаточно хорошо согласуются с принятыми в теории микроэкономики [21-23]. В этом случае нет необходимости различать действующую и строящуюся (новую) части ЭЭС.

При переходе от регулируемой монополии к свободному рынку монопольная компания разделяется на несколько электрогенерирующих компаний. Теперь уже будут важны не издержки всей ЭЭС в целом, а издержки отдельных ЭГК, выходящих на оптовый рынок электроэнергии.

В момент выделения из монопольной компании каждая ЭГК будет иметь набор электростанций с фиксированными мощностями и соответственно будут существовать некоторые зависимости краткосрочных издержек (средних и предельных) от годовой выработки для отдельных электростанций и ЭГК в целом. Такие зависимости для КСИ и КПИ рассмотрены ранее. Кривые КПИ будут одновременно кривыми предложения ЭГК, с которыми она выходит на рынок.

Если возникает необходимость развития ЭЭС, например вследствие роста электропотребления, то ситуация со строительством новых электростанций станет гораздо сложнее, чем при регулируемой монополии. Развитие ЭЭС означает развитие одной или нескольких ЭГК либо появление в ЭЭС нового производителя электроэнергии (НПЭ).

Для НПЭ, представляющего отдельную новую электростанцию, характеристики долгосрочных издержек, как уже указывалось, вообще не имеют смысла. Новая электростанция имеет фиксированную мощность, и у нее будут лишь краткосрочные издержки. Последние будут включать инвестиционную составляющую, необходимую для окупаемости инвестиций, и они будут выше издержек аналогичных действующих электростанций. Поэтому кривые КСИ и КПИ у НПЭ будут проходить выше таких кривых для действующих электростанций такого же типа.

Для электрогенерирующих компаний кривые долгосрочных издержек, казалось бы, могут быть построены таким же способом, как и для монопольной компании (для ЭЭС в целом). Однако можно убедиться в том, что это не так, если учесть рассмотренные в гл. 1 свойства ЭЭС, особенности рынка в электроэнергетике, а также статус и интересы ЭГК. В сфере капитального строительства ЭГК будут индивидуально оценивать финансовую эффективность каждого вложения капитала, в том числе сопоставлять эффективность строительства новой электростанции с альтернативными вариантами вложений. К этому их вынуждает пообъектное развитие ЭЭС. Причем, как показано в §1.4, ЭГК не будут разносить инвестиции на выработку своих действующих электростанций (как это происходит в регулируемой монополии) - каждая новая электростанция должна сама окупать инвестиции на ее строительство. В оптовом рынке электроэнергии участвуют только действующие электростанции со своими характеристиками КСИ и КПИ. Новые электростанции, как и в случае НПЭ, будут характеризоваться также краткосрочными издержками, которые будут больше, чем у аналогичных действующих электростанций. Следовательно, вместо общепринятых для регулируемой монополии долгосрочных издержек, при рассмотрении развития независимых ЭГК в условиях свободного рынка необходимо использовать краткосрочные издержки новых электростанций. Подробнее это проиллюстрировано в следующих параграфах.

Вставка 15. Особенности издержек производства в электроэнергетике: 1. Характеристики издержек производства электроэнергии можно строить в зависимости от: - рабочей мощности (мгновенной или часовой); - годовой выработки электроэнергии. Первые могут использоваться для анализа формирования цен на спотовом рынке, вторые - для анализа оптовых цен в годовом и долгосрочном периодах. 2. Следует различать издержки отдельных электростанций, электрогенерирующих компаний и ЭЭС в целом (монопольной компании). 3. Большую особенность имеют характеристики издержек гидроэлектростанций. Их трудно представить в виде, принятом в микроэкономике. 4. Зависимости краткосрочных издержек (на 1 кВт×ч) от годовой выработки электростанций, ЭГК и ЭЭС в целом являются неоднозначными ввиду изменения режимов работы (рабочих мощностей) по сезонам года и часам суток. В связи с этим для анализа цен на рынке электроэнергии приходится использовать условные кривые, лишь принципиально отражающие закономерности и тенденции изменения издержек производства, доходов компаний и спроса потребителей. 5. Характеристики долгосрочных издержек, применяемые в микроэкономике для анализа развития фирм и отраслей, в электроэнергетике можно построить лишь для монопольной компании (ЭЭС в целом). Для отдельных электростанций (в том числе НПЭ) долгосрочные издержки не имеют смысла. 6. Для электрогенерирующих компаний в условиях свободного рынка ввиду пообъектного развития ЭЭС вместо долгосрочных приходится оперировать краткосрочными издержками новых электростанций, которые выше издержек действующих электростанций такого же типа на величину составляющей, требующейся для окупаемости инвестиций.

4.2. Развитие генерирующих мощностей в условиях

регулируемой монополии

На рис. 4.5 представлено несколько ситуаций рыночного равновесия монопольной вертикально-интегрированной энергокомпании (ВИЭК), в том числе при ее развитии. Обозначения функции спроса потребителей (С), краткосрочных, средних и предельных издержек компании (КСИ и КПИ), а также ее предельного дохода (ПД) приняты такими же, как на рис. 4.3. Кривые КСИ1 и КПИ1 отражают некоторое исходное состояние компании, а КСИ2 и КПИ2 - после увеличения (развития) ее генерирующих мощностей (при той же функции спроса С).

 

Рис.4.5. Монопольное равновесие.

Для исходного состояния показано несколько ситуаций (некоторые из них аналогичны изображенным на рис. 4.3):

- отсутствие всякого регулирования монопольной компании;

- установление регулируемой цены ЦР, но без обязательства покрывать весь платежеспособный спрос;

- введение дополнительно такого обязательства.

При отсутствии регулирования для компании будет выгодно ограничить годовой отпуск электроэнергии величиной Q*, которая соответствует точке J – пересечению кривых КПИ1 и ПД [90]. При этом в соответствии с функцией спроса С установится цена Ц* и компания будет получать монопольную прибыль. На единицу продукции она будет равна разности Ц* – ЦР, а полный ее объем – произведению Q* (Ц* – ЦР). Очевидно, что это принесет ущерб потребителям.

Допустим теперь, что вводится некоторая постоянная регулируемая цена ЦР, но не предъявляется требование, чтобы компания покрывала весь платежеспособный спрос. Функция спроса С, которая проходила ранее через точки АВЕFI, под воздействием ценового регулирования превратится в функцию СР и будет проходить через точки ЦРGF. Поскольку в данном случае цена не меняется в зависимости от спроса, предельный доход на единицу дополнительно вырабатываемой электроэнергии будет постоянным. Поэтому предельный доход в условиях ценового регулирования ПДР на участке ЦРGF совпадает с функцией спроса СР. Установление цены извне препятствует монополии оказывать влияние на функцию спроса. В результате функция спроса ЦРGF регулируемой монополии, будучи совершенно эластичной, фактически является функцией спроса совершенно конкурентной компании [22].

В условиях только ценового регулирования монополия, стремясь увеличить прибыль, будет повышать выработку, демонстрируя поведение совершенно конкурентной компании. Предполагается, что производственные мощности энергокомпании фиксированы. Поэтому она при наличии избыточных мощностей может перемещаться по кривой краткосрочных предельных затрат вправо. Как правило, это менее эффективные установки по сравнению с постоянно находящимися в работе агрегатами. Следовательно, с увеличением выработки при их загрузке предельные и средние затраты по энергосистеме в целом возрастут. Рост выработки будет происходить до тех пор, пока монополия не окажется в новой точке равновесия G, в которой пересекаются кривая предельных затрат монополии с новой кривой предельного дохода. Новое значение оптимальной выработки регулируемой энергокомпании равно QР (см. рис. 4.5). Дальнейшее увеличение выработки для компании невыгодно, так как далее точки G предельные затраты будут превышать предельный доход. Таким образом, введение ценового регулирования монополии привело к снижению цены электроэнергии с Ц* до ЦР и увеличению ее оптимальной выработки с Q* до QР. Следует отметить, что эффекты регулирования цен для монополии и конкурентной фирмы коренным образом различаются. При введении ограничения цен на рынке поставки продукции конкурентными компаниями сократятся [22].

Как видно из рис. 4.5, ценовое регулирование приводит также к тому, что цены на участке GF новой функции спроса СР будут ниже цен на соответствующем участке BF кривой спроса С (за исключением точки F, где цены для обеих функций спроса совпадут). Поскольку, как отмечалось ранее, в условиях ценового регулирования монополии выгодно производить объем продукции не выше QР, то спрос на участке GF в объеме Qд – QР останется непокрытым и возникнет дефицит.

Однако, как видно из рис. 4.5, возможно назначить такую цену, при которой дефицит продукции в условиях ценового регулирования не возникает. Это цена ЦР** при объеме выпуска продукции QР**. Данные цена и объем производства определяются точкой Е, которая является точкой пересечения кривых предельных издержек и предельного дохода (определяемого функцией спроса, установленной на уровне ЦР**) с функцией спроса С. Поэтому при установлении регулируемой цены на уровне ЦР** дефицита не возникает. Однако при такой цене у монополии по-прежнему имеется удельная дополнительная прибыль в размере HE . Суммарная монопольная прибыль в данном случае составит HE ´ QР**.

Если ВИЭК несет ответственность за электроснабжение потребителей на своей территории, то она будет обязана увеличить при установленном тарифе ЦР годовое производство до объема Qд, т. е. покрыть дефицит на участке GF. На рис. 4.5 цена ЦР и объем Qд показаны соответствующими точке F, где пересекаются функции спроса С со средними издержками компании КСИ1. Ниже такой цены тариф назначаться уже не должен, так как это привело бы к убыткам компании и необходимости субсидий для ее существования. Установление тарифа на уровне средних издержек ВИЭК соответствует существующей практике государственного регулирования естественных монополий, о чем уже упоминалось ранее.

Анализируя левую часть рис. 4.5, можно убедиться в том, что рассмотренное исходное состояние компании (с характеристиками КСИ1 и КПИ1) не оптимально при показанном спросе С. Спрос может быть покрыт не больше, чем в объеме Qд, при цене не ниже, чем ЦР. Между тем минимально возможные средние издержки компании находятся на уровне ЦР*, значительно более низком, чем ЦР. Это означает необходимость развития компании. В долгосрочном периоде за счет ввода дополнительных мощностей можно переместить ВИЭК в новое положение равновесия I (см. рис. 4.5). Переход ВИЭК в точку I в долгосрочной перспективе обусловлен тем, что энергокомпании не только подвержены ценовому регулированию, но и законодательно обязаны покрывать весь платежеспособный спрос обслуживаемой ими территории.

Для того чтобы получить функции предельных и средних издержек в новой точке равновесия, функции КСИ1 и КПИ1 монополии суммируются с соответствующими функциями новых объектов. Объем вводов этих объектов должен быть таким, чтобы в новом положении равновесия минимум КСИ2 ВИЭК находился на функции спроса С. В данной точке (как и в точке Е, см. выше) обеспечивается максимальный эффективный уровень выработки и отсутствует дефицит электроэнергии. При этом регулируемая цена ЦР* является минимальной (если, конечно, не рассматривать возможности субсидирования ВИЭК), поскольку устанавливается на уровне минимума средних издержек. Эти издержки должны включать инвестиционную составляющую на развитие для обеспечения перехода ВИЭК в указанную выше точку равновесия. Расчет инвестиционной составляющей осуществляется на основе перспективных планов развития ВИЭК.

Линия JI, на которой находятся минимумы КСИ, является фактически кривой долгосрочных средних издержек (ДСИ) монопольной компании (см. рис. 4.4).

В условиях регулирования отсутствуют какие-либо ценовые сигналы, стимулирующие развитие установленных мощностей ВИЭК. Вместо этого требуется организационная система развития, в рамках которой выполняются прогнозирование спроса на электроэнергию, составление перспективных планов покрытия данного спроса, обоснование и проектирование конкретных генерирующих и сетевых объектов, и наконец, строительство этих объектов. Таким образом, происходит опережающее (заблаговременное) развитие мощностей. Причем скоординированы их структура по типам и вводы по срокам. Скоординированы также вводы и размещение электростанций с вводами электрических сетей. Конечно, в ходе реализации планов могут происходить отклонения от намеченного, обусловленные различными факторами (несоответствие реальных темпов роста нагрузки прогнозируемым и др.), в связи с чем энергокомпания может отклониться от равновесного состояния.

На рис. 4.6 графически представлен процесс развития генерирующих мощностей в рамках ВИЭК. В исходном состоянии энергокомпания находится в точке А - точке долгосрочного равновесия, которая описывалась ранее (соответствует точке I на рис. 4.5). При прогнозировании роста электропотребления (когда ожидается сдвиг функции спроса из положения С1 в положение С2), как уже отмечалось, составляется перспективный план покрытия этого роста и рассчитывается необходимый объем капиталовложений. Исходя из годового объема текущего электропотребления (Q1*), покрываемого ВИЭК, и необходимого годового объема капиталовложений (К1) определяется удельная инвестиционная составляющая (представлена отрезком IЦ*Р) – см. рис. 4.6. Площадь прямоугольника IЦРАH равна площади прямоугольника К1, а сторона последнего, лежащая на оси абсцисс, равна длине отрезков АE или HG. Инвестиционные средства могут собираться через инвестиционную составляющую в течение нескольких лет (в объеме К1 ежегодно) и вкладываться затем в строительство объектов, необходимых для покрытия прогнозируемого прироста нагрузки. Таким образом, инвестиции на прирост генерирующих мощностей «раскладываются» на всю выработку энергокомпании.

 

Рис.4.6. Развитие электроэнергетической монополии в условиях регулирования.

При росте нагрузки функция спроса С1 сдвигается в положение С2. Для того чтобы ВИЭК перешла в новое положение равновесия, требуется ввести новые генерирующие мощности с выработкой, равной Q2*– Q1*. Суммируя функции средних и предельных издержек монополии в положении равновесия А с аналогичными функциями новых объектов, получим функции монополии КПИ2 и КСИ2 в новой точке равновесия Е. В этой точке пересекаются функции средних и предельных затрат для нового состояния равновесия, спроса С2, спроса СР, (СР одновременно является функцией предельного дохода ПДр), а также функция регулируемой цены ЦР*. Линия АE будет представлять собой кривую долгосрочных средних издержек монопольной компании с учетом затрат на ее развитие (инвестиционной составляющей).

Ситуация может сложиться так, что либо введенных мощностей окажется в избытке (функция спроса не достигла положения С2 и находится в положении С’), либо (если функция спроса С2 окажется в положении С”) введенных мощностей будет недостаточно. И в том и другом случае возрастают издержки производства, а во втором случае, кроме того, возможно возникновение дефицита электроэнергии. В первом случае издержки возрастают за счет неполной загрузки оборудования и увеличения доли постоянных затрат, а во втором из-за загрузки резервного и неэффективного оборудования (точки B и F на рис. 4.6 соответственно). В связи с этим требуется либо увеличение цены свыше ЦР*, либо получение субсидий для покрытия ущербов энергокомпании. С ростом нагрузки функция спроса С’ переместится в положение С2 и ВИЭК окажется в точке долгосрочного равновесия Е. Для того чтобы из точки F перейти в новую точку долгосрочного равновесия, требуется ввести дополнительные мощности.

Развитие регулируемой ВИЭК происходит путем постоянного ввода новых мощностей с той интенсивностью, которая определяется темпами роста нагрузки. Вследствие этого функции средних и предельных издержек ВИЭК постоянно перемещаются вправо вдоль линии предельного дохода ПДР при регулируемой цене ЦР*. Когда линия спроса проходит через точку пересечения указанных ранее функций, достигается состояние равновесия. В этом состоянии, с одной стороны, нет недоиспользования мощностей, с другой – нет их недостатка. При заблаговременном или, наоборот, отстающем вводе новых мощностей, непредвиденном росте/снижении нагрузки и/или цен на топливо, стоимости капитала и др. данное равновесие нарушается. Как показывает анализ зарубежного опыта (гл. 3), для регулируемых ВИЭК более характерно переинвестирование. При этом точка равновесия не достигается и система находится в некоем субравновесном состоянии.

Задачей рационального планирования развития ВИЭК является не только обеспечение таких вводов электростанций, но и установление такой регулируемой цены на электроэнергию, при которой энергокомпания будет находиться в положении постоянного долгосрочного) равновесия, обеспечивающего бездефицитное покрытие платежеспособного спроса при минимальных издержках и тарифах на электроэнергию и отсутствии убытков у компании. Поскольку экономические стимулы к достижению такого равновесия в условиях регулирования отсутствуют, их должна заменить рационально сформированная организационная система развития отрасли.

Вставка 16. Виды равновесного состояния монопольной электроэнергетической компании: 1. При отсутствии регулирования монопольная компания ограничивает производство объемом, при котором ее предельный доход равен краткосрочным предельным издержкам (КПИ). При этом компания получает максимальную монопольную прибыль. 2. При установлении только ценового регулирования компания увеличивает производство до объема, при котором ее КПИ равны назначенному тарифу. Платежеспособный спрос покрывается при этом не полностью (образуется дефицит). 3. Если компания обязана покрывать весь платежеспособный спрос, то равновесие наступает при тарифе, соответствующем равенству (точке пересечения) функции спроса потребителей и краткосрочных средних издержек компании (КСИ). При этом компания полностью покрывает свои расходы, включая нормальную прибыль. 4. В долгосрочном плане оптимальное равновесное состояние компании наступает при равенстве функции спроса потребителей минимальному значению КСИ (пересечении функции спроса с кривой КСИ в точке минимума последней). При этом платежеспособный спрос покрывается при минимальном тарифе на электроэнергию. 5. Развитие регулируемой монополии происходит за счет включения в тарифы инвестиционной составляющей. Для правильного ее определения и использования необходима организационная система развития, обеспечивающая разработку и реализацию сбалансированных планов развития энергокомпании.

4.3. Спотовый рынок и развитие генерирующих мощностей

На рис. 4.7 графически представлен рыночный процесс развития генерирующих мощностей. Предполагается, что экономические сигналы, стимулирующие это развитие, формируются на спотовом рынке. По оси абсцисс откладывается мощность, чтобы отразить в анализе систематическое (суточное и сезонное) изменение нагрузки. Поскольку потери на передачу и расход на собственные нужды электростанций здесь не учитываются, то мощность электростанций равна нагрузке.

В условиях рынка функция краткосрочных предельных издержек на участке выше средних переменных издержек является индивидуальной функцией краткосрочного предложения компании КП [22]. Функции предложения отрасли определяются суммой КПИ входящих в отрасль компаний [21].

На участке MAIG функция предложения КП1 отражает (как и ранее) предельные издержки на выработку продукции. В точке G затраты максимальны и равны предельным затратам производства электроэнергии в период максимума нагрузки. В этой же точке достигается предел мощности W2 и кривая КП1 переходит в вертикальный участок. В работе не рассматриваются вопросы обеспечения надежности. Считается, что мощность W2 обеспечивает покрытие максимума нагрузки с учетом минимально необходимых резервов.

Рис. 4.7. Развитие рыночной электроэнергетики.

На вертикальном участке GE функция имеет совершенно другую природу. Она отражает экономическую ценность генерирующих мощностей в условиях их дефицита [91].

1

В периоды сниженных нагрузок W1 функция спроса C1 пересекает функцию предложения в точке равновесия А, определяющей соответствующий уровень равновесной цены Ц1. При циклическом (суточном и сезонном) изменении нагрузки функция спроса С1 с соответствующей периодичностью перемещается вправо в положение С’ , достигая новой точки равновесия G, и возвращается обратно. В данном случае процесса развития пока не происходит, поскольку увеличение спроса покрывается за счет имеющихся мощностей.

При дальнейшем росте спроса в условиях ограниченных мощностей точка равновесия переходит на вертикальный участок функции КП1, чтобы сбалансировать ограниченную выработку с растущим спросом. Равновесная цена на вертикальном участке функции КП1 будет превышать предельные затраты на выработку электроэнергии энергокомпаний при работе с максимальной мощностью W2 (за исключением точки G). Разница между равновесной ценой на данном участке и максимальными предельными затратами называется инвестиционной премией (capacity premium) [91, 92]. Фактически она является монопольной прибылью.

Инвестиционная премия считается экономическим стимулом для развития генерирующих мощностей в условиях рынка. Она служит ценовым сигналом инвесторам, которые, ожидая получения прибыли, в условиях высоких цен на электроэнергию (когда функция спроса находится на вертикальном участке функции предложения) осуществляют инвестиции в генерирующие мощности и увеличивают выработку электроэнергии. В условиях ограниченных мощностей, в силу цикличности процесса электропотребления, функция спроса будет выходить на вертикальный участок функции предложения КП1 во время максимальных нагрузок. В остальное время имеющихся мощностей обычно бывает достаточно для покрытия и функция спроса будет возвращаться на участок AIG функции КП1. Поэтому инвестиционные премии возникают только в часы максимальной нагрузки энергосистем.

При формировании инвестиционной премии работающие на рынке производители получают дополнительные прибыли. Годовой объем прибылей, формирующихся за счет инвестиционных премий, равен произведению

p´ W2 ´h´ИП, (4.6)

где W2 – мощность электростанций (см. рис. 4.7);

h – годовое число часов работы мощности W2;

ИП – среднегодовая инвестиционная премия; так как ИП циклически меняется (при росте и снижении спроса) в течение года, то для учета этой изменчивости требуется использовать ее среднегодовое значение.

Первый множитель p из (4.6) определяет ту долю времени в году, в течение которой формируются инвестиционные премии. Примем, что максимум нагрузки имеет место m часов в сутки, а в году в течение n месяцев наблюдаются максимальные сезонные нагрузки, в том числе годовой максимум. Тогда

p = . (4.7)

Принимая m и n равными, например, пяти часам и месяцам, получим, что в течение примерно 9% (0,09) времени года в ценах на электроэнергию будет присутствовать инвестиционная премия.

’

’

’

Указанное в (4.6) произведение пропорционально площади прямоугольника на рис. 4.7 со стороной Ц1G, равной W2, и другой стороной, меняющейся в зависимости от соотношения спроса и предложения от нуля до величины, равной Ц2 – Ц1. При этом коэффициентами пропорциональности являются p и h. В ситуации, представленной на рис. 4.7, когда функция спроса достигает положения С2, указанным прямоугольником является Ц1Ц2EG.

Рост инвестиционной премии (и соответственно дополнительных прибылей работающих на рынке производителей) происходит до тех пор, пока эта премия не достигнет такого уровня, когда новым участникам становится выгодным войти в рынок. Предположим, что это произошло в точке равновесия Е. Новые участники приходят на рынок тогда, когда, вложив средства в новые генерирующие источники, они смогут окупить свои инвестиции с учетом процента на капитал за счет доходов от этих источников при ценах на электроэнергию, включающих приемлемую для них инвестиционную премию.

В условиях конкуренции со стороны новых участников уже работающие на рынке производители также начнут вводить новые мощности, чтобы, расширив свое производство, получать дополнительные доходы. Требуемый для ввода новых генерирующих источников объем капиталовложений представлен на рис. 4.6 прямоугольником К1. Сторона этого прямоугольника, лежащая на оси абсцисс, равна отрезку GF (приросту нагрузки DW =W3 - W2). Меньшая сторона прямоугольника равна удельным капитальным затратам в новые генерирующие мощности с учетом процентов на капитал. Объем данных капиталовложений составит

К1 = DW´h´к, (4.8)

где к – удельные капиталовложения в новые электростанции с учетом процентов на капитал, отнесенные на выработку электроэнергии.

Отрезок GE на рис. 4.7 характеризует инвестиционную премию, достаточную для того, чтобы привлечь инвесторов (ИП*). Собираемый инвесторами объем инвестиционных премий будет равен площади треугольника GEF (предполагается, что функция спроса линейна), умноженной на p и h, или иначе

´D W ´h´ИП*. (4.9)

Для того чтобы обеспечить окупаемость капиталовложений для инвесторов, необходимо, чтобы инвестиционные премии, определяемые только что приведенным произведением, были не меньше К1. Из сопоставления выражения для определения необходимых капиталовложений (4.8) и инвестиционных премий (4.9) видно, что

. (4.10)

Если принять, что p = 0,09 (см. выше), то инвестиционная премия, требующаяся для прихода инвесторов, должна на порядок превышать удельные капитальные затраты в новые электростанции.

Данное превышение обусловлено цикличностью электропотребления в суточном и сезонном разрезах, что приводит к формированию инвестиционной премии только в часы максимальных нагрузок, о чем уже сообщалось ранее. Если бы отсутствовала данная специфика электропотребления, то инвестиционная премия формировалась бы не только во время возникновения максимальных нагрузок, а в течение всех часов суток и всех сезонов года. В таком случае имеем p = 1, а инвестиционная премия определится из следующего нестрогого неравенства:

ИП* ³ 2к. (4.11)

Как видно из выражения (4.11), даже в случае круглосуточного и круглогодичного формирования инвестиционной премии ее уровень, необходимый для инвестора, все равно превышает удельные капиталовложения в новые электростанции. Это объясняется тем, что по мере расширения производства цена на электроэнергию на рынке падает и соответственно снижается инвестиционная премия. В новой точке равновесия F (рис. 4.7) она становится равной нулю. Поэтому инвестиционная премия ИП*, при которой инвестор придет на рынок, должна превышать необходимый по условиям возврата инвестиций уровень, чтобы компенсировать последующее ее снижение.