Как отмечается в [85], значительная часть потребителей электроэнергии в краткосрочном периоде имеет неэластичную функцию спроса. Это дополнительно увеличивает цену электроэнергии по сравнению с ценой, включающей инвестиционную премию, рассчитанную согласно выражению (4.10).
|
Расширение предложения на рынке вследствие ввода новых мощностей приведет к снижению цен. Если бы участники рынка обладали полной информацией о текущем и будущих состояниях рынка, то вводы новых мощностей были бы такими, что новое состояние равновесия было бы достигнуто в точке F. Однако реально равновесие может установиться в другой точке.
В [93] отмечается, что рынок электроэнергии схож с рынком жилья, который развивается циклично. Инвесторы не строят квартиры заблаговременно. Они ждут роста цен на жилье, после чего начинается массовое строительство. Возникает избыток предложения, и цены снижаются до минимальных отметок. Если инвесторы в электроэнергетике будут следовать той же модели поведения, что и на рынке жилья, то новое положение равновесия, минуя точку F, окажется в точке В. В этой точке инвесторы понесут убытки, поскольку не получат ожидаемой инвестиционной премии на возврат своих инвестиций. Они предпочтут закрыть свои неэффективные объекты, чем поддерживать их в эксплуатации. В итоге суммарная выработка электростанций упадет с Q4 до Q3 и отрасль вернется в положение равновесия F.
Как показывает зарубежная практика, в условиях либерализации электроэнергетических рынков возникает, скорее, ситуация недоинвестирования (см. гл. 3). В электроэнергетике существуют такие условия, как территориальная ограниченность электроэнергетических рынков, невозможность организовать электрогенерирующие компании сколько угодно малыми, а также наличие ценовых барьеров, систематически формирующихся на рынках электроэнергии в зависимости от соотношения спроса и предложения и препятствующих приходу на рынок новых участников (что отмечалось ранее). В таких условиях вероятно формирование олигополий.
В условиях олигополистической конкуренции работающие на рынке энергокомпании либо по сговору, либо следуя примеру друг друга [22], для предотвращения прихода новых инвесторов, не дожидаясь достижения положения равновесия в точке E, могут вводить небольшие мощности, чтобы немного увеличить предложение и несколько снизить цены относительно Ц2. Тогда инвестиционная премия становится недостаточной для прихода на рынок электроэнергии новых инвесторов. При этом уже работающие на рынке производители будут присваивать инвестиционные премии, которые хотя и в меньших размерах, но будут формироваться в рыночной цене. Невозможность окупить вновь введенные электростанции за счет доходов от функционирования этих станций не является проблемой для уже действующих на рынке энергокомпаний (хотя для новых участников требование самоокупаемости проектов обязательно). Работающие на рынке производители в условиях ограничения на вход в рынок, как уже отмечалось, имеют дополнительные прибыли в виде инвестиционных премий и могут инвестировать из них новые вводы. Таким образом, работающим на рынке производителям может быть выгодным тратить деньги на незначительные приросты мощностей, чтобы «отпугнуть» новых инвесторов для поддержания ограниченного предложения, высоких равновесных цен и получения дополнительных прибылей.
|
Процесс развития генерирующих мощностей в условиях рынка представляет собой движение от одного состояния равновесия к другому. Траектория такого движения имеет «пилообразный» вид. Зубцы (циклы) будут меньше и чаще, если развитие происходит в условиях недоинвестирования. В случае, если будет вводиться достаточно мощностей или даже возникнет переинвестирование, зубцы будут больше и реже. Продолжительность циклов труднопрогнозируема. С одной стороны, она должна быть достаточна, чтобы инвесторы окупили свои капиталовложения, с другой - рост цен на электроэнергию на порядок в отдельные часы суток и сезоны года в течение продолжительного периода времени вряд ли приемлем для потребителей, и государство, скорее всего, не допустит такой ситуации и введет ограничения на цены на рынке. Так, в частности, произошло в Калифорнии [93].
На рис. 4.7 представлена также функция долгосрочного предложения ДП, искусственно сглаживающая (осредняющая) текущие колебания на рынке. Поскольку, как было сказано выше, функции спроса циклически меняют свое положение в силу изменчивости электропотребления в суточном и сезонном разрезах, то точки равновесия на функции КП в краткосрочном периоде также циклически перемещаются. Поэтому на участке AIGE функции КП1 и аналогичных участках остальных функций краткосрочного предложения, образующихся путем суммирования КП1 с функциями КПИ новых мощностей (КП2 и последующих, см. рис. 4.7), требуется определить средневзвешенное значение затрат и инвестиционных премий, которые соответственно несет и получает компания на данном цикле развития. Полученные значения могут находиться как на пологом участке функций краткосрочного предложения, так и на вертикальном. Это можно будет определить в результате конкретных расчетов. Функция долгосрочного предложения пройдет через все полученные точки (см. рис. 4.7). В данном случае ДП характеризует отрасль с постоянными долгосрочными издержками. Большинство отраслей считаются отраслями с растущими издержками [21], и, следовательно, ДП для них будет восходящей линией. В рассматриваемом случае не имеет принципиального значения, является ли функция ДП функцией долгосрочного предложения отрасли с постоянными, уменьшающимися или растущими издержками.
Как видно из изложенного в данном разделе, спотовый рынок позволяет формировать крайне неустойчивые краткосрочные ценовые сигналы для инвесторов. Ценовые сигналы на спотовом рынке формируются не заблаговременно, а тогда, когда уже возникла ограниченность предложения электроэнергии. При этом могут иметь место очень большие колебания цен даже в течение суток. Очевидно, что оба указанных недостатка не позволяют рассматривать спотовый рынок как механизм, способный обеспечить устойчивое развитие генерирующих мощностей.
Заключение долгосрочных контрактов на рынке между производителем и неким рыночным агентом, ответственным за торговые операции, либо потребителем непосредственно позволяет заблаговременно определить требуемые на перспективу объемы поставок электроэнергии и избавиться от суточных и сезонных скачков цен в условиях ограниченного спроса. Однако такие контракты заключаются сейчас на срок до 2–3 лет, притом с действующими производителями. Рынок таких контрактов следует рассматривать как краткосрочный (годовой) рынок электроэнергии (см. гл. 1 и §4.1). Такой рынок также не может обеспечить необходимое развитие ЭЭС. Как уже указывалось, для этого необходим рынок сверхдолгосрочных контрактов на 15– 20 лет, которого пока еще нигде нет.
Вставка 17. Механизм развития электроэнергетики в условиях свободного рынка: 1. Развитие генерирующих мощностей происходит под воздействием конкуренции между существующими и новыми производителями. При ценовых барьерах (низких ценах на оптовом рынке), когда отсутствует «угроза» прихода на рынок новых производителей, существующие производители не имеют стимулов к развитию своих мощностей. 2. Новые производители приходят на рынок только тогда, когда цены (и содержащиеся в них инвестиционные премии) достигают такого уровня, при котором строящиеся ими электростанции окупят инвестиции за счет доходов от этих электростанций. Каждая новая электростанция должна окупать инвестиции за счет производимой ею электроэнергии. 3. При этом уровне цен для существующих производителей возникает реальная «угроза» конкуренции со стороны новых производителей, что вынуждает их также развивать свои генерирующие мощности, чтобы получить свою долю на расширяющемся рынке электроэнергии и увеличить доходы. 4. Следовательно, как новые, так и существующие производители начнут строительство новых электростанций только тогда, когда равновесные рыночные цены (и инвестиционные премии) достигнут уровня, обеспечивающего окупаемость инвестиций только за счет самих новых электростанций. Фактически этот уровень достигается при образовании на рынке дефицита электроэнергии. 5. В условиях либерализации в электроэнергетике весьма вероятно образование олигополий. При этом следует ожидать недоинвестирования отрасли. Действующие производители могут осуществлять вводы, недостаточные для покрытия всего потенциального спроса, поддерживая дефицит и высокие цены для получения монопольной прибыли. Однако этот уровень цен будет недостаточным для привлечения новых производителей. 6. На спотовом рынке формируются крайне неустойчивые краткосрочные ценовые сигналы для инвесторов, причем не заблаговременно, а тогда, когда уже возникла ограниченность предложения. В связи с этим следует считать, что механизм спотового рынка не способен обеспечить устойчивое развитие генерирующих мощностей. |
Нами был описан механизм развития электроэнергетики на примере краткосрочного спотового рынка. Однако для рынков долгосрочных контрактов данный механизм представляется аналогичным. Хотя в этом случае отсутствуют циклические суточные и сезонные колебания цен, рост спроса на электроэнергию при ограниченности генерирующих мощностей в итоге приводит к формированию инвестиционной премии в составе равновесной цены электроэнергии и соответствующему росту этой цены в долгосрочном периоде. Изложенное подтверждается результатами исследований на специальной модели [62], где не учитывается суточная и сезонная цикличность изменения электропотребления и, следовательно, цен, а используются среднегодовые цены. Полученные результаты показали, что в долгосрочном периоде циклическое развитие рыночной электроэнергетики сохраняется.
4.4. Ввод новой электростанции в условиях свободного рынка
Прежде чем перейти к графическому рассмотрению картины ввода новой электростанции в условиях свободного рынка, целесообразно количественно оценить издержки действующих и новых электростанций. Это необходимо, в частности, в связи с тем, что очень трудно построить реальные характеристики (кривые) краткосрочных издержек ЭГК (и ЭЭС в целом). Поэтому будут использоваться условные характеристики, лишь качественно отражающие принципиальные зависимости издержек от годовой выработки электроэнергии. При этом важно правильно отразить соотношения (количественные уровни) издержек действующих и новых электростанций.
Такая оценка будет проведена не только для современных российских условий, но и условий стран Западной Европы. Помимо различий в ценах топлива, капиталовложениях и эксплуатационных издержках электростанций имеется принципиальное различие в этих условиях. В России из-за безвозмездной приватизации электроэнергетики в начале 1990-х годов прошедшего века в издержках действующих электростанций отсутствуют выплаты за произведенные ранее капиталовложения. Для Западной Европы будут учитываться выплаты кредитов, бравшихся для строительства электростанций в условиях регулируемой монополии. Хотя кредиты могли быть уже частично (либо даже полностью) возвращены или компенсированы (см. о проблеме stranded costs в §1.2), мы будем предполагать, что выплаты кредитов на действующих электростанциях продолжаются. Это позволит более наглядно сопоставить рост цен электроэнергии, необходимый для развития генерирующих мощностей, при переходе к свободному рынку в странах Запада и России.
В табл. 4.1 приведены технико-экономические показатели электростанций в России и Западной Европе, которые приняты при оценке издержек. Показатели: к - удельные капиталовложения, О & М - годовые эксплуатационные издержки (operation and maintenance costs) и С - цены топлива, - определены с использованием данных [94] для уровня 2005 г. Эти показатели характеризуют новые электростанции с прогрессивными технологиями. В частности, для электростанций на природном газе предусматривается использование ПГУ.
Для России эти показатели даны в [94] однозначно. Для стран Западной Европы наблюдаются довольно значительные различия показателей. Поэтому в табл. 4.1 приведены некоторые усредненные их значения (с округлением). Там же указана примерная цена природного газа в Англии в 1990-е годы ХХ в. по данным [95]. Эта цена будет использована для показа эффективности новых электростанций с ПГУ на природном газе, которые широко вводились в Англии в конце прошлого века.
Т а б л и ц а 4.1
Технико-экономические показатели электростанций
Электростанция | к, дол./кВт | h, ч/год | 0 & M, дол./кВт×год | TL, лет |
| С, дол./т у. т. |
Россия | ||||||
1520 | 7000 | 28,9 | 50 | 0,33 | 10,7* | |
КЭС (уголь) | 1290 | 6000 | 32,0 | 40 | 0,35 | 35,0 |
КЭС - ПГУ (газ) | 720 | 6000 | 20,1 | 30 | 0,55 | 60,0 |
Страны Западной Европы | ||||||
АЭС | 1600 | 7000 | 50,0 | 50 | 0,33 | 21,4** |
КЭС (уголь) | 1300 | 6000 | 40,0 | 40 | 0,35 | 70,0 |
КЭС - ПГУ (газ) | 600 | 6000 | 30,0 | 30 | 0,55 | 140,0 90,0*** |
* Соответствует топливной составляющей 0,4 цент/кВт×ч.
** То же, 0,8 цент/кВт×ч.
*** Для условий Великобритании в 1990-е годы.
Остальные показатели: h - годовое число часов использования установленной мощности электростанций, TL - срок службы электростанций и 
- КПД, - приняты по экспертной оценке авторов книги.
С использованием данных табл. 4.1 рассчитаны составляющие издержек производства (на 1 кВт×ч) для действующих и новых электростанций по следующим формулам:
- амортизационная составляющая
; (4.12)
- эксплуатационная составляющая
, (4.13)
- топливная составляющая
, (4.14)
где 8141 - электрический эквивалент тонны условного топлива (кВт×ч/т у. т.),
- инвестиционная составляющая
. (4.15)
В (4.15) множитель перед к/h представляет собой CRF - capital recovery factor, рассмотренный в §2.2 (см. выражение (2.6)). Применительно к новым электростанциям, сооружаемым в условиях свободного рынка, он характеризует годовой возврат частных инвестиций в данную электростанцию. Для действующих электростанций в Западной Европе он учитывает возврат кредитов, взятых ранее в условиях регулируемой монополии для строительства электростанции. Поскольку в России, как уже указывалось, на действующих электростанциях никакого возврата капиталовложений нет и инвестиционная составляющая (4.15) у них вообще отсутствует, разница в издержках новых и действующих электростанций будет особенно велика. Для стран Западной Европы это различие будет определяться соотношениями процентов на капитал s и сроков возврата капитала TR в условиях регулируемой монополии и свободного рынка. Из-за повышенного финансового риска CRF и инвестиционная составляющая новых электростанций при свободом рынке будут, естественно, больше, чем у действующих.
При расчете инвестиционной составляющей новых электростанций (в условиях свободного рынка) принято одно из соотношений значений s и TR (одинаковое для России и Западной Европы), использовавшихся в §2.3:
s = 0,15 и TR = 15 лет (CRF= 0,171, см. табл. 2.1).
Срок возврата инвестиций соответствует здесь более продолжительному сроку TR2, рассмотренному в §2.1 (см. рис. 2.3).
Для действующих электростанций в Западной Европе это соотношение также выбрано из диапазонов, принятых в §2.3:
s = 0,08 и TR = 25 лет (CRF= 0,0937).
Одновременно предполагается, что действующая электростанция, как и в условиях свободного рынка, сама (одна) окупает кредиты на свое строительство. Поэтому используется та же формула (4.15), хотя для регулируемой монополии с кредитованием справедливы выражения (2.5) и (2.15), при которых инвестиционная составляющая будет ниже. Тем самым при сопоставлении издержек новых и действующих электростанций в Западной Европе будет иметься определенный «запас», и сопоставление должно вызывать большее доверие.
Результаты расчетов издержек для рассматриваемых трех видов электростанций в России и Западной Европе представлены в табл. 4.2. Составляющие издержек новых электростанций полностью соответствуют данным табл. 4.1. Для действующих электростанций в России внесены некоторые коррективы:
- эксплуатационная составляющая издержек всех видов электростанций увеличена на 30% (по сравнению с новыми электростанциями), чтобы отразить менее эффективное использование генерирующих мощностей в условиях регулируемой монополии, чем при конкуренции в условиях свободного рынка (то же самое принято для действующих электростанций Западной Европы - см. табл.4.2);
- КПД действующих КЭС на газе, оборудованных паротурбинными блоками, принят 40% (вместо 55% у новых электростанций с ПГУ), что увеличило их топливную составляющую.
Т а б л и ц а 4.2
Составляющие издержек производства (стоимости) электроэнергии
действующих и новых электростанций, цент/кВт×ч
Действующая | Новая | |||||||||||
Элект- ростан- ция | Амор-тиза-цион-ная | Экс-плуа-таци-онная | Топ-лив-ная | Воз-врат креди-тов | Всего | Амор- тиза-цион-ная | Экс- плуа- таци- онная | Топ-лив-ная | Воз- врат инвес-тиций | Всего | ||
Россия | ||||||||||||
АЭС | 0,44 | 0,53 | 0,40 | - | 1,37 | 0,44 | 0,41 | 0,40 | 3,76 | 5,01 | ||
КЭС (уголь) | 0,54 | 0,69 | 1,19 | - | 2,42 | 0,54 | 0,53 | 1,19 | 3,68 | 5,94 | ||
КЭС- ПГУ (газ) | 0,40 | 0,44 | 1,84 | - | 2,68 | 0,40 | 0,34 | 1,34 | 2,05 | 4,13 | ||
Западная Европа | ||||||||||||
АЭС | 0,46 | 0,92 | 1,00 | 2,16 | 4,54 | 0,46 | 0,71 | 0,80 | 3,93 | 5,90 | ||
КЭС (уголь) | 0,55 | 0,87 | 2,46 | 2,06 | 5,94 | 0,55 | 0,67 | 2,46 | 3,76 | 7,44 | ||
КЭС - ПГУ (газ) | 0,33 | 0,65 | 3,13 | 0,94 | 5,05 | 0,33 | 0,50 | 3,13 2,01* | 1,71 | 5,67 4,55* | ||
* Для условий Великобритании в 90-е годы ХХ в.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 |
