Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 15 )

У действующих, более старых АЭС в Западной Европе топливная составляющая повышена до 1 цент/кВт×ч (по сравнению с 0,8 цент/кВт×ч у новых АЭС).

Анализируя табл. 4.2, можно отметить следующие моменты:

1) общие (полные) издержки новых электростанций в России заметно (на 1- 1,5 цент/кВт×ч ниже, чем в Западной Европе, и в первую очередь из-за более низких цен на топливо;

2) различие в полных издержках новых и действующих российских электростанций очень велико: 1,5; 2,5 и 3,6 цента за 1 кВт×ч соответственно для КЭС на газе, КЭС на угле и АЭС. Объясняется это, как и следовало ожидать, появлением составляющей по возврату инвестиций у новых электростанций;

3) в Западной Европе различие в полных издержках новых и действующих электростанций значительно меньше (0,6-1,5 цент/кВт×ч, но все-таки достаточно велико. Изменение условий инвестирования при переходе от регулируемой монополии к свободному рынку намного повысило инвестиционную составляющую издержек (на 0,8-1,8 цент/кВт×ч. Это повышение в несколько раз больше, чем предполагаемая экономия эксплуатационных издержек, достигаемая за счет конкуренции;

4) издержки новых КЭС с ПГУ на газе для условий Англии в 1990-е годы оказались ниже издержек действующих КЭС на угле и практически одинаковыми с издержками действующих АЭС (см. табл. 4.2). Это иллюстрирует тот факт, что до и после перехода к рынку там в больших масштабах вводились такие электростанции, вытесняя ставшие неэкономичными КЭС на угле.

Из табл. 4.2 можно видеть, что в Западной Европе из новых электростанций наиболее эффективны КЭС с ПГУ на газе. Их издержки (полные) ниже издержек действующих КЭС на угле, если последние продолжают возвращать кредиты (как было в Англии). Новые атомные электростанции несколько уступают им, но значительно опережают угольные КЭС.

Если предположить, что у действующих электростанций в Западной Европе отсутствует возврат кредитов, то разница в издержках новых и действующих электростанций будет такой же или даже больше, чем в России: 1,5 цент/кВт×ч для КЭС на газе и 3,5 цент/кВт×ч для АЭС и КЭС на угле. Такое положение возможно в двух случаях: а) если кредиты, взятые для строительства электростанции, уже возвращены (TR < TL) и б) если эти неокупленные затраты (stranded costs) были возмещены тем или иным путем (см. §1.2).

Дальнейший анализ сосредоточим на сопоставлении издержек и цен для условий России. На рис. 4.8 показаны полные издержки действующих и новых российских электростанций, а также нанесен уровень средних издержек (2,23 цент/кВт×ч), рассчитанный применительно к европейской части страны. Структура электростанций (производства электроэнергии) там примерно следующая: КЭС на газе 60, КЭС на угле 15, АЭС 15, ГЭС 10%. Издержки на ГЭС составляют около 0,5 цент/кВт×ч.

Издержки, цент/кВт×ч

 

Действующие электростанции

АЭС

КЭС-уголь

КЭС-газ

Рис. 4.8. Сопоставление издержек действующих и новых электростанций в России.

В настоящее время тарифы на оптовом рынке (ФОРЭМ) значительно ниже из-за более низких цен топлива (по сравнению с ценами в [94], использованными в рассматриваемых расчетах). Кроме того, в отличие от современного положения, цены на природный газ приняты в [94] для 2005 г. значительно более высокими, чем на уголь, и это изменило соотношение издержек угольных и газовых электростанций. Данные обстоятельства следует учитывать при рассмотрении рис. 4.8 и последующем анализе.

Исходя из средних издержек устанавливаются тарифы в регулируемой монополии. После прекращения регулирования цен они начнут формироваться по предельным (маргинальным) издержкам наихудших электростанций, которые в данном случае соответствуют издержкам КЭС на газе. Можно видеть, что переход к свободному рынку вызовет повышение цен электроэнергии в европейской части России примерно на 0,5 цент/кВт×ч. При этом на остальных электростанциях, особенно ГЭС и АЭС, будет формироваться сверхприбыль («излишек производителя»), а потребители начнут нести дополнительные расходы на покупку электроэнергии.

Издержки новых электростанций выше указанного уровня маргинальных издержек на 1,5-3,2 цент/кВт×ч. Приведенные цифры характеризуют ценовой барьер для строительства новых электростанций и вхождения в рынок новых производителей электроэнергии. В связи с этим строительство новых электростанций частными инвесторами будет невозможно и необходимы специальные меры (со стороны государства) по недопущению дефицита электроэнергии и вызванного им роста цен. Подробнее это рассмотрено в гл. 5 и 6.

Вставка 18. Результаты сопоставления издержек действующих и новых электростанций в условиях свободного рынка: 1. Общие (полные) издержки новых электростанций в России на 1,0- 1,5 цент/кВт×ч ниже, чем в Западной Европе, в первую очередь из-за более низких цен топлива. 2. Полные издержки новых электростанций в России выше, чем у действующих, на 1,5, 2,5 и 3,6 цент/кВт×ч соответственно для КЭС (ПГУ) на газе, КЭС на угле и АЭС. Объясняется это появлением составляющей по возврату инвестиций у новых электростанций. 3. В Западной Европе различие в полных издержках новых и действующих электростанций значительно меньше (0,6-1,5 цент/кВт×ч), если действующие электростанции продолжают возвращать кредиты, взятые в бытность регулируемых монополий. Если на действующих электростанциях кредиты уже возвращены или каким-то образом компенсированы, то разница в издержках новых и действующих электростанций будет примерно такой же, как в России. 4. В Европейской секции ЕЭС России при прекращении регулирования цен на оптовом рынке установятся маргинальные цены, которые будут выше среднего тарифа на 0,45 цент/кВт×ч. Однако эти цены останутся на 1,5- 3,3 цент/кВт×ч ниже издержек новых электростанций.

Попробуем теперь изобразить ситуацию на оптовом рынке Европейской секции ЕЭС (ЕЕЭС) подобно тому, как это делалось ранее на рис. 4.2 и 4.7, используя полученные выше количественные значения издержек. Сделаем для этого следующие предположения.

А. Все ГЭС и все АЭС объединены в отдельные компании. Первая из них, в соответствии с уже принятой структурой ЕЕЭС, обеспечивает 10% годовой выработки ЕЕЭС, вторая - 15%. Будем считать издержки ГЭС и АЭС постоянными, не зависящими от годового производства электроэнергии ими. Издержки ГЭС равны 0,5 цент/кВт×ч, АЭС - 1,37 цент/кВт×ч.

Б. КЭС на газе и КЭС на угле, обеспечивающие, соответственно, 60 и 15 % годового производства электроэнергии ЕЕЭС, объединены в три одинаковые электрогенерирующие компании. Каждая ЭГК производит 25% электроэнергии ЕЕЭС и состоит на 80% из КЭС на газе и на 20% из КЭС на угле. При таких пропорциях и издержках действующих КЭС, показанных в табл. 4.2 и на рис. 4.8, среднегодовые издержки каждой ЭГК составят 2,63 цент/кВт×ч. Таким образом, в оптовом рынке ЕЕЭС участвуют пять ЭГК.

В. Мощность каждой новой электростанции может составлять 2-5% от мощности (годовой выработки) ЕЕЭС, т. е. их влияние невелико. Однако их ввод необходим по мере роста электропотребления.

С учетом этих предположений на рис. 4.9 представлена картина оптового рынка ЕЕЭС, которая сложится после прекращения регулирования цен электроэнергии (по окончании переходного периода реформирования электроэнергетики). Эта картина, конечно, условная, но уровни цен показаны достаточно реалистичные (отвлекаясь от налогов и некоторых других факторов). Величина Qm представляет максимальное годовое производство электроэнергии ЕЕЭС при имеющихся мощностях действующих электростанций.

Для действующих ГЭС и АЭС (объединяющих их ЭГК) показаны функции (или кривые) их краткосрочного предложения (КП), которые совпадают с предельными издержками. В соответствии с принятым предположением о постоянстве их издержек на горизонтальных участках краткосрочные средние и предельные издержки одинаковы (КСИ = КПИ = КП). После достижения максимальной производительности (0,10 Qm для ГЭС и 0,15 Qm для АЭС) кривые КП переходят на вертикальные участки.

У трех ЭГК, состоящих из КЭС на газе и угле с максимальной производительностью 0,25 Qm каждая, издержки не будут постоянными. На рис. 4.9 показаны их средние (КСИ) и предельные (КПИ) издержки. Функция последних принята линейной (наклонная прямая линия). КПИ являются одновременно кривой предложения ЭГК, и после достижения максимальной производительности КП уходит вертикально вверх.

Жирная ломаная линия КП представляет собой суммарную функцию краткосрочного предложения всех пяти ЭГК. Она строится аналогично рис. 4.2 путем суммирования годовых выработок Q всех ЭГК, соответствующих одному и тому же значению предельных издержек (одной и той же ординате). Ее начальный участок не показан, чтобы не загромождать рисунок. Там она сначала совпадает с кривой предложения ГЭС, затем она представляет КП АЭС, сдвинутую вправо на 0,1 Qm (на максимальную производительность ГЭС). При Q = 0,25 Qm , когда ГЭС и АЭС используются полностью, суммарная КП идет вертикально, пока не будет достигнуто минимальное значение КПИ электрогенерирующих компаний, содержащих КЭС. После этого начинается ее наклонный участок (с наклоном, в 3 раза меньшим, чем наклон КПИ отдельных ЭГК). При достижении Qm суммарная КП становится вертикальной.

 

Суммарная КП (жирная ломаная линия) представляет собой кривую предложения ЕЕЭС в целом. При ее построении предполагалось, что в первую очередь используются наиболее экономичные электростанции. Так, при Q £ 0,1 Qm будут использоваться только ГЭС, в диапазоне 0,1 Qm < Q £ 0,25 Qm - атомные электростанции (при максимальном использовании ГЭС), а при Q > 0,25 Qm - КЭС на газе и угле (ГЭС и АЭС используются при этом полностью). Характеристики КП (и КПИ) имеют аналогию с характеристиками относительных приростов [89], однако они строятся в зависимости от годовой выработки электростанций (а не от рабочей мощности). При этом не учитываются режимы их работы внутри года.

На рис. 4.9 нанесены также функции краткосрочного спроса потребителей (прямые С1 и С2). В данном случае они получены не расчетным путем, а проведены условно для показа принципиальной (качественной) зависимости спроса потребителей от цены электроэнергии.

Предполагается, что прямая С1 отражает спрос потребителей в конце переходного периода реформирования (при прекращении регулирования цен). При регулировании тарифы устанавливались на уровне средних издержек (2,23 цент/кВт×ч, как и на рис. 4.8). Спрос при этом соответствовал точке А, где Q < Qm. Покупные тарифы для электростанций были дифференцированы в соответствии с их издержками и включали лишь нормальную прибыль, выплачиваемую акционерам.

При освобождении цен равновесие спроса и предложения будет достигнуто в точке В. Цена электроэнергии при этом повысится до маргинальной - до уровня предельных издержек ЭГК, содержащих КЭС. Спрос соответственно уменьшится. При цене электроэнергии, отвечающей точке В:

- оставшиеся потребители будут нести повышенные расходы на покупку электроэнергии;

- ЭГК, содержащие КЭС, будут получать нормальную прибыль, как и при регулировании, т. е. они ничего не выигрывают (или получат небольшую дополнительную прибыль на более эффективных в данном случае угольных КЭС);

- ЭГК с ГЭС и АЭС начнут получать большую сверхприбыль («излишек производителя»), соответствующую разнице между ценой электроэнергии в точке В и их предельными издержками (которые в нашем случае совпадают со средними).

Таким образом, при рыночном равновесии в точке В дополнительные расходы потребителей идут фактически на образование сверхприбылей ГЭС и АЭС. Вряд ли такую ситуацию можно считать нормальной и допустимой. Естественным будет, как отмечалось в §1.4, предложение об изъятии этого «излишка производителя». Однако тогда возникают два вопроса:

1) на какие цели использовать изымаемые средства?

2) зачем вообще повышать цену электроэнергии, если потом изымать образующуюся сверхприбыль?

Наиболее рациональным представляется использовать изымаемую сверхприбыль для инвестирования развития ЕЭС. Если объем этой сверхприбыли меньше объема необходимых инвестиций, то повышение цены с уровня средних издержек до уровня точки В можно рассматривать как часть инвестиционной составляющей, включавшейся в тарифы при регулируемой монополии. Если же объем сверхприбыли превышает необходимый объем инвестиций, то повышение цены электроэнергии до равновесного уровня В оказывается избыточным для развития электроэнергетики и остается без ответа второй вопрос.

Таким образом, наличие в ЭЭС электростанций разных видов (одно из объективных свойств ЭЭС) приводит к существенному отличию картины рыночного равновесия в электроэнергетике от «нормального» равновесия, по крайней мере для современных российских условий. В «нормальном» рынке при равновесной цене большинство производителей получает лишь нормальную прибыль. Повышенная прибыль возможна в двух случаях: а) при использовании дефицитных ресурсов (дифференциальная рента) и б) при внедрении достижений НТП или других новшеств (экономическая прибыль). В электроэнергетике же при переходе к конкурентному рынку и установлении рыночного равновесия органически (неизбежно) образуется сверхприбыль на некоторых видах электростанций.

Рассмотрим теперь ситуацию с повышением спроса потребителей электроэнергии и появлением в связи с этим необходимости развития ЭЭС (в нашем случае ЕЕЭС). При повышенном спросе С2 равновесие будет достигнуто в точке D на вертикальном участке КП (при максимальной годовой выработке Qm). Цена электроэнергии поднимется до уровня ЦD. Спрос потребителей будет удовлетворяться в размере Qm . Создавшаяся ситуация характеризуется:

а) еще бóльшими (чем при С1) расходами потребителей на покупку электроэнергии;

б) получением сверхприбылей ЭГК, содержащими КЭС. Это будет уже монопольная прибыль, равная разнице между ценой ЦD и предельными издержками (наклонной линией КП);

в) увеличением сверхприбылей ЭГК с ГЭС и АЭС. К «излишку производителя» у них добавляется указанная монопольная прибыль;

г) недостаточностью цены ЦD для привлечения инвестиций в новые электростанции. Их средние и предельные издержки схематично показаны в левой верхней части рис. 4.9 на уровнях, соответствующих цифрам табл. 4.2 и рис. 4.8. Поэтому новые электростанции не будут строиться (имеется ценовой барьер для вхождения в рынок новых производителей).

Указанная ситуация полностью подпадает под понятие дефицита на рынке электроэнергии, определение которого давалось в § 1.3, - из-за недостаточности генерирующих мощностей цена на электроэнергию поднимается выше предельных издержек с образованием монопольной прибыли у производителей. Учитывая ценовой барьер, дефицит будет продолжаться неопределенно долго, можно сказать, постоянно. Если спрос еще больше возрастет (линия С сдвинется вправо) и цена поднимется до уровня издержек новых электростанций (и они начнут строиться), то дефицит все равно сохранится. Во-первых, мощность каждой новой электростанции будет составлять лишь 2-5% от общей мощности ЕЕЭС, т. е. незначительно влиять на соотношение спроса и предложения. Во-вторых, инвестор должен быть уверен, что такой высокий уровень цен продержится достаточно долго, чтобы инвестиции смогли окупиться (в наших расчетах срок возврата принят TR = 15 лет). В-третьих (и это главное), спрос будет по-прежнему превышать предложение настолько, что цена электроэнергии будет выше предельных издержек действующих электростанций с образованием у них монопольной прибыли.

Картина, аналогичная рис. 4.9, может быть получена и для условий Западной Европы. Там различие в издержках новых и действующих электростанций будет меньше (0,6-1,5 цент/кВт×ч, см. табл. 4.2). Однако этого достаточно для появления ценового барьера, повышения цен над предельными издержками и образования монопольной прибыли на действующих электростанциях. Следовательно, дефицит электроэнергии (недостаточность генерирующих мощностей) неизбежно появится со временем и в странах Запада, перешедших к свободному рынку в электроэнергетике.

Сопоставляя рис. 4.9 с рис. 4.6, иллюстрировавшим развитие ЭЭС в условиях регулируемой монополии, можно убедиться в том, что при свободном рынке нельзя достичь равновесия в долгосрочном плане. Имеется в виду равновесие, при котором платежеспособный спрос потребителей удовлетворяется наиболее полно, а цена электроэнергии устанавливается на уровне минимальных средних издержек, как это показано в правой части рис. 4.6. Развитие генерирующих мощностей при свободном рынке (см. рис. 4.9) может происходить лишь при дефиците электроэнергии. Это создает дилемму, которая не может быть разрешена самим рынком: либо новые электростанции не будут строиться и образуется дефицит электроэнергии, либо цена электроэнергии должна подняться выше предельных издержек действующих электростанций с появлением у них монопольной прибыли, причем дефицит (в указанном смысле) будет сохраняться.

Проведенный анализ подтверждает тезис о несовершенстве рынка в электроэнергетике в смысле сохранения монопольной власти производителей. При повышении спроса они ограничивают отпуск электроэнергии на уровне максимальной производительности действующих электростанций Qm, что приводит к повышению цен на оптовом рынке и образованию монопольной прибыли.

Для появления новых электростанций необходим стабильно высокий уровень цен, чтобы инвесторы были уверены, что инвестиции успеют окупиться. При таких ценах будет постоянно сохраняться дефицит электроэнергии, характеризуемый монопольной прибылью производителей, - равенство спроса и предложения будет достигаться на вертикальных участках кривых предложения производителей, где цены превышают предельные издержки производства.

Следовательно, развитие генерирующих мощностей в условиях свободного рынка будет происходить (или может происходить лишь) при постоянном дефиците электроэнергии (превышении спроса над предложением). И это будет сопровождаться:

- снижением (ограничением) спроса по сравнению с тем, который был бы при равенстве цен электроэнергии предельным издержкам производства;

- получением монопольной прибыли производителями;

- повышенными затратами потребителей на покупку электроэнергии.

Рыночное равновесие, при котором цены равны предельным издержкам производителей, никогда не будет достигнуто.

Из рассмотрения рис. 4.9 можно сделать еще одно заключение - в условиях свободного рынка будут строиться в первую очередь те виды электростанций, для которых издержки новых электростанций минимальны (в данном случае ПГУ на природном газе). Другие виды электростанций начнут строиться лишь после того, как возможности сооружения этого первого вида будут исчерпаны и цена на оптовом рынке дополнительно возрастет. Структура генерирующих мощностей ЭЭС начнет формироваться исходя из условий окупаемости инвестиций в новые электростанции. Можно ожидать, что эта структура будет отличаться от действительно оптимальной структуры, соответствующей минимуму затрат на развитие и функционирование ЭЭС с учетом суточных и сезонных режимов электропотребления. Длительный опыт развития ЭЭС в условиях регулируемых монополий, когда структура генерирующих мощностей выбиралась на основе оптимизационных расчетов, показывает, что в ЭЭС должны вводиться электростанции разных видов. Следовательно, можно полагать, что развитие генерирующих мощностей ЭЭС в условиях свободного рынка не будет оптимальным. В этом направлении целесообразно провести специальные исследования.

Вставка 19. Результаты микроэкономического анализа развития генерирующих мощностей ЭЭС в условиях свободного рынка: 1. Развитие генерирующих мощностей может происходить лишь при постоянном дефиците электроэнергии (недостаточности генерирующих мощностей). Такое развитие будет сопровождаться: - ограничением спроса и повышенными затратами потребителей; - получением монопольной прибыли производителями электроэнергии. 2. При свободном рынке в электроэнергетике невозможно достижение равновесия в долгосрочном плане, при котором цены электроэнергии были бы равны предельным издержкам производства. Это свидетельствует о несовершенстве электроэнергетического рынка и требует сохранения государственного регулирования развития ЭЭС. 3. Свободный рынок может не обеспечить оптимальную структуру генерирующих мощностей ЭЭС (даже при развитии с постоянным дефицитом электроэнергии).

ГЛАВА 5 . ОСОБЕННОСТИ РЕФОРМИРОВАНИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ

В данной главе будут рассмотрены концепция реформирования электроэнергетики России, предусматривающая переход от регулируемых монополий к свободному рынку, особенности проблем развития генерирующих мощностей, анализировавшихся в предыдущих главах, применительно к российским условиям и возможные изменения цен на оптовом рынке электроэнергии в случае, если не будут приняты специальные меры по обеспечению бездефицитного развития ЕЭС. Сами возможные меры изложены в гл. 6.

5.1. Концепция реформирования

Инициатором реформирования выступило РАО “ЕЭС России”, которое в декабре 2000 г. представило на утверждение в правительство Российской Федерации Концепцию реструктуризации РАО “ЕЭС России”. Необходимость реструктуризации обосновывалась кризисным состоянием российской электроэнергетики, и реструктуризация предлагалась как средство вывода электроэнергетики из кризиса. Концепция разрабатывалась несколько лет с участием ряда организаций [96-98 и др.].

В первой половине 2001 г. Концепция РАО достаточно широко обсуждалась и вызвала серьезную критику. В частности, в феврале 2001 г. она рассматривалась на совместном заседании трех отделений Российской академии наук: Отделения физико-технических проблем энергетики, Отделения геологии, геофизики, геохимии и горных наук и Отделения экономики. Заседание признало, что Концепция РАО “ЕЭС России” не может быть принята за основу государственной политики реформирования электроэнергетики России.

Было предложено несколько альтернативных концепций реформирования: Министерством энергетики РФ, комиссией Совета Федерации РФ по энергетике, рабочей группой Президиума Государственного совета РФ по вопросам реформирования электроэнергетики и др. Однако эти предложения не были приняты.

Правительство РФ своим Постановлением от 01.01.01 г. № 000 [99] одобрило “Основные направления реформирования электроэнергетики России”, которые практически полностью соответствуют Концепции реструктуризации РАО “ЕЭС России”. Это Постановление положило начало реформированию.

В конце 2001 г. правительство РФ внесло в Государственную Думу РФ проект закона об электроэнергетике, в основу которого также была положена Концепция реструктуризации РАО. Проект активно обсуждался, включая специальные парламентские слушания. В результате при первом и втором чтениях в Государственной Думе в закон были внесены достаточно существенные изменения и дополнения. Окончательно Закон “Об электроэнергетике” был принят Государственной Думой 21 февраля 2003 г. и подписан Президентом РФ 26 марта 2003 г. [32]. Одновременно были приняты Закон “Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период” [100] и ряд сопутствующих законов.

Наиболее важные изменения и дополнения, внесенные в первоначальный проект закона, связаны с усилением роли государства и правительства в проведении реформы, контроле за ее результатами и обеспечении бесперебойного электроснабжения.

Концепция реформирования, заложенная в законе об электроэнергетике, предусматривает переход от вертикально-интегрированных регулируемых монополий сразу к свободному рынку с конкуренцией на оптовом и розничных рынках электроэнергии. Если говорить в терминах моделей рынка, рассмотренных в §1.2, то это будет переход от модели 1 непосредственно к модели 4, минуя возможные промежуточные стадии, соответствующие модели 2 (единственный покупатель) и модели 3 (конкуренция только на оптовом рынке). Действующий сейчас Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) уже имеет некоторые черты модели 2 (хотя в полной мере ей не отвечает). Конкуренцию на розничных рынках организовать труднее, чем на оптовом рынке. Поэтому, возможно, что конкуренция будет сначала введена на оптовом рынке. Тогда в электроэнергетике России фактически будет промежуточная стадия, соответствующая модели 3.

В законах [32, 100] выделяется переходный период - до вступления в силу “Правил оптового рынка” и прекращения регулирования цен на оптовом рынке. Установлено, что это должно произойти не ранее 1 июля 2005 г. Статьей 10 закона [100] предусмотрено, что правительство РФ осуществляет контроль за ходом реформирования и каждые шесть месяцев информирует об этом Государственную Думу. Поэтому не исключено, что срок окончания переходного периода будет перенесен на более поздний.

Закон об электроэнергетике [32] состоит из 8 глав и 47 статей:

Глава 1. Общие положения (3 статьи).

Глава 2. Основы организации электроэнергетики (3 статьи).

Глава 3. Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть

(4 статьи).

Глава 4. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике

(9 статей).

Глава 5. Система государственного регулирования и контроля (10 статей).

Глава 6. Оптовый рынок (7 статей).

Глава 7. Розничные рынки (5 статей).

Глава 8. Особенности осуществления хозяйственной деятельности в электро-

энергетике (6 статей).

В дальнейшем будут рассматриваться, главным образом, те положения закона (и концепции реформирования), которые связаны с развитием генерирующих мощностей ЕЭС. Эти положения сосредоточены в главе 5 (статьи 20-29). Некоторые из них относятся к переходному периоду, остальные - к последующему (собственно “рыночному”). Механизмы инвестирования развития ЕЭС, особенно строительства электростанций, будут принципиально различаться в эти два периода.

Переходный период очень важен, несмотря на предполагаемую его непродолжительность. С одной стороны, в течение его нужно разрешить трудности и проблемы, связанные с модернизацией устаревшего оборудования электростанций, завершением ряда строящихся и созданием задела по новым электростанциям. Нельзя допустить дефицита мощностей или электроэнергии в конце переходного периода, так как при дефиците введение свободного рынка будет просто невозможным.

С другой стороны, в переходный период должна быть проведена большая работа по организации рынка, его методическому и правовому обеспечению. Так, в соответствии с пунктом 1 статьи 21, должны быть подготовлены и утверждены правительством Российской Федерации (или уполномоченными им федеральными органами исполнительной власти):

· порядок и условия строительства и финансирования объектов электроэнергетики;

· порядок согласования инвестиционных программ субъектов естественных монополий в энергетике;

· основы ценообразования в сфере регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике;

· правила государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике и исчерпывающий перечень предоставляемой документации;

· порядок полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии;

· правила оптового рынка и основные положения функционирования оптового и розничных рынков;

· правила и порядок деятельности гарантирующих поставщиков;

· правила ведения обязательного раздельного учета по видам деятельности в электроэнергетике;

· примерные договоры поставки электрической энергии потребителям, правила заключения и исполнения публичных договоров на оптовом и розничном рынках, порядок подачи ценовых заявок субъектами оптового рынка и некоторые другие документы.

Кроме того, в соответствии со статьей 6 закона [100], должны быть разработаны и утверждены правительством РФ “Правила переходного периода реформирования электроэнергетики”.

Отмеченные документы, которые требуется разработать (или обновить) в переходный период, характеризуют большую роль государства в реформировании электроэнергетики.

Одновременно, как записано в пункте 2 статьи 21, наряду с рыночными механизмами привлечения инвестиций в развитие электроэнергетических объектов, на правительство РФ или уполномоченные им федеральные органы возлагается решение следующих задач:

- разработка программ перспективного развития электроэнергетики ... с учетом требований обеспечения безопасности Российской Федерации и на основе прогноза ее социально-экономического развития;

- формирование и обеспечение государственной системы долгосрочного прогнозирования спроса и предложения на оптовом и розничном рынках, в том числе прогноза топливно-энергетического баланса, и выработка мер, направленных на обеспечение потребностей экономики в электрической и тепловой энергии;

- определение источников и способов привлечения инвестиционных средств, вкладываемых Российской Федерацией в развитие электроэнергетики.

Указанные положения тесно взаимосвязаны, и фактически нужно говорить о создании Государственной системы обеспечения развития электроэнергетики, в первую очередь согласованного развития ЕЭС страны и входящих в нее ОЭС. В рамках такой системы должны разрабатываться прогнозы электропотребления и балансы мощности и электроэнергии ЕЭС и ОЭС на перспективу 5, 10, 15 лет; составляться стратегии и программы развития; формироваться экономические механизмы привлечения внешних инвестиций в соответствии с инвестиционной политикой государства в электроэнергетике; определяться необходимые объемы инвестиций, источники государственных инвестиций и др. В дальнейшем эта система будет сокращенно называться Государственной системой обеспечения развития ЕЭС. Ее необходимо создать как можно быстрее, причем функции этой системы будут различаться для переходного и последующего (“рыночного”) периодов. В гл. 6 это рассмотрено более подробно.

Анализируя принятую концепцию реформирования электроэнергетики, следует отметить положения статьи 27, где рассматривается государственное регулирование в условиях ограничения или отсутствия конкуренции. Такие условия могут создаваться, в частности, при образовании совокупного дефицита электроэнергии в отдельных зонах оптового рынка и (или) на оптовом рынке в целом. Имеется в виду превышение потребности электроэнергии (с учетом нормативной потребности в резерве генерирующих мощностей) над уровнем установленной мощности в течение определенного времени или в отдельных зонах суточного графика нагрузки. В таких условиях могут вводиться предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию. При прекращении дефицита ограничения должны быть сняты.

К сожалению, в статье 27, как и вообще в законе, не указаны пути (способы) ликвидации дефицита и органы, ответственные за ликвидацию и недопущение дефицита. Регулирование цен в условиях дефицита, бесспорно, необходимо, но этого недостаточно, чтобы устранить дефицит, который может продолжаться неопределенно долго, если не будут предприняты специальные меры. Некоторые из таких мер обсуждаются в гл. 6.

По окончании переходного периода (после прекращения регулирования цен и вступления в силу правил оптового рынка) Концепция реформирования электроэнергетики России предполагает осуществлять развитие генерирующих мощностей путем привлечения частных, в том числе иностранных, инвестиций. Для этого должны быть созданы необходимые условия. При анализе возможностей такого пути выявляются два серьезных обстоятельства.

Во-первых, привлечение частных инвестиций намечается лишь после прекращения регулирования цен на оптовом рынке, т. е. через 5-6 лет после начала реформирования. Реально это может произойти не ранее 2006 г. Если учесть сроки проектирования, лицензирования и строительства, которые займут 5-10 лет (в зависимости от вида электростанции), то ввод новых электростанций, построенных частными инвесторами, можно ожидать лишь после гг. Следовательно, в течениелет после окончания переходного периода не будет вводов новых электростанций, если не принять специальные меры. Вопрос о таком перерыве во вводах генерирующих мощностей и возможных мерах по его предотвращению оказался непроработанным в принятой концепции реформирования электроэнергетики.

Во-вторых, привлечение частных инвестиций в электростанции возможно лишь при достаточно высоких ценах электроэнергии на оптовом рынке (5-6 цент/кВт×ч по оценкам, которые будут приведены в §5.3). Эти цены в 2-3 раза превышают современные тарифы. Хотя полученные оценки, возможно, требуют уточнения, однако очевидно, что для создания условий, необходимых частному инвестору (о чем неоднократно упоминалось ранее), цена электроэнергии должна существенно возрасти. В противном случае инвестиций не будет и после 2006 г. Возникает естественный вопрос о допустимости существенного повышения цен электроэнергии для экономики и населения России. Ответ на этот вопрос требует серьезных исследований.

Отмеченные обстоятельства еще больше повышают значимость переходного периода реформирования. Наряду с мероприятиями, предусмотренными законом [100] и частично изложенными выше, в указанный период необходимо найти решения этих двух вопросов.

Статья 29, завершающая главу 5, посвящена инвестиционной политике государства в электроэнергетике. Так, в пункте 1 указывается, что инвестиционная политика государства направлена на обеспечение устойчивого развития электроэнергетики, привлечение инвестиций во все ее сферы, развитие энергосбережения, усиление государственного контроля за эффективностью инвестиций. Для этого должны формироваться благоприятный инвестиционный климат, создаваться стабильные условия для предпринимательской деятельности, обеспечиваться защита и поддержка развития российских производителей и др.

Пункт 4 статьи 29 целесообразно привести дословно: “Правительство Российской Федерации или уполномоченный им федеральный орган исполнительной власти осуществляет прогнозирование возможного дефицита электрической мощности в отдельных ценовых зонах оптового рынка и формирование благоприятных условий для капиталовложений или при необходимости для государственных инвестиций в строительство объектов электроэнергетики в целях предотвращения дефицита электрической мощности”.