Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 16 )

Отмеченные положения статей 21, 27 и 29 главы 5 закона об электроэнергетике иллюстрируют роль, которую закон придает государству и правительству в проведении реформы и предотвращении дефицита электрической энергии. Для осуществления такой роли необходимо, как уже говорилось, формирование Государственной системы обеспечения развития ЕЭС России. Возможная структура и функции такой системы изложены в следующей главе книги.

В статье 32 главы 6 закона устанавливается порядок взаимоотношений и ценообразования на оптовом рынке электроэнергии. Предусматриваются две основные системы торговли:

- на основе краткосрочных заявок поставщиков и покупателей электроэнергии с формированием равновесной цены оптового рынка. Фактически это спотовый рынок, рассмотренный в §1.2 (хотя этот термин в законе не применяется);

- путем заключения долгосрочных двусторонних договоров купли-продажи электроэнергии; цена электроэнергии определяется при этом самостоятельно участниками договора.

Одновременно предусматриваются необходимость заключения договоров, обязательных для участников оптового рынка, и возможность формирования цен (тарифов) на максимально доступную генерирующую мощность и оказание услуг, включая поддержание технологического резерва мощности. Перечень, система и порядок заключения обязательных договоров, а также формирования цен на максимальную мощность и оказание услуг определяются основными положениями функционирования оптового рынка и правилами оптового рынка, которые утверждаются правительством РФ.

В статье 32 регламентируются также особенности использования АЭС, остающихся в собственности государства, ТЭЦ и ГЭС.

Вставка 20. Некоторые положения концепции реформирования, заложенной в Законе об электроэнергетике: 1. Предусматривается переход от модели 1 (регулируемая монополия) непосредственно к модели 4 (свободный рынок) с выделением переходного периода до прекращения регулирования цен на оптовом рынке электроэнергии (не ранее 1 июля 2005 г.). 2. Отводится важная роль государству и правительству РФ в проведении реформы, контроле за ее результатами и обеспечении бесперебойного электроснабжения экономики и социальной сферы. Фактически предусматривается создание Государственной системы обеспечения бездефицитного развития электроэнергетики (ЕЭС страны). 3. Остались открытыми (нерешенными) вопросы инвестирования генерирующих мощностей в течение 5-10 лет после окончания переходного периода и допустимости повышения цен электроэнергии, требующегося для привлечения частных инвестиций, для экономики и населения страны. 4. Необходима разработка дополнительных директивных и инструктивных материалов, которые предстоит утвердить правительству РФ.

5.2. Специфика условий перехода к рынку

Рассмотренные в предыдущих главах проблемы со строительством электростанций начнут, несомненно, проявляться по окончании переходного периода реформирования электроэнергетики и в России, притом быстрее и в большей мере, чем на Западе. Среди общероссийских условий, неблагоприятных для реформирования электроэнергетики, следует отметить:

1) глубокий спад производства и необходимость ускоренного развития экономики. Повышение цены на электроэнергию, естественно, может затруднить такое развитие;

2) суровые климатические условия, приводящие к повышенным затратам энергии. Конкурентоспособность большинства отраслей экономики на мировых рынках может быть обеспечена при этом только при низких внутренних ценах на энергоносители. Необоснованное повышение этих цен (в том числе на электроэнергию) сделает такие отрасли неконкурентоспособными;

3) большая территория страны, разнообразие природно-климатических и социально-экономических условий различных ее регионов, повышенные транспортные расходы, в том числе на энергию;

4) напряженная социальная обстановка.

Имеются и благоприятные факторы, которыми нужно воспользоваться. В первую очередь, это:

- хорошая обеспеченность страны топливно-энергетическими ресурсами, позволяющая их экспортировать;

- низкие регулируемые цены (тарифы) на природный газ и электроэнергию внутри страны.

Низкие внутренние цены на природный газ поддерживаются за счет больших объемов его экспорта по мировым ценам. Экспорт газа позволяет поддерживать и развивать газовую отрасль. Эту возможность следует использовать и в будущем (по крайней мере, до стабилизации развития).

Тарифы на электроэнергию на федеральном оптовом рынке до 2002 г. были низкими вследствие нескольких причин:

а) уже отмечавшейся “безвозмездной” передачи РАО “ЕЭС России” и АО-энерго основных фондов электроэнергетики в процессе приватизации в начале 1990-х годов. Поэтому в тарифах отсутствует какая-либо составляющая, связанная с оплатой ранее сделанных капиталовложений или кредитов;

б) заниженных амортизационных отчислений из-за задержек с переоценкой основных фондов по мере происходящей инфляции;

в) небольших объемов нового строительства электростанций и соответственно низкой инвестиционной составляющей тарифов;

г) низких цен на природный газ в европейской части страны.

Сейчас, после переоценки фондов, приведшей к увеличению амортизационной составляющей, и повышения абонентной платы, включающей инвестиции на строительство электростанций, тарифы возросли, но их уровень остался в несколько раз ниже, чем в странах Запада. Такой уровень можно поддерживать и в переходный период реформирования, пока сохраняется регулирование цен.

По окончании переходного периода возникнут проблемы с развитием генерирующих мощностей, обсуждавшиеся в предыдущих главах. Далее рассмотрены наиболее важные из них в свете специфических российских условий.

Главной для российских условий является проблема повышения цен на электроэнергию для привлечения частных инвестиций в новые электростанции. Это обусловлено изменениями критериев, стимулов и механизмов финансирования строительства новых электростанций при переходе к свободному рынку, которые были рассмотрены в §1.4 и 2.1. Такие изменения приводят к повышению инвестиционной составляющей цены, количественно проиллюстрированному в гл. 2 и 4 (дополнительные, более детальные расчеты будут сделаны в § 5.3). В результате по окончании переходного периода возникает дилемма, рассмотренная в §1.4, - либо поднимать цены, либо ставить страну перед дефицитом электроэнергии.

Для России с ее напряженной экономической ситуацией характерен повышенный инвестиционный риск и, следовательно, будет требоваться больший процент на вкладываемый капитал. Это еще более повысит цену электроэнергии, необходимую для окупаемости частных инвестиций.

Если в странах Запада при тарифах на электроэнергию, имевшихся до перехода к рынку (4-6 цент/кВт×ч на оптовом рынке), было выгодно строительство частными инвесторами (НПЭ) новых электростанций с ПГУ на природном газе, то в России при уровне тарифов, ожидаемом к концу переходного периода реформирования (2-3 цент/кВт×ч), будут финансово неэффективными даже вводы ПГУ.

Решение этой проблемы видится в создании Государственной системы обеспечения развития ЕЭС, о которой говорилось в предыдущем параграфе и которая рассмотрена подробнее в гл. 6.

Еще одна проблема состоит в повышении цен на оптовом рынке электроэнергии до уровня маргинальных (соответствующих предельным издержкам наименее эффективных (замыкающих) электростанций) по сравнению с уровнем средних издержек, поддерживавшимся в условиях регулируемой монополии. На это обстоятельство указывалось в §1.1, 1.4, 2.3 и 4.4. После окончания переходного периода реформирования произойдет скачкообразное повышение цен даже при отсутствии дефицита мощностей. Такое повышение будет сопровождаться получением сверхприбылей на наиболее экономичных электростанциях (в первую очередь, ГЭС) и отрицательными последствиями для экономики и населения.

В Постановлении правительства РФ № 000 [99] ставится вопрос о необходимости изъятия сверхприбылей ГЭС (в законах [32, 100] об этом не упоминается) и изыскании способов изъятия. Представляется, что наилучшим решением было бы сохранение большинства ГЭС в государственной собственности путем соответствующего перераспределения государственного пакета акций РАО “ЕЭС России” в процессе его реструктуризации. Гидроэлектростанции играют важную роль при регулировании нагрузки потребителей, и принадлежность их государству способствовала бы предотвращению манипуляций на оптовом рынке электроэнергии и облегчила бы деятельность системного оператора. Сверхприбыль (“излишек производителя”), получаемая на ГЭС, могла бы направляться на цели развития ЕЭС или в бюджет страны. В сочетании с АЭС, находящимися в государственной собственности, гидроэлектростанции обеспечивали бы бульшую стабильность рынка электроэнергии. Именно такой путь используется в Республике Корея, где при реформировании электроэнергетики государство оставило в своей собственности АЭС, ГЭС и ГАЭС.

Следует отметить также, что оптовый (спотовый или краткосрочный) рынок не формирует ценовых сигналов, обеспечивающих своевременное и тем более оптимальное развитие генерирующих мощностей. На данное обстоятельство указывалось в гл. 3 и 4. Цены на оптовом рынке формируются в соответствии с краткосрочными ценовыми заявками поставщиков и покупателей. Они отражают лишь текущую ситуацию, между тем как для инвестирования электростанций необходимо знать цены, которые будут через 10-15 и даже 20 лет (чтобы электростанции были построены, а инвестиции окупились). Это подтверждает необходимость особого подхода к обеспечению развития генерирующих мощностей.

Несомненно, имеются также и другие проблемы, характерные не только для России, которые так или иначе затрагивались в предыдущих главах, - обеспечение оптимальной структуры генерирующих мощностей, сбалансированные вводы мощностей в нужном месте и в нужное время, согласованное развитие электрических сетей и генерирующих мощностей и др. Здесь мы не будем на них останавливаться.

Анализ, проведенный в гл. 3, показал, что за рубежом в странах, уже начавших переход к рынку в электроэнергетике, еще не выработаны организационные системы и механизмы, обеспечивающие бездефицитное развитие ЭЭС. К сожалению, в этом отношении пока не у кого учиться или перенимать опыт. Необходимо самим, исходя из российских условий, искать решение стоящих проблем. Закон об электроэнергетике предполагает ответственность правительства РФ за успешное проведение реформы и предусматривает непосредственное участие государства в прогнозировании развития ЕЭС и принятии мер по недопущению дефицита мощностей и электроэнергии. Такую положительную сторону закона необходимо использовать.

Завершая данный параграф, хотелось бы напомнить, что инициатором реформы выступило РАО “ЕЭС России”, которое всемерно сейчас ее форсирует. Это свидетельствует о большой заинтересованности РАО в проведении реформы, основные положения которой соответствуют предложенной им концепции. Между тем еще Адам Смит предостерегал, что “... интересы предпринимателей в той или иной отрасли торговли или промышленности всегда в некоторых отношениях расходятся с интересами общества и даже противоречат им. ... К предложениям, исходящим от этого класса, надо всегда относиться с величайшей осторожностью, с чрезвычайно подозрительным вниманием” [101, с. 392].

Критика концепции реструктуризации РАО “ЕЭС России”, о которой говорилось в предыдущем параграфе, несомненно, имеет серьезные основания. Поэтому нельзя допустить отрицательных последствий реформы электроэнергетики, для чего необходимо использовать все возможности, предоставляемые законом об электроэнергетике.

Вставка 21. Особенности российских условий перехода к свободному рынку в электроэнергетике: 1. Низкие стартовые цены (тарифы) на электроэнергию, недостаточные для привлечения частных инвестиций в новые электростанции. 2. Появление проблем с развитием генерирующих мощностей, более острых, чем в странах Запада. 3. Повышенный инвестиционный риск из-за нестабильного состояния экономики. 4. Реальная возможность и даже неизбежность отсутствия частных инвестиций в новые электростанции после окончания переходного периода реформирования, в связи с чем необходимы специальные меры со стороны государства по недопущению дефицита электроэнергии. 5. Скачкообразное повышение цен на оптовом рынке электроэнергии до уровня маргинальных после прекращения регулирования цен. Необходимы меры по изъятию сверхприбылей (“излишка производителя”) у наиболее экономичных электростанций, в первую очередь ГЭС. 6. Решение проблем развития генерирующих мощностей в условиях свободного рынка видится в создании Государственной системы обеспечения бездефицитного развития ЕЭС.

5.3. Ожидаемая динамика цен на электроэнергию при свободном рынке

Представляет интерес более точно определить повышение цен на электроэнергию при переходе к свободному рынку для конкретных условий России. Авторы провели такие расчеты сначала с использованием прогнозов, выполненных сотрудниками ряда энергетических организаций, а затем на специально разработанных математических моделях. Последние отличаются от моделей цен, применявшихся в гл. 2 и 4, более подробным расчетом эксплуатационных издержек электростанций и учетом налогов. По сравнению со [102], где были описаны эти расчеты, здесь учтены более поздние данные из [103].

Оценки сделаны на период до 2015 г. для условий регулируемой монополии с самофинансированием и свободного рынка для случая, когда отсутствуют специальные меры, предпринимаемые государством для предотвращения дефицита на оптовом рынке электроэнергии.

Тарифы при регулируемой монополии

До принятия Концепции реформирования электроэнергетики самофинансирование рассматривалось как основной путь инвестирования. Он предусматривался и оценивался в проработках многих энергетических организаций. При этом учитывалась необходимость увеличения средств на модернизацию и обновление изношенного оборудования электростанций.

При сложившихся сейчас в России условиях (заниженная амортизационная составляющая тарифов; большой объем устаревшего оборудования, требующего замены или модернизации; спад электропотребления и др.) трудно четко выделить амортизационную и инвестиционную составляющие тарифа. Поэтому удобнее объединить их в общую “капитальную” составляющую, за счет которой будет финансироваться все капитальное строительство, включая модернизацию и замену устаревшего оборудования действующих электростанций, а также строительство новых электростанций как для компенсации выбывающих мощностей, так и для обеспечения приростов электропотребления. Ниже сделаны оценки такой капитальной составляющей.

В табл. 5.1 приведены по данным Энергетического института им. (ЭНИН) [19], Энергетической стратегии России на период до 2020 г. (ЭСР) [14, 103], Института народнохозяйственного прогнозирования РАН (ИНП) [104] потребности в капиталовложениях по пятилеткам и рассчитанные на их основе капиталовложения для последних лет каждого пятилетия, а в табл. 5.2 – прогнозы электропотребления в конце пятилеток. Потребности в капиталовложениях возрастают со временем вследствие увеличения объемов устаревшего оборудования.

Т а б л и ц а 5.1

Потребность в капиталовложениях, млрд дол.

Прогноз	2001– 2005 гг.	2005 г.	2006– 2010 гг.	2010 г.	2011– 2015 гг.	2015 г.
ЭНИН * ЭСР ИНП	17,1 14,0–21,0 19,1–23,6	3,6 2,9–4,4 4,0–4,9	44,4 25,0–32,0 33,9–43,4	9,2 6,2–7,8 7,1–9,1	77,4 35,0–61,0 –	16,1 8,5–14,8 –

* Базовый вариант.

Т а б л и ц а 5.2

Прогнозы потребления электроэнергии, ТВт×ч/год

Прогноз	2005 г.	2010 г.	2015 г.
ЭНИН * ЭСР ИНП	900 928-936 845-950	1070	1270 -

* Базовый вариант.

В табл. 5.3 представлены результаты расчета капитальной составляющей тарифа, полученные делением капиталовложений (данные табл. 5.1 для конца пятилеток) на энергопотребление (табл. 5.2). В прогнозе ЭСР и ИНП меньшее и большее значения диапазона капитальной составляющей определены путем использования соответственно меньших и больших значений капиталовложений и электропотребления.

Т а б л и ц а 5.3

Капитальная составляющая тарифа, цент/кВт×ч

Прогноз	2005 г.	2010 г.	2015 г.
ЭНИН ЭСР ИНП	0,4 0,31–0,47 0,47–0,52	0,86 0,61–0,73 0,82–0,83	1,27 0,77–1,23 –
С р е д н я я о ц е н к а *. . .	0,44	0,77	1,09

* Среднее арифметическое по столбцам.

В табл. 5.4 приведены прогнозы стоимости производства электроэнергии (по данным ЭНИН [19]) и цен оптового рынка по данным Института энергетических исследований РАН (ИНЭИ) [105] для Европейской секции ЕЭС, где рынок предполагается ввести в первую очередь.

Т а б л и ц а 5.4

Прогноз стоимости производства электроэнергии и цен на оптовом рынке в

Европейской секции ЕЭС, цент/кВт×ч

Прогноз	2005 г.	2010 г.	2015 г.
ЭНИН * ИНЭИ ** ИНЭИ ***	1,50 2,45 2,70	2,40 3,40 3,03	3,00 – –

* Для базового варианта при продлении на 10 лет срока службы АЭС и ТЭС суммарной мощностью 50 ГВт.

** Для регулируемого рынка с самофинансированием отрасли.

*** Для свободного рынка.

Стоимость производства электроэнергии (в прогнозе ЭНИН), естественно, ниже, чем цены на оптовом рынке, однако она определена с учетом необходимых инвестиций и характеризует общее повышение тарифов при самофинансировании. Цены при свободном рынке (в прогнозе ИНЭИ) будут использованы позднее.

Анализируя данные табл. 5.3 и 5.4, можно видеть, что рост цен на электроэнергию в предстоящем периоде неизбежен: капитальной составляющей тарифа – вследствие увеличения необходимых капиталовложений, а оптовых цен на электроэнергию – также из-за роста цен топлива и заработной платы. При этом капитальная составляющая тарифа, обеспечивающая финансирование всего необходимого капитального строительства путем самофинансирования, будет равна до 2005 г. менее 0,5 цент/кВт×ч и в 2015 – чуть более 1 цент/кВт×ч. Общий уровень оптовых цен при самофинансировании в 2010–2015 гг. ожидается в пределах 3,0–3,5 цент/кВт×ч.

Расчеты необходимых цен электроэнергии на моделях*

В Приложении 2 рассмотрены две модели формирования цены электроэнергии: для монополии с самофинансированием и при свободном конкурентном рынке электроэнергии. С помощью полученных в Приложении 2 зависимостей проведены расчеты для четырех типов электростанций, технико-экономические показатели которых представлены в табл. 5.5.

Показатели электростанций и цены топлива соответствуют условиям европейской части России примерно на уровне 2010 г. Поскольку эти данные принимались одинаковыми для обеих моделей, возможные их неточности не имеют принципиального значения для сопоставления результатов.

При расчетах приняты следующие ставки налогов: на прибыль j1 = 0,24; на имущество j2 = 0,02; на добавленную стоимость j3 = 0,20.

Для варианта самофинансирования рассмотрены каждый энергоисточник в отдельности, а также компания (отрасль) со структурой (также соответствующей европейской части России): 15% АЭС, 15% КЭС на угле, 60% КЭС на газе, 10% ГЭС, ежегодные выплаты акционерам составляют 2% капитала компании (j4 = 0,02). Цены рассчитаны при темпах развития (роста электропотребления) l= 0; 0,01; 0,03 и 0,05 1/год.

Т а б л и ц а 5.5

Технико-экономические показатели электростанций *

Электростанция	k, дол./кВт	h, ч/год	m, 1/год	TL, лет	h	C, дол./т у. т.
АЭС	1100	7000	0,050	50	0,33	10,7 **
КЭС (уголь)	950	6000	0,040	30	0,36	30,0
КЭС (газ)	700	6000	0,035	30	0,40	40,0
ГЭС	1500	4000	0,005	100	–	–

* k – удельные капиталовложения; h – число часов использования установленной мощности; m – доля (от капиталовложений) постоянных ежегодных издержек; TL – срок службы электростанции; h – КПД; С – цена топлива.

** Соответствуют топливной составляющей 0,4 цент/кВт×ч.

Для свободного рынка срок окупаемости (срок возврата частных инвестиций) всех электростанций принят одинаковым TR = 10 лет, процент на капитал s = 0,17, постоянные эксплуатационные издержки снижены на 30% по сравнению с данными табл. 5.5 для учета эффекта конкуренции, КПД КЭС на газе увеличен до 0,53 (ПГУ - электростанция), выплат акционерам нет(j4 = 0), т. е. предполагается, что доход инвестора учитывается процентом на капитал s.

Необходимо отметить, что в отличие от расчетов, проведенных в гл. 2 и §4.4, здесь учитываются лишь денежные расходы инвестора. Предполагается, что амортизационные отчисления и нормальная прибыль направляются на возврат инвестиций (первый из способов возврата, рассмотренных в §2.1). Поэтому срок окупаемости инвестиций (10 лет) принят меньше, чем в предыдущих расчетах. Он соответствует более раннему сроку возврата TR1 на рис. 2.3 (в предыдущих расчетах предполагался более поздний срок возврата TR2).