Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 17 )

Результаты расчетов представлены в табл. 5.6 и на рис.5.1. Для монополии следует рассматривать средние цены по отрасли, приведенные в последней строке табл.5.6. Они включают инвестиционную составляющую, необходимую для развития энергосистемы с указанным темпом l. В условиях рынка цены должны рассматриваться для каждого вида электростанций индивидуально. Они представляют собой наименьшую цену, при которой данная электростанция будет финансово-эффективной (приемлемой для частного инвестора) при принятых сроке возврата капиталовложений TR = 10 лет и проценте на капитал s = 0,17.

Смысл составляющих цен на электроэнергию, показанных на рис. 5.1, пояснен в Приложении 2. В рассмотренных вариантах цены различаются, главным образом, дополнительной капитальной составляющей. Для самофинансируемой монополии она отражает затраты на развитие системы, а при свободном рынке характеризует повышение цены, необходимое для возврата капитала, вложенного в новую электростанцию (включая налог на прибыль).

Т а б л и ц а 5.6

Цена электроэнергии, цент/кВт×ч

Электростанция	Монополия	Рынок
l, 1/год	TR = 10 лет
0	0,01	0,03	0,05	s = 0,17 1/год
АЭС	3,01	3,13	3,41	3,75	5,93
КЭС (уголь)	3,73	3,84	4,10	4,40	6,45
КЭС (газ)	3,14	3,23	3,42	3,63	4,87
ГЭС	3,44	3,74	4,54	5,49	11,61
В ц е л о м по отрасли…	3,11	3,21	3,47	3,76

Для электроэнергетики России наиболее представительными на ближайшую перспективу можно считать темпы развития l = 0,03, при которых средний тариф будет равен 3,47 цент/кВт×ч (более высокие темпы рассмотрены лишь для полноты картины). Поэтому далее при сопоставлении со свободным рынком для самофинансируемой монополии будет рассматриваться эта величина тарифа.

Приведенные результаты расчетов показывают, что цена, требующаяся в условиях рынка, даже для наиболее эффективных КЭС на газе (с ПГУ) на 1,4 цент/кВт×ч превышает средний отраслевой тариф при l = 0,03. Для АЭС и КЭС на угле, которые преимущественно должны будут строиться ввиду необходимости уменьшить потребление природного газа, это превышение составляет 2,46 и 2,98 цент/кВт×ч. Что же касается ГЭС, то они будут явно неэффективны.

б

а

Рис.5.1. Структура цены на электроэнергию для вариантов монополии с самофинансированием (а) и свободного рынка (б).

1 – топливная составляющая, 2 – эксплуатационная, 3 – налоговая, 4 – капитальная (дополнительная), 5 – капитальная (минимальная).

Таким образом, при переходе к свободному рынку цены, требующиеся для сооружения новых АЭС и КЭС на угле в европейской части России, будут на 2,5– 3,0 цент/кВт×ч выше, чем при регулируемой монополии с самофинансированием.

Проведенные оценки подтверждаются уровнем цен электроэнергии в странах Запада, а также другими отечественными работами. В [30] повышение цен при переходе к рынку оценивается в 2,0-2,5 цент/кВт×ч (несколько ниже наших оценок), а в [29] – около 3 цент/кВт×ч (капитальная составляющая у частного инвестора 3,5 цент/кВт×ч вместо 0,6 цент/кВт×ч при самофинансировании). В [31] указывается цена 5–6 цент/кВт×ч, необходимая для привлечения иностранных инвесторов, в то время как при сохранении монополии и использовании средств населения (размещение займа со ставкой выше, чем учетная ставка Сбербанка), т. е. фактически при кредитовании, среднеотраслевой тариф возрастет лишь до 3–4 цент/кВт×ч, т. е. на 2 цент/кВт×ч меньше.

Ожидаемый рост цен

При переходе к свободному рынку в электроэнергетике России возникнут изменения, рассмотренные в гл. 1, 2 и 4:

– появится противоречие (“разрыв”) между ценами электроэнергии действующих электростанций и ценами, необходимыми для строительства новых;

– ставшие независимыми электрогенерирующие компании будут заинтересованы в создании дефицита электроэнергии для повышения цен и получения сверхприбыли;

– новые электростанции будут строиться лишь при достаточно высоких ценах электроэнергии, обеспечивающих финансовую эффективность частных инвестиций.

С учетом этих изменений и приведенных выше прогнозов цен (см. табл. 5.4) при переходе к свободному рынку можно ожидать следующую ситуацию (рис. 5.2).

Рис. 5.2. Ожидаемая ситуация с оптовыми ценами в европейской части России при переходе к свободному рынку:

1 – прогноз стоимости производства электроэнергии (ЭНИН); 2 – прогноз оптовых цен при самофинансировании (ИНЭИ); 3 – то же при свободном рынке; 4 – рост цен при образовании дефицита мощности и электроэнергии; стабилизация и снижение цен при строительстве и вводе соответственно ПГУ на газе (а), АЭС (б) и КЭС на угле (в).

При прекращении регулирования (примерно в середине 2005 г.) цена на оптовом рынке, если оправдается прогноз ИНЭИ (кривая 3), сначала несколько возрастет (из-за установления маргинальных цен), а затем снизится по сравнению с ценами самофинансирования (кривая 2). Однако такой уровень цен будет явно недостаточен для привлечения частных инвесторов (горизонтальные линии) и строительство новых электростанций прекратится. Через некоторое время (например, в 2008 г.) возникнет дефицит электроэнергии, что приведет к неуправляемому повышению цен.

При достижении определенного уровня, достаточно высокого, чтобы сделать инвестиции привлекательными, строительство новых электростанций возобновится (этот уровень будет зависеть от вида электростанций, строительство которых будет возможно, – кривые 4а, 4б или 4в). Однако это потребует длительного времени, в течение которого кризис (дефицит) будет продолжаться, а цены могут быть очень высокими. После ввода новых электростанций цены снизятся, строительство опять прекратится и начнется новый кризисный цикл.

Подобная цикличность может считаться “нормальной” для свободного рынка, однако общий уровень цен будет значительно выше, чем уровень тарифов при таком же строительстве в условиях регулируемой монополии и самофинансирования (линия для отрасли).

Следствием описанного “рыночного” повышения цен в России будут:

– излишние затраты у потребителей энергии – населения и всех отраслей экономики, кроме электроэнергетики;

– сверхприбыли владельцев действующих электростанций (разница между кривыми 4 и 3).

Достаточно очевидно, что ни то, ни другое нельзя признать нормальным, поэтому требуются специальные меры со стороны государства, о которых говорилось в § 5.1 и 5.2. Они рассмотрены в следующей главе.

Вставка 22. Результаты расчетов тарифов и цен на электроэнергию для европейской части России: 1. При сохранении регулирования цен в переходный период капитальная составляющая тарифа на оптовом рынке, необходимая для модернизации действующих и строительства новых электростанций, в 2005 г. будет равна 0,5 цент/кВт×ч. Полный тариф на оптовом рынке будет при этом около 2,5 цент/кВт×ч. 2. Необходимая капитальная составляющая в период гг. составляет около 1 цент/кВт×ч. При этом оптовые цены могли бы сохраниться на уровне 3,0-3,5 цент/кВт×ч. 3. Для привлечения частных инвестиций в АЭС и КЭС на угле потребуются цены в 6,0-6,5 цент/кВт×ч. Поэтому частными инвесторами они строиться не будут, что вызовет дефицит и неуправляемый рост цен, если государством не будут приняты специальные меры. 4. Рост цен приведет к ущербам у потребителей электроэнергии и к появлению сверхприбылей на действующих электростанциях, что нельзя считать допустимым.

ГЛАВА 6. ПУТИ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗДЕФИЦИТНОГО

РАЗВИТИЯ ЕЭС РОССИИ

В предыдущих главах показаны трудности с развитием генерирующих мощностей ЭЭС в условиях свободного конкурентного рынка и возможные их последствия. Эти трудности обусловлены несовершенством рынка в электроэнергетике. Для их преодоления или смягчения необходимо сохранение государственного регулирования, хотя и не в тех формах, которые применялись к регулируемым вертикально-интегрированным компаниям. В данной главе предлагаются возможные пути обеспечения развития генерирующих мощностей ЕЭС в рамках принятой концепции реформирования электроэнергетики России.

6.1. Несовершенство электроэнергетического рынка и необходимость

государственного регулирования его развития

Несовершенство конкурентного рынка в электроэнергетике (по принятым его концепциям) проявляется, в первую очередь, в том, что развитие генерирующих мощностей может происходить лишь при постоянном дефиците электроэнергии (недостатке мощностей). При этом равновесные цены электроэнергии поднимаются выше предельных издержек производителей с образованием у них монопольной прибыли, а также с ограничением спроса потребителей и повышением их расходов на покупку энергии. Достижение равновесия в долгосрочном плане, при котором цены электроэнергии были бы равны предельным издержкам производства, оказывается невозможным. Это требует принятия мер со стороны государства по обеспечению бездефицитного развития ЭЭС.

Еще один аспект несовершенства электроэнергетического рынка состоит в формировании на оптовом рынке маргинальных цен, соответствующих издержкам наименее эффективных электростанций. Это приведет к повышению цен по сравнению с тарифами в регулируемых монополиях, устанавливаемых на уровне средних по ЭЭС издержек производства, и получению сверхприбылей («излишка производителя») на остальных электростанциях. Следовательно, эффект от конкуренции будут получать в первую очередь производители, а не потребители электроэнергии. Эффект у потребителей появится, только если издержки наихудших электростанций, необходимых для покрытия нагрузки, снизятся ниже уровня средних издержек, имевшихся в ЭЭС при монополиях. Этот недостаток свободного рынка требует специального внимания и принятия соответствующих мер по изъятию «излишка производителя» и последующему его использованию.

Для решения проблем, связанных с развитием генерирующих мощностей (не будем их снова здесь перечислять), как отмечалось в §2.3, видятся два основных пути:

1) сохранение регулируемых монополий с совершенствованием деятельности регулирующих органов;

2) создание централизованной системы управления развитием ЭЭС (под контролем государства), которая должна обеспечивать бездефицитное функционирование рынка действующих электростанций.

Первый путь не требует особых пояснений. В России он будет фактически иметь место в течение переходного периода реформирования (до середины 2005 г. или дольше). Его особенности и необходимые (желаемые) меры по обеспечению развития ЕЭС страны будут рассмотрены в следующем параграфе.

Второй путь представляется единственно возможным в случае, если в России действительно состоится переход к свободному рынку в электроэнергетике. Последнюю оговорку следует сделать потому, что переходный период реформирования может затянуться на неопределенно долгое время, если:

- результаты реформирования, полученные в переходный период, окажутся неудовлетворительными и потребуется изменение концепции реформирования;

- зарубежный опыт в ближайшие несколько лет выявит целесообразность внесения корректив в концепции организации электроэнергетических рынков, особенно в части обеспечения развития ЭЭС. Это достаточно вероятно в свете обзора, сделанного в §3.3;

- в течение переходного периода удастся создать эффективный механизм инвестирования модернизации действующих и строительства новых электростанций, обеспечить прозрачность РАО «ЕЭС России» и АО-энерго и надлежащий контроль за их деятельностью, которые обеспечат оптимальное развитие ЕЭС.

Следовательно, нельзя исключить возможность изменения концепции реформирования электроэнергетики под влиянием зарубежного и собственного российского опыта.

Целостности, оптимальности структуры и схем и положительного эффекта масштаба электроэнергетических систем, включая ЕЭС России, можно достичь лишь путем централизованного планирования их развития. Любая технологическая система должна быть оптимально спроектирована и планомерно создаваться и развиваться. Для нее необходим высший (центральный) уровень управления, на котором система рассматривается в целом. Иначе получится не система, а некоторый набор элементов или система не будет оптимальна в свете целей, для которых она создается.

Эта, казалось бы, очевидная истина почему-то упущена разработчиками концепций реформирования (реструктуризации, дерегулирования) электроэнергетики за рубежом и в России. Если необходимость централизованного оперативно-диспетчерского управления ЭЭС всеми признается и при реформировании предусматривается создание (а вернее, сохранение под другим названием) специального «Системного оператора», то управление развитием ЭЭС оставляют «невидимой руке рынка». Между тем ЭЭС, как и всякие технологические системы, должны централизованно управляться не только в части процессов их функционирования, но и в процессе развития. На это указывается во многих работах [7, 10, 12, 106 и др.].

В переходный период реформирования электроэнергетики централизованное управление развитием ЕЭС обеспечивается РАО «ЕЭС России» при участии (контроле) Федеральной энергетической комиссии (ФЭК) и Минэнерго РФ. С привлечением своих проектных и научно-исследовательских организаций РАО разрабатывает «Схемы развития ЕЭС и ОЭС», планы ввода объектов, инвестиционные программы и др. Эти материалы согласовываются с Минэнерго, после чего ФЭК закладывает необходимые инвестиции в абонентную плату для РАО «ЕЭС России», а последнее финансирует строительство объекта.

При переходе к конкурентному рынку процессы развития ЕЭС и его инвестирования будут существенно более сложными. В принятой концепции формирования, зафиксированной в Законе «Об электроэнергетике», предусматривается сочетание рыночных механизмов и государственного регулирования развития отрасли. Создаваемые электрогенерирующие компании (ЭГК) будут сами планировать развитие своих генерирующих мощностей. Кроме того, электростанции могут строиться новыми производителями электроэнергии (НПЭ). В этих условиях при государственном регулировании должны учитываться объекты, строящиеся частными инвесторами.

В переходный период будет продолжаться «жесткое» государственное регулирование - контроль за финансовой деятельностью энергокомпаний и установление тарифов на электроэнергию с включением в них инвестиционной составляющей, обеспечивающей необходимое развитие ЕЭС. В настоящее время такое регулирование осуществляется, но еще недостаточно отработано в связи с тем, что в последнее десятилетие ЕЭС почти не развивалась (строились или достраивались лишь единичные объекты). В частности:

- не обеспечена должная «прозрачность» финансовой деятельности РАО «ЕЭС России», особенно в части статьи «Прочие расходы», которая в последние годы чрезвычайно возросла;

- не решена проблема собственности объектов, построенных за счет инвестиционной составляющей (абонентной платы). Учитывая, что инвестиционная составляющая оплачивается потребителями, построенные за ее счет объекты, как указывалось в §1.3, не должны поступать в частные руки - они должны принадлежать государству или увеличивать государственный пакет в акционерном капитале энергокомпаний.

В «рыночный» период будет прекращено регулирование деятельности ЭГК и цен оптового рынка электроэнергии. Вместе с тем, должно обеспечиваться своевременное и оптимальное (по структуре) развитие генерирующих мощностей. Как отмечалось в гл. 5, при низких регулируемых ценах, ожидаемых в конце переходного периода, приток частных инвестиций в новые электростанции может оказаться невозможным или недостаточным. Поэтому должны быть найдены другие пути финансирования развития генерирующих мощностей. Это станет одной из главных целей государственного регулирования в условиях конкурентного рынка.

Реализация государственного регулирования при переходе к конкурентному рынку видится в создании Государственной системы обеспечения развития ЕЭС, о которой уже говорилось в гл. 5. Возможность (и даже необходимость) формирования такой системы предусмотрена статьей 21 закона об электроэнергетике [32]. В дальнейшем она будет также кратко называться просто Государственной системой.

Главной целью названной Государственной системы можно считать обеспечение бездефицитного (надежного, бесперебойного) и экономичного (с минимально возможными ценами) электроснабжения экономики и социальной сферы страны. В ее функции должны входить:

- разработка программ перспективного развития электроэнергетики;

- разработка прогнозов электропотребления и балансов мощности и энергии ЕЭС (и ОЭС) на перспективу 5-15 и, если нужно, более лет;

- анализ перспективных топливно-энергетических балансов и условий обеспечения электростанций топливом;

- определение источников и способов привлечения инвестиционных средств в электроэнергетику;

- контроль за составлением, экспертиза и мониторинг инвестиционных программ развития электроэнергетических объектов;

- контроль за разработкой и экспертиза методических и правовых документов, утверждаемых правительством или федеральными органами власти, включая документы, связанные с реформированием и организацией рынка в электроэнергетике;

- анализ хода и результатов реформирования электроэнергетики и выработка предложений о возможности перехода к последующим этапам реформирования;

- регулирование деятельности энергокомпаний и тарифов на электроэнергию в условиях дефицита электроэнергии или отсутствия конкуренции;

- долгосрочное прогнозирование цен на оптовом рынке (и в его зонах) для определения возможностей привлечения частных (в том числе иностранных) инвестиций и др.

Основным органом в этой Государственной системе должно стать, по-видимому, Минэнерго, которое будет координировать всю необходимую деятельность, осуществлять экспертизу, утверждать или готовить для утверждения правительством все материалы и документы, связанные с развитием электроэнергетики. Вторым важным органом будет Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК) и подведомственные ей региональные энергетические комиссии (РЭК). В переходный период Государственная система будет тесно взаимодействовать с РАО «ЕЭС России», его проектными и научно-исследовательскими организациями и АО-энерго. После прекращения деятельности РАО «ЕЭС России» ряд проектных институтов, связанных с проектированием электростанций (Теплоэлектропроект, Гидропроект и др.), должны будут, по-видимому, перейти в рассматриваемую систему. Кроме того, к деятельности Государственной системы могут при необходимости привлекаться организации других министерств, Российской академии наук и других ведомств.

Деятельность Государственной системы обеспечения развития ЕЭС будет существенно различаться для переходного и последующего периодов реформирования электроэнергетики. Она должна быть создана и начать функционировать в переходный период, но наиболее важное значение она будет иметь в последующий период свободного рынка. Как показано в §6.3, главной задачей Государственной системы станет обеспечение бездефицитного функционирования оптового рынка при отсутствии или недостаточности частных инвестиций.

Представляется, что в условиях свободного рынка деятельность Государственной системы должна основываться на следующих принципиальных положениях.

1. Предотвращение дефицита на оптовом рынке электроэнергии. Это означает постоянное поддержание на рынке некоторого избытка генерирующих мощностей. Только в таком случае равновесные цены электроэнергии будут формироваться на уровне предельных издержек производителей. Если возникнет дефицит мощностей, то цены повысятся выше предельных издержек с образованием монопольной прибыли у производителей электроэнергии. Очевидно, что не допустить дефицита можно только путем своевременного ввода новых электростанций с заблаговременным планированием этих вводов и обеспечением финансирования строительства электростанций.

2. Минимальное увеличение цен электроэнергии, связанное с развитием ЕЭС. При отсутствии дефицита цены на оптовом рынке будут снижаться вследствие конкуренции действующих производителей. Этот положительный эффект нужно максимально использовать. Вместе с тем, для инвестирования развития генерирующих мощностей и электрических сетей неизбежно требуется превышение цен над эксплуатационными издержками на величину некоторой инвестиционной составляющей (это было рассмотрено в гл. 2). Для получения максимального эффекта потребителями, естественно, необходимо, чтобы эта инвестиционная составляющая была бы как можно меньше. Поэтому в рамках рассматриваемой Государственной системы должны быть найдены такие источники и способы финансирования развития ЕЭС, при которых цены (или тарифы) на электроэнергию у конечных потребителей увеличивались в минимальной степени по сравнению с ценами на оптовом рынке электроэнергии.

3. Обеспечение целостности ЕЭС, оптимальности ее структуры и схем. В процессе развития ЕЭС необходимо обеспечивать не только своевременность вводов, чтобы избежать дефицита, но и оптимальную структуру генерирующих мощностей и схем электрических сетей. В частности, в условиях свободного рынка при независимости электрогенерирующих компаний и сохранении регулируемых монопольных сфер транспорта и распределения электроэнергии возникает проблема согласования строительства электростанций и ЛЭП. Одновременно необходимо сохранить целостность ЕЭС и положительный эффект масштаба при ее развитии, о котором говорилось в гл. 1 и 2. Для этого в рамках Государственной системы должен выполняться комплекс проектных и научно-исследовательских работ, связанных с перспективами развития ЕЭС.

4. Максимальное привлечение и использование частных инвестиций и учет построенных за их счет объектов. Использование частных инвестиций предусмотрено Законом «Об электроэнергетике». Хотя для привлечения инвестиций в новые электростанции требуются достаточно высокие цены на оптовом рынке электроэнергии, в некоторых случаях строительство, расширение или модернизация электростанций частными инвесторами (особенно ЭГК) могут оказаться возможными. Такие инвестиции следует стимулировать и учитывать в планах развития ЕЭС.

5. Создание государственного инвестиционного фонда для строительства электростанций, необходимых для эффективного электроснабжения, но не обеспеченных частными инвестициями. Такой фонд должен обеспечивать бездефицитное развитие ЕЭС. Источники его формирования и способы использования могут быть достаточно разнообразными.

Следует отметить, что необходимость создания такого государственного фонда сейчас достаточно широко осознана. Так, РАО «ЕЭС России» выступает с предложением о создании Фонда гарантирования инвестиций (см., например, [8]). Из такого фонда, формируемого тем или иным путем за счет потребителей электроэнергии, предлагается оплачивать частным инвесторам разницу между ценой электроэнергии, заложенной в модели инвестиционного проекта, и фактическими ценами оптового рынка. Это предложение исходит из признания того, что цены оптового рынка будут недостаточны для окупаемости частных инвестиций и, следовательно, для привлечения частных инвесторов в строительство новых электростанций.

В [14] предлагается формирование системы и фонда поддержки инвестиций для финансирования проектов общесистемной важности, не обеспеченных частными инвестициями. Там указываются возможные источники формирования инвестиционного фонда и пути его использования. Это предложение также предполагает, что цены оптового рынка будут недостаточны для привлечения частных инвестиций для строительства некоторых (капиталоемких) электростанций, необходимых для эффективного развития ЕЭС.

В следующих параграфах представлены возможные структура Государственной системы обеспечения развития ЕЭС, состав входящих в нее организаций и их функции для переходного периода реформирования и в последующий период свободного рынка.

Вставка 23. Необходимость и цели государственного регулирования развития ЕЭС России. 1. Необходимость государственного управления развитием ЕЭС обусловлена: - общим несовершенством электроэнергетического рынка, который не обеспечивает формирования равновесных цен на уровне предельных издержек производителей (без монопольной прибыли) по мере развития ЭЭС; - целесообразностью сохранения целостности, оптимальных схем и структуры ЕЭС, а также положительного эффекта масштаба при ее развитии; - трудностями привлечения частных инвестиций в новые электростанции при тех ценах на оптовом рынке электроэнергии, которые ожидаются в конце переходного периода реформирования.

2. Государственная система обеспечения развития ЕЭС, формирование которой предусмотрено законом об электроэнергетике, призвана: - предотвратить образование дефицита на оптовом рынке электроэнергии путем постоянного поддержания некоторого избытка генерирующих мощностей, особенно при отсутствии или недостаточности частных инвестиций; - обеспечить разработку долгосрочных прогнозов электропотребления, перспективных балансов мощности и энергии, планов ввода и инвестиционных программ развития электроэнергетических объектов; - определить источники и способы привлечения инвестиций, обеспечивающие минимальное повышение цен электроэнергии у конечных потребителей, которое требуется для инвестирования развития ЕЭС, по сравнению с ценами оптового рынка. В рамках этой системы необходимо создание Государственного инвестиционного фонда для финансирования строительства электростанций, не обеспеченных частными инвестициями.

6.2. Финансирование развития ЕЭС в переходный период

В §5.1 уже отмечалась важность переходного периода. В этот период предстоит решить множество больших и сложных задач, в том числе:

1) максимально возможная модернизация устаревших электростанций и электрических сетей, завершение строящихся и создание заделов по новым электростанциям. При этом во всех объединенных и районных энергосистемах должны быть образованы резервы генерирующих мощностей и заделы, гарантирующие недопущение дефицита электроэнергии в последующий период (с учетом пропускных способностей межсистемных связей);

2) создание Государственной системы обеспечения развития ЕЭС, о которой говорилось выше;

3) разработка и утверждение всех методических, инструктивных и правовых документов, необходимых для организации рынка. Неполный перечень этих документов, предусмотренных законами [32, 100], был дан в §5.1;