Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 18 )

4) решение проблемы изъятия и использования «излишка производителей», который будет образовываться на наиболее экономичных электростанциях (в первую очередь, ГЭС), при формировании на оптовом рынке маргинальных цен;

5) перераспределение государственного пакета акций РАО «ЕЭС России» между генерирующими и сетевыми компаниями, а также новыми структурами, образуемыми при переходе к свободному рынку.

В §5.1 отмечались еще два вопроса, которые нужно решить в течение переходного периода, - предотвращение перерыва в строительстве электростанций после окончания переходного периода и допустимость для экономики и населения России повышения цен на электроэнергию до уровня, необходимого для привлечения инвестиций. Однако, как будет показано ниже, указанные вопросы решаются при создании рассматриваемой Государственной системы, которая как раз и призвана обеспечить необходимое развитие ЕЭС при отсутствии или недостаточности частных инвестиций.

Не останавливаясь на разработке и утверждении необходимых документов (п. 3), которые требуют исключительно трудоемких и кропотливых работ, но выходят за рамки данной книги, рассмотрим кратко остальные задачи.

Первые две задачи взаимосвязаны - для модернизации действующих и строительства новых электростанций необходимы инвестиции, изыскание и наиболее эффективное использование которых входит в функции Государственной системы. Поэтому рассмотрим возможную структуру и общую схему деятельности этой системы в переходный период реформирования электроэнергетики. Главное внимание будет обращено на инвестирование генерирующих мощностей ЕЭС.

В переходный период сохранится государственное регулирование деятельности РАО «ЕЭС России» и АО-энерго и тарифов на электроэнергию. Это позволит:

- сохранить в основном сложившуюся систему инвестирования электроэнергетики, улучшив и усилив ее в некоторых положениях;

- производить инвестирование, главным образом, из собственных средств энергокомпаний, в первую очередь за счет амортизационных отчислений и инвестиционной составляющей тарифов на электроэнергию, т. е. путем самофинансирования.

Усиление и совершенствование государственного регулирования в переходный период необходимо в части контроля за финансовой деятельностью (расходами) энергокомпаний, особенно по статье «Прочие расходы», которая в 1990-е годы необычайно возросла. По данным [107], доля прочих расходов в средних тарифах на электроэнергию по холдингу РАО «ЕЭС России» составила 47,5% в 1998 г. и 49,1% в 1999 г. Эти расходы превысили затраты на топливо, оплату труда и амортизацию вместе взятые, т. е. почти удвоили стоимость электроэнергии, оплачиваемую потребителями. Вполне возможно, что исключение из тарифов расходов РАО «ЕЭС России», не связанных с производством электроэнергии, позволило бы при том же уровне тарифов увеличить инвестиции в модернизацию и строительство электростанций. Очень остро вопрос об обеспечении «прозрачности» деятельности РАО «ЕЭС России» ставится в [108].

Необходимо также существенное повышение роли Минэнерго и определенное расширение функций ФЭК, что будет показано ниже.

Возможная схема разработки и реализации инвестиционных программ в переходный период представлена на рис. 6.1. Первоначальная разработка программ инвестирования электроэнергетических объектов осуществляется РАО «ЕЭС России» силами его проектных и научно-исследовательских организаций на основе предварительно составленных «Схем развития ЕЭС и ОЭС» и планов ввода объектов. Затем эти программы экспертируются, корректируются (если нужно) и утверждаются Минэнерго РФ. В соответствии с утвержденными программами определяются пятилетние и годовые объемы необходимых инвестиций. Эти объемы передаются в ФЭК (и РЭКи).

РАО «ЕЭС России»

(с участием проектных

и научно-исследовательских

организаций)

 

Минэнерго РФ

 

 

ФЭК и РЭКи

 

Минэнерго РФ

 

Рис. 6.1. Схема разработки, экспертизы, финансового обеспечения и мониторинга инвестиционных программ электроэнергетики в переходный период.

Федеральная и региональные энергетические комиссии анализируют финансовую деятельность энергокомпаний и выявляют собственные инвестиционные возможности компаний (амортизация, прибыль и др.) при существующем уровне тарифов на электроэнергию. Если этих собственных средств недостаточно для обеспечения необходимых инвестиций, то инвестиционная составляющая тарифов (и тарифы в целом) повышается. Если же обнаруживается избыток собственных средств, то тарифы, наоборот, снижаются.

В переходный период, по-видимому, можно сохранить сложившуюся практику включения инвестиционной составляющей в абонентную плату РАО «ЕЭС России» и в тарифы атомных электростанций (в части развития АЭС). Однако контроль за размером абонентной платы и использованием поступивших средств должен быть усилен.

Из определенных таким образом средств РАО «ЕЭС России» и АО-энерго финансируют строительство объектов, включенных в инвестиционные программы. Фактически при этом будет обеспечено самофинансирование развития электроэнергетики. Для строительства новых электростанций это единственный реальный путь, так как получать для этого кредиты в переходный период будет вообще невозможно, поскольку неизвестно, кто их будет возвращать после реструктуризации РАО «ЕЭС России» и перехода к свободному рынку.

Далее (см. рис. 6.1) осуществляется отслеживание фактического выполнения инвестиционных программ (их мониторинг). Целесообразно, по-видимому, чтобы это входило в функции Минэнерго как контролирующего государственного органа. Информация, полученная при мониторинге, естественно, будет использоваться на следующем цикле разработки и прохождения инвестиционных программ.

Здесь следует остановиться на двух моментах юридически-этического характера, о которых говорилось в конце §1.3. Первый из них связан с собственностью объектов, сооружаемых за счет инвестиционной составляющей тарифов, т. е. фактически из средств, собираемых с потребителей электроэнергии. Это касается, главным образом, электростанций, которые будут принадлежать потом частным электрогенерирующим компаниям. Как уже указывалось в §1.3, представляется ненормальным, чтобы такие объекты становились собственностью частных компаний, увеличивая их основной капитал. Инвестиционную составляющую можно рассматривать как своего рода налог на электроэнергию, собираемый со всех потребителей ЕЭС. Поэтому вполне логично, чтобы электростанции, построенные за счет инвестиционной составляющей, становились собственностью государства, а не частных лиц.

Применительно к сложившимся российским условиям необходимо ставить вопрос о соответствующем увеличении государственного пакета акций РАО «ЕЭС России». Это положение должно быть оформлено в законодательном порядке и учитываться при последующем перераспределении государственного пакета акций. В частности, это относится к Бурейской ГЭС, которая достраивается на инвестиционные средства, включаемые в абонентную плату РАО «ЕЭС России».

Второй юридически-этический момент связан с оплатой (из инвестиционной составляющей тарифов) существующими потребителями затрат на развитие генерирующих мощностей, необходимое для новых потребителей. Как отмечалось в §1.3, это является нелогичным (несправедливым). В данном случае следует, по-видимому, различать

- новых крупных промышленных потребителей, представляющих частные предприятия, и

- приросты нагрузок государственных организаций, объектов социальной сферы и сферы обслуживания населения.

Как нам видится, владельцы новых промышленных предприятий не должны получать дополнительные прибыли за счет существующих потребителей. Поэтому с них нужно взимать плату за необходимое для них развитие генерирующих мощностей, что уменьшит инвестиционную составляющую тарифов. При этом логично, чтобы они получали на соответствующую сумму акции РАО «ЕЭС России» или АО-энерго, которые будут владеть новыми электростанциями.

Что касается второй категории потребителей, то взимание с них такой платы, по-видимому, нецелесообразно, так как они выполняют общественно полезные функции и необходимые для них приросты мощностей логично обеспечивать за счет инвестиционной составляющей тарифов.

Отмеченные моменты следует специально рассмотреть в соответствующих органах и принятые решения оформить затем законодательными актами или постановлениями правительства.

Выше была дана лишь принципиальная схема формирования и функционирования Государственной системы обеспечения бездефицитного развития ЕЭС в переходный период реформирования. Для реализации такой системы необходимо принятие решений на правительственном уровне с последующей организационной и документальной проработкой. По имеющимся сведениям работа в данном направлении проводится в последнее время в Минэнерго.

Достаточно трудным, как можно ожидать, будет решение задачи изъятия повышенной прибыли («излишка производителя») у ряда видов электростанций, которая образуется при формировании маргинальных цен на оптовом рынке электроэнергии. Вся необходимая для этого законодательная и организационно-методическая работа должна быть проведена в переходный период реформирования до прекращения регулирования цен оптового рынка.

Нужно заметить, что этой задаче не уделяется должного внимания, как правило, она просто игнорируется, как будто такой проблемы не существует. О ней, в частности, ничего не сказано в законе об электроэнергетике [32], хотя она отмечается в Постановлении правительства № 000 [99] в отношении ГЭС. Многие воспринимают рост цен (при прекращении их регулирования) до уровня издержек наихудших электростанций как «нормальное» рыночное явление. Однако это совершенно ненормально для потребителей и общества в целом. Если рынок вводится для повышения эффективности производства электроэнергии, то цены должны снижаться, а не повышаться. Между тем повышение может быть довольно значительным. В конце §2.3 приведены оценки превышения маргинальных цен над средними издержками для энергосистем Сибири (в 1,6-2,3 раза). Такое большое повышение объясняется высокой долей ГЭС в некоторых сибирских системах. В §4.4 указанное повышение для Европейской секции ЕЭС оценено в 0,45 цент/кВт×ч.

В связи с этим государством должны быть приняты меры к изъятию и рациональному использованию «излишка производителя», который будет образовываться после прекращения регулирования цен на оптовом рынке электроэнергии. Если повышение цен (до уровня маргинальных) неизбежно и неизбежен ущерб для потребителей, то нельзя допустить, чтобы такое повышение пошло на образование сверхприбылей производителей.

В российских условиях повышенная прибыль будет образовываться на:

- гидроэлектростанциях, имеющих очень низкие эксплуатационные издержки;

- атомных электростанциях, у которых низки топливные издержки;

- КЭС на газе при низких регулируемых внутренних ценах природного газа, отпускаемого электростанциям.

Способы изъятия «излишка производителя» могут быть разными для различных видов электростанций. Наиболее просто это сделать в случае, если электростанции остаются в государственной собственности. Образующаяся у них сверхприбыль будет, естественно, поступать в распоряжение государства и может потом использоваться надлежащим образом. Такая ситуация имеет место в отношении АЭС, которые были и останутся в государственной собственности.

Такой же способ может быть применен и к ГЭС, на которых этот «излишек» будет особенно велик, если сохранить их в государственной собственности путем соответствующего перераспределения государственного пакета акций при реструктуризации РАО «ЕЭС России». Об этом упоминалось в §5.2, где отмечались и другие преимущества сохранения ГЭС в собственности государства. Предложения об огосударствлении ГЭС при реформировании электроэнергетики многократно высказывались в печати [13 и др.]и на различных совещаниях. Необходимо оформить это в виде дополнения к закону об электроэнергетике или специальным постановлением правительства.

Изъятие «излишка производителя» у КЭС на газе (если будет образовываться) можно осуществить путем введения специального акциза (целевого налога) на природный газ, продаваемый КЭС. Такое предложение высказано в [14]. Одновременно это позволит выравнять конкурентные позиции газовых и угольных электростанций на оптовом рынке электроэнергии. Такой акциз также требуется оформить в законодательном порядке.

Изымаемый «излишек производителя», как представляется, должен направляться в первую очередь на развитие генерирующих мощностей ЕЭС. Он должен поступать в специально созданный государственный инвестиционный фонд, из которого будет финансироваться строительство новых электростанций в случае отсутствия (или недостаточности) частных инвестиций. Подробнее это рассмотрено в §6.3, посвященном развитию ЕЭС в условиях свободного рынка. Здесь же об этом говорится постольку, поскольку все процедуры изъятия и последующего использования рассматриваемого вида сверхприбыли должны быть выработаны и законодательно оформлены в переходный период, до введения свободного рынка.

При использовании «излишка производителя» на цели развития ЕЭС, как отмечалось в §4.4, возможны две ситуации:

1) объем изымаемой сверхприбыли недостаточен для инвестирования нового строительства;

2) этот объем превышает требуемый объем инвестиций в электроэнергетику.

В первом случае повышение цен оптового рынка до уровня маргинальных не будет наносить ущерба потребителям, так как для обеспечения необходимого развития ЕЭС потребуется еще дополнительное повышение цен электроэнергии (у конечных потребителей). При этом изымаемый «излишек производителя» можно рассматривать как часть необходимых инвестиций, а повышение цены до уровня маргинальной - как частичное их повышение, требуемое для обеспечения развития ЕЭС. Цены, обеспечивающие развитие ЕЭС, в таком случае все равно были бы выше маргинальных.

Во второй ситуации маргинальные цены оказываются неоправданно высокими для потребителей электроэнергии. Часть сверхприбылей, изымаемых у производителей электроэнергии, государство будет использовать для других целей, вне электроэнергетики. Это означает, что потребители электроэнергии при переходе к свободному рынку начнут субсидировать другие отрасли или сферы народного хозяйства. Данный случай, по-видимому, менее вероятен, чем первый, хотя для уверенного суждения необходимо провести специальные исследования и количественные оценки.

Если не принять мер по изъятию «излишка производителя», то потребители электроэнергии (можно сказать, общество) понесут явный ущерб от перехода к свободному рынку, так как все их дополнительные расходы на покупку электроэнергии по маргинальным ценам уйдут в сверхприбыли наиболее экономичных производителей (без каких-либо усилий и заслуг последних).

Задача перераспределения государственного пакета акций РАО «ЕЭС России» требует особого внимания. В Концепции стратегии РАО «ЕЭС России» на 20гг. [109] достаточно подробно рассмотрены возможные схемы перераспределения акций миноритарных акционеров при реструктуризации РАО. Однако о государственном пакете акций там сказано лишь в общих чертах. Тем более, не говорится о приоритете государственных интересов и об увеличении государственного пакета акций. Между тем за годы своего существования РАО расширило свои основные фонды и капитал за счет бюджетных средств и инвестиционной составляющей тарифов на электроэнергию. Это расширение должно увеличить государственную долю в акционерном капитале РАО. Следовательно, предстоит сложная работа по установлению действительной доли государства в пакете акций РАО «ЕЭС России» и распределению этой доли между вновь создаваемыми генерирующими, сетевыми и другими компаниями. Такая работа должна быть проведена до завершения переходного периода реформирования.

Следует остановиться еще на конкурентном секторе оптового рынка, введение которого в переходный период реформирования предусмотрено Постановлением правительства [99]. В этом секторе может продаваться 5-15% электроэнергии по свободным (нерегулируемым) ценам. Остальная электроэнергия, как и прежде, будет продаваться по установленным тарифам в регулируемом секторе оптового рынка. Предполагается, что в конкурентном секторе будет опробован механизм купли-продажи электроэнергии по свободным ценам.

Представляется, что разбивка оптового рынка на два указанных сектора не может быть реализована без введения каких-то ограничений (принудительного нормирования). Если свободные цены в конкурентном секторе сложатся выше, чем тарифы регулируемого сектора, то потребители не захотят покупать там электроэнергию, а производители будут стремиться в конкурентный сектор. Если же цены конкурентного сектора будут ниже регулируемых тарифов, то ситуация станет обратной: все потребители устремятся в конкурентный сектор, а производители не захотят продавать там электроэнергию. Из этой ситуации видятся два выхода:

- либо цены в конкурентном секторе оптового рынка должны быть такими же, как и в регулируемом, но тогда становится неясным, зачем его вводить;

- либо должно быть установлено какое-то нормирование объемов продаж и покупок электроэнергии для различных производителей и потребителей. При этом в случае отличия цен конкурентного сектора от регулируемых тарифов при установленных нормах неизбежна дискриминация потребителей [108, 110]. Если цены конкурентного сектора выше тарифов, то пострадают «прикрепленные» к нему потребители. Если эти цены будут ниже тарифов, то, наоборот, будут ущемлены потребители регулируемого сектора оптового рынка.

В связи с изложенным введение в переходный период реформирования конкурентного сектора оптового рынка представляется недостаточно продуманным и нереалистичным мероприятием.

Практический переход к свободному рынку (прекращение регулирования цен на оптовом рынке электроэнергии) станет возможным лишь в случае, если в течение переходного периода реформирования будут созданы все необходимые для этого условия. Очевидно, что должна быть закончена реструктуризация РАО «ЕЭС России», АО-энерго и АО-электростанций и созданы необходимые рыночные структуры, а также подготовлена вся необходимая документация, о которой говорилось выше. Однако, кроме того, непременными условиями окончания переходного периода следует считать:

1) создание резервов генерирующих мощностей и заделов в их строительстве, гарантирующих предотвращение дефицита электроэнергии (и мощности) во всех энергосистемах и узлах ЕЭС (с учетом электрических связей) в последующий, «рыночный» период;

2) формирование Государственной системы обеспечения развития ЕЭС в том ее виде, который необходим в условиях свободного рынка (см. §6.3);

3) разработка способов изъятия и последующего использования «излишка производителя» на ГЭС, АЭС и КЭС на газе с законодательным их оформлением;

4) перераспределение (и увеличение) государственного пакета акций РАО «ЕЭС России» с максимальным учетом интересов государства.

Для обеспечения перечисленных условий переходный период реформирования при необходимости должен быть продлен. Естественно, свободный рынок будет вводиться по зонам ЕЭС по мере создания там указанных условий. В первую очередь, как это предполагается, он будет введен в Европейской секции ЕЭС (включая ОЭС Урала). Следующей может быть Сибирская зона и последней - Дальневосточная зона, где условия для конкуренции наименее благоприятны.

Организация розничных рынков электроэнергии может потребовать большего времени, чем оптового рынка, поэтому конкуренция на них будет вводиться, по-видимому, позднее, по мере подготовки.

Вставка 24. Задачи, финансирование развития ЕЭС и условия окончания переходного периода реформирования. 1. Помимо реструктуризации существующих энергокомпаний, создания новых рыночных структур, подготовки и утверждения всей необходимой документации, в переходный период реформирования электроэнергетики необходимо решить следующие задачи: - создание резервов генерирующих мощностей и строительных заделов, гарантирующих недопущение дефицита электроэнергии (с учетом пропускных способностей электрических связей) во всех узлах ЕЭС в последующий, «рыночный» период; - формирование Государственной системы обеспечения бездефицитного развития ЕЭС; - разработка и законодательное оформление способов изъятия и последующего использования «излишка производителя» на ГЭС, АЭС и КЭС на газе; - перераспределение (и увеличение) государственного пакета акций РАО «ЕЭС России» с максимальным учетом интересов государства. 2. В переходный период может быть сохранена в основном сложившаяся система инвестирования электроэнергетики с усилением и совершенствованием государственного контроля и регулирования деятельности энергокомпаний в рамках формируемой Государственной системы. Инвестировать развитие ЕЭС в этот период можно, главным образом, из собственных средств энергокомпаний, и в первую очередь за счет амортизационных отчислений и инвестиционной составляющей тарифов, т. е. путем самофинансирования. 3. Изъятие «излишка производителя» у ГЭС можно обеспечить путем сохранения их в собственности государства при перераспределении пакета акций РАО «ЕЭС России». «Излишек производителя» АЭС, естественно, остается в распоряжении государства. «Излишек производителя» КЭС на газе может изыматься путем введения акциза на природный газ, поставляемый этим электростанциям. Использовать изъятую сверхприбыль целесообразно в первую очередь для инвестирования развития ЕЭС в условиях свободного рынка.

4. Переходный период реформирования можно будет считать законченным лишь при успешном решении задач, указанных в п. 1. Их решение можно рассматривать как условие (признак) окончания переходного периода. Если это условие не выполнено, то переходный период должен быть продлен.

6.3. Обеспечение строительства электростанций в условиях

конкурентного рынка

После окончания переходного периода реформирования и образования независимых электрогенерирующих компаний роль и функции Государственной системы обеспечения развития ЕЭС существенно усилятся и расширятся. Главной ее задачей, как уже отмечалось, станет обеспечение финансирования и строительства новых электростанций в условиях отсутствия или недостаточности частных инвестиций.

После того как будет организован конкурентный оптовый рынок электроэнергии, задачи государства по надежному и экономичному электроснабжению страны будут так или иначе связаны с обеспечением эффективного функционирования этого рынка. Для надежности электроснабжения необходимо не допускать дефицита мощностей на оптовом рынке. Экономичность электроснабжения означает, во-первых, поддержание на оптовом рынке минимально возможных цен, что также возможно лишь при отсутствии дефицита мощностей, а во-вторых, - минимальное увеличение цен электроэнергии по всей цепочке от оптового рынка до конечных потребителей. Эта цепочка включает затраты на транспорт, распределение и сбыт электроэнергии, а также на обеспечение развития ЕЭС, включая развитие генерирующих мощностей. Следовательно, нужно найти такие пути финансирования развития генерирующих мощностей, которые потребуют минимального увеличения цен на электроэнергию у конечных потребителей.

В оптовом рынке электроэнергии участвуют фактически лишь действующие (введенные в эксплуатацию) электростанции. Планирование развития, проектирование и строительство электростанций представляют собой особую (отдельную) сферу, имеющую лишь информационные связи с оптовым рынком. Если в условиях регулируемой монополии все это концентрировалось в рамках одной компании, которая планировала и финансировала развитие генерирующих мощностей, то при конкурентном рынке происходит разделение электроэнергетики на две сферы:

1) оптовый рынок, в котором участвует несколько независимых ЭГК со своими действующими электростанциями;

2) сфера планирования развития, проектирования, строительства (и финансирования) новых электростанций, которые лишь после ввода их в эксплуатацию начинают участвовать в оптовом рынке. Эта сфера «подпитывает» рынок новыми электростанциями.

Что касается непосредственно функционирования оптового рынка, то основными задачами государственного регулирования, как отмечалось ранее, будут:

- обеспечение эффективной работы рынка в смысле равных прав и возможностей для его участников, недопущения манипуляций и т. п. (мягкое регулирование);

- изъятие и использование «излишка производителя» (жесткое регулирование).

Для эффективного функционирования оптового рынка Законом «Об электроэнергетике» предусмотрены создание специальных структур и разработка соответствующих нормативных и инструктивных материалов. Эта область деятельности, связанная с эксплуатацией ЕЭС, здесь рассматриваться не будет в предположении, что все это будет выполнено.

Необходимость и способы изъятия «излишка производителя» подробно изложены в предыдущем параграфе. Позднее этот вид жесткого регулирования будет дополнительно рассмотрен с точки зрения использования изъятых средств для развития ЕЭС.

В сфере развития генерирующих мощностей главную роль начнет играть Государственная система обеспечения развития ЕЭС. Ее основные функции и задачи в условиях конкурентного рынка были описаны в §6.1. На рис. 6.2 представлена ее укрупненная схема, а также указаны взаимосвязи с оптовым рынком и той частью строительства электростанций, которая осуществляется частными инвесторами.

По сравнению с переходным периодом (рис. 6.1), в связи с реорганизацией РАО «ЕЭС России», в сферу деятельности Государственной системы перейдет разработка «Схем развития ЕЭС и ОЭС», планов ввода объектов и государственных инвестиционных программ (последние составляются с учетом объектов, строящихся частными инвесторами). Для этого в ее ведение должны быть переданы проектные и научно-исследовательские организации, входящие сейчас в РАО «ЕЭС России».

Строительство электростанций, не обеспеченных частными инвестициями, финансируется из Государственного инвестиционного фонда (ГИФ). Кроме того, из этого фонда может осуществляться в той или иной форме поддержка частных инвесторов, строящих электростанции. В результате оптовый рынок «подпитывается» новыми электростанциями с двух направлений (жирные стрелки).

Одновременно, заблаговременное прогнозирование электропотребления, оптимизация структуры генерирующих мощностей (и схем электрических сетей) в рамках «Схем развития ЕЭС и ОЭС» и координация государственной программы с частными (ЭГК и НПЭ) инвестиционными программами будет обеспечивать целостность и оптимальное развитие ЕЭС. В государственную инвестиционную программу будут включаться те объекты, необходимые для своевременного и оптимального развития ЕЭС, которые не обеспечены частными инвестициями.

Для детализации схемы, представленной на рис. 6.2, необходимо рассмотреть три группы вопросов:

1) источники формирования и направления использования Государственного инвестиционного фонда;

2) организационное построение (структуру) Государственной системы обеспечения развития ЕЭС;

3) формы эксплуатации (и собственности) новых электростанций, построенных из ГИФа.

 

Как отмечалось в §6.1, предложения о создании Государственного инвестиционного фонда выдвигаются многими организациями. Его необходимость обусловливается, с одной стороны, относительно низкими равновесными ценами, которые будут формироваться на конкурентном рынке по предельным издержкам производства электроэнергии на действующих электростанциях. Эти цены могут оказаться недостаточными для окупаемости частных инвестиций в капиталоемкие электростанции. С другой стороны, повышение этих цен до «инвестиционного» уровня противоречит целям организации конкурентного рынка (повышение эффективности производства и снижение цен на электроэнергию) и нанесет ущерб потребителям (экономике и населению России). Поэтому нужны иные источники финансирования строительства электростанций в дополнение к частным инвестициям. И это может быть только государственный фонд, формируемый тем или другим образом за счет конечных потребителей (включения в цену электроэнергии отчислений в этот фонд).

В зависимости от предполагаемого использования фонда предлагаются различные его названия. В предложениях РАО «ЕЭС России» [8] он называется Фондом гарантирования (или страхования) инвестиций. Из этого фонда намечается оплачивать частным инвесторам разницу между ценой электроэнергии, заложенной в модели окупаемости инвестиционного проекта, и фактическими ценами оптового рынка. При этом становится возможным привлекать частные инвестиции в новые электростанции при относительно низких ценах электроэнергии (не поднимать цены до «инвестиционного» уровня, при котором инвестиции окупаются непосредственно). Более подробный анализ этого предложения будет сделан позднее.

В [14] этот фонд называется Фондом поддержки инвестиций. Его использование предполагается более широкое: финансирование проектов общесистемной важности, не привлекательных для частных инвесторов; долевое участие в финансировании проектов генерирующих компаний; страхование рыночных рисков частных инвесторов (аналогично предложению РАО «ЕЭС России»). Одновременно в [14] предлагается создание Системы поддержки инвестиций, призванной обеспечить баланс интересов государства и частных энергокомпаний, а также реализацию государственных приоритетов в электроэнергетике. Указанный фонд формируется в рамках этой системы. Хотя организационная структура предлагаемой системы в [14] подробно не раскрывается, можно полагать, что по своему назначению и функциям она должна быть близка к рассматриваемой здесь Государственной системе обеспечения развития ЕЭС.

Представляется, что название «Государственный инвестиционный фонд» лучше соответствует его принадлежности и назначению. Использование же этого фонда может быть различным (многоцелевым) - не только для прямого финансирования электростанций, не обеспеченных частными инвестициями, но и для поддержки частных инвесторов в той или иной форме. Конкретно можно указать следующие направления использования ГИФа:

- финансирование строительства электростанций, необходимых для эффективного развития ЕЭС, но не обеспеченных частными инвестициями;

- долевое участие в финансировании электростанций, строящихся частными инвесторами;

- другие формы поддержки частных инвесторов, в том числе, возможно, оплата инвесторам разницы в ценах электроэнергии в соответствии с предложением РАО «ЕЭС России».

Первые два направления являются достаточно понятными в смысле их реализации. При этом построенная электростанция будет полностью или частично находиться в собственности государства. Другие же формы поддержки частных инвесторов требуют специальной их проработки и конкретизации. Однако вне зависимости от них ГИФ необходим для использования в двух первых направлениях и подготовку к его созданию нужно проводить как можно скорее.

Рассмотрим теперь подробнее предложение РАО «ЕЭС России» [8] о доплате инвесторам из ГИФа указанной разницы в ценах электроэнергии. Такая доплата будет способствовать, конечно, привлечению частных инвестиций в новые электростанции. Поэтому решение о таком использовании ГИФа желательно принять как можно раньше. В то же время, это будет достаточно сложное решение, так как доплату нужно будет производить в течение очень длительного времени (10-20 лет), достаточного для окупаемости инвестиций. Гарантировать, что за это время не произойдет каких-то изменений, которые могут нарушить процесс доплаты, естественно, трудно. Кроме того, следует сопоставить эффективность для потребителей (экономики, населения) такого способа инвестирования электростанций по сравнению с непосредственным финансированием их строительства из Государственного инвестиционного фонда.

Учитывая, что ГИФ будет формироваться, в конечном итоге, за счет потребителей (источники его формирования будут рассмотрены позже), механизм финансирования развития генерирующих мощностей ЕЭС из этого фонда будет аналогичен самофинансированию развития регулируемых монопольных компаний (как, например, сейчас, в переходный период реформирования):

- отчисления в ГИФ будут увеличивать цены на электроэнергию для конечных потребителей аналогично инвестиционной составляющей тарифов;

- необходимые инвестиции включаются в тарифы или цены на электроэнергию непосредственно в период строительства новых электростанций без оплаты каких-либо процентов на капитал;

- инвестиции распределяются на всех потребителей ЕЭС.

Следовательно, финансирование строительства электростанций непосредственно из ГИФ равноценно самофинансированию в регулируемых монополиях.