Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 19 )

Между тем механизм финансирования развития генерирующих мощностей, основанный на доплате разницы в ценах, оказывается иным. При внимательном изучении предложения РАО «ЕЭС России» можно установить следующие моменты:

а) инвестору гарантируется возврат инвестиций аналогично тому, как это происходит при выплате кредитов в регулируемых монополиях. Следовательно, риск инвестора минимален и в инвестиционном проекте должен закладываться низкий процент на капитал;

б) разница в ценах, оплачиваемая инвестору, представляет собой фактически «инвестиционную составляющую» цены на электроэнергию, необходимую для возврата инвестиций в определенный срок с определенным процентом на капитал;

в) эта разница оплачивается из фонда, который формируется от продажи электроэнергии по всей ЕЭС, т. е. инвестиции в новую электростанцию распределяются на всех потребителей ЕЭС аналогично тому, как это происходит в регулируемых монополиях;

г) в целом предлагаемый механизм финансирования нового строительства оказывается равноценным использованию кредитов в регулируемых монополиях: в обоих случаях электростанция строится за счет заемных средств (т. е. «бесплатно» для потребителей), а затем потребители в течение определенного периода оплачивают возврат этих средств с определенным процентом на капитал.

Если учесть, что ЕЭС развивается с некоторым темпом l, то последовательно должны строиться несколько (много) электростанций, т. е. указанную разницу придется выплачивать всем инвесторам, построившим электростанции, в течение срока окупаемости инвестиций, причем в этой разнице содержится процент на капитал s. В отличие от этого, как показано выше, строительство электростанций непосредственно из Государственного инвестиционного фонда аналогично самофинансированию строительства в регулируемой монополиии.

В гл. 2 показано, что в регулируемой монополии выгодно самофинансирование строительства новых электростанций, если темп развития ЭЭС l ниже процента на капитал s (l < s). Наоборот, при l > s выгодно строить электростанции за счет кредитов. В России в ближайшие годы темпы развития генерирующих мощностей будут относительно низкими, учитывая имеющиеся сейчас избытки (резервы) мощностей, вряд ли больше 3% (l = 0,03). Процент на капитал, который захочет получить частный инвестор, будет явно выше (5-8% или даже больше). Поэтому для потребителей электроэнергии, за счет которых формируется Государственный инвестиционный фонд, будет более выгодно финансирование строительства электростанций непосредственно из формируемого фонда, чем доплата частному инвестору создающейся разницы в ценах.

Отмеченные обстоятельства следует учитывать при дальнейшем рассмотрении предложения РАО «ЕЭС России».

Рассмотрим теперь возможные источники формирования Государственного инвестиционного фонда. В принципе они могут быть достаточно разнообразными, но в качестве основных можно указать следующие:

- «излишек производителя», изымаемый у ГЭС, КЭС на газе и, возможно, АЭС (если их строительство будет финансироваться из этого фонда);

- дивиденды на государственные пакеты акций в электроэнергетических компаниях;

- акциз или специальный налог, вводимый на всю электроэнергию, покупаемую потребителями (по всей стране);

- поступления от продажи электростанций, построенных из этого фонда (см. ниже);

- целевые бюджетные поступления и др.

В [14] предлагается введение платы за стратегический резерв на конкурентном рынке, однако механизм взимания такой платы будет гораздо более сложным, чем акциз на электроэнергию.

Замыкающим источником формирования фонда будет акциз на электроэнергию, который представляет собой аналог инвестиционной составляющей тарифа (или абонентной платы) в переходный период. Учитывая, что из государственного фонда будут финансироваться только электростанции, не обеспеченные частными инвестициями, а сам акциз является замыкающим источником и собирается со всей покупаемой электроэнергии, его необходимый размер будет минимальным. Тем самым будет обеспечено минимальное увеличение цен на электроэнергию у конечных потребителей, вызванное необходимостью развития генерирующих мощностей.

Примеры использования акцизов для формирования специальных фондов в энергетике имеются в мировой практике. Так, в Соединенных Штатах взимается акциз на нефть (нефтепродукты) для формирования фондов на ликвидацию аварий на нефтепроводах [111]. Естественно, акциз на электроэнергию должен быть оформлен законодательно в течение переходного периода и введен сразу же после его окончания.

По завершении строительства электростанций, финансируемых из рассматриваемого фонда, возможно несколько решений:

- электростанция остается в собственности государства (аналогично тому, как это происходит с атомными электростанциями);

- электростанция продается с аукциона частным энергокомпаниям (или НПЭ) с поступлением выручки снова в рассматриваемый фонд;

- электростанция передается частным ЭГК с увеличением доли государства в их акционерном капитале;

- электростанция передается частным ЭГК в аренду с взиманием арендной платы, поступающей в ГИФ.

Организационная структура Государственной системы обеспечения развития ЕЭС, показанной на рис. 6.2, требует специального рассмотрения и обсуждения. Одно из возможных решений - вся Государственная система создается в Минэнерго РФ. При этом достигаются наибольшая ее цельность и простота взаимодействия входящих в нее структур. Однако это потребует создания в Минэнерго дополнительных подразделений, занимающихся финансовой деятельностью и проектами электростанций, выполняющих функции заказчиков на строительство электростанций (с последующим приемом их в эксплуатацию) и др. Это сильно усложнит деятельность электроэнергетического крыла Минэнерго. Оно приблизится по своим функциям к существовавшему ранее Минэнерго СССР.

Второе решение состоит в создании специальной государственной компании, на которую будут возложены все функции Государственной системы обеспечения развития ЕЭС. При этом также будет обеспечена цельность системы, но такая компания будет очень большой и многопрофильной. В нее должны будут войти проектные и научно-исследовательские организации, инвестиционный фонд и дирекции строящихся электростанций (вопросы эксплуатации электростанций, построенных из средств ГИФа, будут рассмотрены позднее). При этом потребуется также определенное разграничение функций Минэнерго и этой компании.

Еще один вариант структуры, близкий к предыдущему, - создание государственной компании, организующей деятельность инвестиционного фонда и строительство электростанций, включенных в государственные инвестиционные программы. При этом Минэнерго будет осуществлять координацию деятельности всей Государственной системы, включая контроль над этой государственной компанией. В этом варианте государственная компания будет следить за поступлениями в инвестиционный фонд, взаимодействовать с частными инвесторами и выступать заказчиком на строительство электростанций, включенных в государственные инвестиционные программы.

Возможно также выделение ГИФа в самостоятельную структуру, подконтрольную Минэнерго РФ. При этом ГИФ будет сам отслеживать поступления в фонд, устанавливать формы поддержки частных инвесторов и финансировать строительство электростанций, не обеспеченных частными инвестициями. В таком случае потребуется еще создание государственной компании, организующей строительство, а возможно, и последующую эксплуатацию (см. ниже) электростанций, включенных в государственные инвестиционные программы.

В [14] выдвигается вариант объединения инвестиционного фонда с Федеральной сетевой компанией. При этом ФСК, наряду с эксплуатацией и развитием электрических связей, должна будет заниматься проблемами развития генерирующих мощностей. Такое совмещение функций противоречит принятой концепции реформирования электроэнергетики. В этом случае организационная структура электроэнергетики приблизилась бы к модели 2 (Единственный покупатель), рассмотренной в §1.2, которая не предполагает конкуренции на оптовом рынке электроэнергии. Поэтому вариант объединения ГИФа с ФСК вряд ли целесообразен.

Еще менее целесообразна передача управления инвестиционным фондом Администратору торговой системы - некоммерческой структуре, создаваемой для организации купли-продажи электроэнергии на оптовом рынке. Такое предложение, выдвигаемое РАО «ЕЭС России», справедливо критикуется в [108].

Представляется, что возможно три варианта статуса ГИФ как государственной структуры:

- образование его как подразделения Минэнерго РФ;

- включение его в состав государственной компании, организующей строительство электростанций в соответствии с государственными инвестиционными программами и подконтрольной Минэнерго;

- создание его как самостоятельной организации, работающей также под контролем Минэнерго.

При всех рассмотренных вариантах структуры Государственной системы обеспечения развития ЕЭС за Минэнерго РФ должны сохраняться наиболее важные функции утверждения и мониторинга государственных инвестиционных программ и контроля за формированием ГИФа, включая утверждение размера акциза на электроэнергию (на один или несколько ближайших лет). При этом возможно решение, когда проектные и научно-исследовательские организации не входят непосредственно в Государственную систему, а остаются самостоятельными (как сейчас). В таком случае Минэнерго или государственная компания выдает им заказы на соответствующие работы (на конкурсной основе, когда это возможно).

Необходимо обратить внимание на возможное взаимодействие рассматриваемой Государственной системы с государственной компанией, владеющей атомными электростанциями и эксплуатирующей их (Росэнергоатом). Целесообразно, по-видимому, чтобы «излишек производителя», образующийся на действующих АЭС, оставался в этой компании и использовался для строительства новых АЭС. Если же его окажется недостаточно для необходимого развития атомной энергетики (предусмотренного программами развития электроэнергетики), то дополнительные средства должны выделяться из ГИФа.

Рассмотренные варианты структуры Государственной системы, как уже отмечалось, требуют специального обсуждения, в первую очередь в Минэнерго, для выбора наилучшего варианта. Предварительно можно рекомендовать вариант с созданием государственной компании, управляющей инвестиционным фондом и строительством электростанций, при общей координации и контроле Минэнерго.

Что касается форм эксплуатации новых электростанций, построенных из средств ГИФа, то здесь также возможны различные решения. Наиболее желательна передача их существующим ЭГК с учетом государственной принадлежности этих электростанций. Если гидроэлектростанции, как это предлагается, будут оставлены при перераспределении акций РАО «ЕЭС России» в государственной собственности, то эксплуатирующие их ЭГК будут также государственными и новые ГЭС могут передаваться в их ведение (аналогично атомным электростанциям). Сложнее с электростанциями на органическом топливе:

- продажа их с аукциона по полной фактической стоимости может оказаться невозможной (если частным инвесторам было невыгодно строить электростанцию, то им будет невыгодно и купить ее уже построенную); продавать же электростанцию с убытком было бы неразумно;

- аналогично, частная ЭГК может не согласиться выделять государству соответствующий пакет своих акций или брать электростанцию в аренду.

Тогда электростанции должны остаться в государственной собственности и для их эксплуатации должны быть созданы государственные ЭГК, которые будут новыми субъектами оптового рынка электроэнергии. Следует заметить, что такие государственные ЭГК могут успешно конкурировать с частными ЭГК. Они могут предлагать более низкие цены на электроэнергию, в которых отсутствует «нормальная» прибыль, идущая в частных ЭГК на оплату дивидендов акционерам.

Возможен также вариант, когда построенные электростанции будет эксплуатировать государственная компания, управляющая инвестиционным фондом и строительством. Аналогом такой компании может служить государственная японская Компания по электроэнергетическому развитию (Electric Power Development Company [112]. Она была создана в 1952 г. и вела строительство различных видов электростанций, не привлекательных для частных энергокомпаний, по всей территории Японии. Эта же компания эксплуатировала построенные электростанции. Совмещение в одной компании строительства и эксплуатации имеет свои преимущества и недостатки. Одно из преимуществ состоит в том, что в случае получения «излишка производителя» на своих действующих электростанциях компания может сама направлять его в ГИФ для строительства новых электростанций.

Реализация схемы государственного регулирования, представленной на рис. 6.2, позволит максимально использовать эффект конкуренции на оптовом рынке, а также обеспечит бездефицитное развитие и целостность ЕЭС и минимальные цены у конечных потребителей электроэнергии.

Вставка 25. Пути финансирования новых электростанций и функции Государственной системы обеспечения развития ЕЭС в условиях свободного рынка. 1. При переходе к свободному рынку сфера генерации электроэнергии разделится на: - сферу производства электроэнергии, где будет функционировать конкурентный оптовый рынок с действующими электростанциями; - сферу развития генерирующих мощностей, которая должна «подпитывать» оптовый рынок новыми электростанциями. 2. Основной задачей Государственной системы станет планирование развития и финансирование строительства электростанций, не обеспеченных частными инвестициями. Для этого должен быть создан специальный инвестиционный фонд (государственный). Из этого фонда может осуществляться также поддержка частных инвесторов. 3. Основные источники формирования государственного инвестиционного фонда: - «излишек производителя», изымаемый у ГЭС, КЭС на газе и, возможно, АЭС; - акциз, вводимый на всю электроэнергию, покупаемую потребителями (по всей стране); он представляет собой аналог инвестиционной составляющей тарифов, используемой в переходный период; - поступления от продажи электростанций, построенных из этого фонда. 4. Акциз на электроэнергию будет замыкающим источником формирования указанного фонда. Учитывая, что из этого фонда будут строиться только электростанции, не обеспеченные частными инвестициями, а акциз собирается со всей покупаемой электроэнергии, его размер будет минимальным. Взимание такого акциза должно быть оформлено в законодательном порядке и введено сразу же после окончания переходного периода реформирования. 5. Электростанции, построенные из средств государственного фонда, могут быть проданы с аукциона или переданы частным энергокомпаниям (с увеличением доли государства в их акционерном капитале), а также оставлены в государственной собственности, аналогично АЭС. 6. Для управления фондом и строительством электростанций из этого фонда рекомендуется создание специальной государственной компании. 7. Необходимо скорейшее обсуждение круга вопросов, связанных с формированием Государственной системы обеспечения развития ЕЭС и созданием инвестиционного фонда, и принятие необходимых законодательных актов и постановлений правительства РФ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И НАПРАВЛЕНИЯ

ДАЛЬНЕЙШИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

1. Особенности рынка в электроэнергетике, связанные с развитием генерирующих мощностей

Проведенные исследования показали, что главные особенности рынка в электроэнергетике и его отличия от рынков в других отраслях обусловлены тем, что электроэнергетика является по существу сложной технологически единой электроэнергетической системой (ЭЭС). Принято говорить о реформировании (реструктуризации, либерализации) электроэнергетики, а фактически же реформируются электроэнергетические системы. В наибольшей мере это отражается на процессах развития генерирующих мощностей ЭЭС и оптовом рынке электроэнергии.

1. В оптовом рынке участвуют лишь действующие электростанции. Для расширения рынка по мере увеличения спроса потребителей необходимо строительство новых электростанций. С одной стороны, для этого требуется длительное время (годы), что создает физический (технический) барьер для вхождения в рынок новых производителей и делает невозможной быструю ликвидацию дефицита мощности и электроэнергии, если он по каким-то причинам образовался. С другой стороны, издержки новых электростанций будут выше, чем у действующих, на величину составляющей, требующейся для окупаемости (возврата) инвестиций.

2. Превышение цен, которые могут предложить на рынке новые производители электроэнергии (НПЭ), над ценами оптового рынка, формирующимися на уровне издержек действующих электростанций, создает для НПЭ ценовой барьер для вхождения в рынок. В связи с этим возникает дилемма:

- либо при ценах, соответствующих издержкам действующих электростанций, новые электростанции строиться не будут и со временем возникнет дефицит электроэнергии,

- либо цены должны возрасти до уровня, необходимого для окупаемости частных инвестиций, и на действующих электростанциях будет образовываться монопольная прибыль.

Особенно остро эта дилемма стоит сейчас для России, где в издержках действующих электростанций отсутствует составляющая по возврату капиталовложений или кредитов ввиду безвозмездной передачи РАО «ЕЭС России» и АО-энерго основных фондов электроэнергетики в процессе приватизации в начале 1990-х годов.

3. Развитие генерирующих мощностей в условиях конкурентного рынка, как показано в гл. 4, может происходить лишь при постоянном дефиците электроэнергии с превышением оптовых цен над предельными издержками производителей. Такое развитие будет сопровождаться ограничением спроса и повышенными расходами потребителей, а также получением монопольной прибыли производителями. Равновесие в долгосрочном плане, при котором цены электроэнергии были бы равны предельным издержкам производства, никогда не будет достигнуто.

4. Обеспечить развитие генерирующих мощностей мог бы долгосрочный рынок электроэнергии, на который производители выходили бы со своими долгосрочными кривыми (функциями) предложения, а потребители - с долгосрочными кривыми (функциями) спроса. Такой рынок мог бы быть основан на долгосрочных контрактах, заключаемых потребителями и производителями на период 10-20 лет, достаточный для строительства и окупаемости новой электростанции. Однако вопрос об организации такого рынка электроэнергии, насколько известно авторам, еще даже не ставился и, кроме того, сама возможность организации такого рынка в электроэнергетике вызывает сомнения.

5. При прекращении регулирования на оптовом рынке электроэнергии начнут формироваться маргинальные цены, соответствующие издержкам наименее эффективных электростанций, участвующих в балансе мощностей. На остальных электростанциях будет образовываться повышенная прибыль («излишек производителя»), оплачиваемая потребителями. Эта особенность электроэнергетического рынка требует принятия мер по изъятию такого «излишка».

6. Ставшие независимыми электрогенерирующие компании (ЭГК) могут образовать олигополию со вполне очевидными интересами и действиями олигополистов (не требующими каких-либо сговоров). Несмотря на конкуренцию между собой, ЭГК имеют общие интересы по отношению к потребителям и у них остается возможность для доминирования над ними - прекратить строительство новых электростанций для ограничения предложения, создания дефицита и повышения цен на оптовом рынке электроэнергии. Этому же способствует ценовой барьер для строительства новых электростанций, отмечавшийся выше в п. 2.

7. Указанные особенности свидетельствуют о несовершенстве электроэнергетического рынка, организуемого по концепциям, принятым на Западе и в России. В наибольшей степени это относится к развитию генерирующих мощностей. Для избежания последствий этого имеются следующие возможности:

1) сохранение регулируемых монополий с совершенствованием деятельности регулирующих органов;

2) разработка иных концепций реформирования, например с организацией долгосрочного рынка электроэнергии, о котором говорилось в п. 4;

3) создание системы государственного регулирования конкурентного рынка, в первую очередь в части развития генерирующих мощностей.

Последнее целесообразно лишь в случае, если эффект от конкуренции на оптовом рынке превысит затраты на его организацию и отрицательные последствия от его введения (в частности, формирование маргинальных цен с получением «излишка производителя» на большинстве электростанций). Убедительного комплексного обоснования экономической эффективности конкурентного рынка для потребителей (в сравнении с затратами и ущербами) авторам не встречалось, по крайней мере для условий России.

8. Государственное регулирование конкурентного рынка, необходимое при реализуемых сейчас концепциях, будет отличаться от регулирования естественных монополий:

- будет отсутствовать регулирование деятельности электрогенерирующих компаний и цен на оптовом рынке электроэнергии;

- применительно к самому оптовому рынку регулирование должно быть направлено на изъятие «излишка производителя» при формировании на нем маргинальных цен;

- в части развития генерирующих мощностей регулирование должно обеспечивать своевременный (и оптимальный по составу) ввод новых электростанций для недопущения дефицита на оптовом рынке при отсутствии или недостаточности частных инвестиций.

Задачи и возможные формы такого регулирования подробнее рассмотрены ниже в разделе 3.

2. Проблемы развития генерирующих мощностей в условиях свободного рынка

Трудности с инвестированием новых электростанций наблюдаются почти во всех странах Запада, перешедших к рынку в электроэнергетике. Как показал анализ, они неизбежно возникнут и в России, если не будут приняты необходимые меры со стороны государства.

1. Основной причиной отмеченных трудностей является кардинальное изменение критериев, стимулов и механизмов финансирования новых электростанций при переходе от регулируемой монополии к конкурентному рынку в электроэнергетике. Главным критерием независимых ЭГК становится получение максимальной прибыли, они не несут ответственности за бесперебойное электроснабжение и имеют противоречивые интересы в развитии генерирующих мощностей:

- с одной стороны, они в этом не заинтересованы, так как при отсутствии вводов новых электростанций на оптовом рынке электроэнергии со временем возникнет дефицит, при котором повысятся цены и ЭГК будут получать монопольную прибыль;

- с другой стороны, у них может появиться экономическая заинтересованность в строительстве новых электростанций, если цены на оптовом рынке повысятся до уровня, обеспечивающего возврат инвестиций. Однако это будут цены, превышающие предельные издержки действующих электростанций (такого же вида) и приносящие монопольную прибыль участвующим в рынке ЭГК.

Указанная противоречивая ситуация может привести к «олигополистичному» образу действий существующих ЭГК. Они могут строить электростанции в недостаточном объеме, поддерживая дефицит и высокие цены на оптовом рынке для получения монопольной прибыли, но не настолько высокие цены, чтобы строительство электростанций оказалось выгодным новым производителям электроэнергии.

2. Главное изменение в механизмах финансирования новых электростанций состоит в том, что при регулируемой монополии инвестиции в новую электростанцию распределяются (делятся) на отпуск электроэнергии всех электростанций ЭЭС, а в условиях конкурентного рынка - только одной данной станции (в течение срока возврата инвестиций TR). Последнее обусловлено несколькими факторами: пообъектным развитием ЭЭС, финансовой независимостью ЭГК, конкуренцией на оптовом рынке между существующими и новыми производителями электроэнергии, индивидуальностью оценки эффективности проектов новых электростанций при конкурентном рынке и др. (см. §1.4 и 4.3).

Как показано в гл. 2, инвестиционная составляющая тарифов на электроэнергию у регулируемых монополий всегда меньше, чем составляющая цены электроэнергии, требующаяся для возврата инвестиций в условиях свободного рынка (для однотипных электростанций). Это явилось причиной того, что уровень тарифов, сложившийся в бытность регулируемых монополий на Западе, оказался недостаточным для строительства частными инвесторами традиционных электростанций (ГЭС, АЭС, КЭС на угле). Лишь очень дешевые и эффективные ПГУ на газе могли строиться при таком уровне цен.

Для условий России, как показано в гл. 5, при переходе к конкурентному рынку не будет финансово эффективным (для частного инвестора) даже строительство ПГУ на газе.

3. Еще одним фактором, увеличивающим трудности с развитием генерирующих мощностей, является повышенный финансовый риск частного инвестора в условиях конкурентного рынка. Это приводит к увеличению процента на капитал s, при котором он решится делать вложения (по сравнению с процентом, под который могут брать кредиты для строительства регулируемые монополии). В российских условиях, характеризующихся экономической нестабильностью, этот процент будет еще выше, чем в странах Запада.

4. При конкурентном рынке независимые электрогенерирующие компании могут вкладывать образующийся у них капитал в другие отрасли экономики. Это относится как к прибыли, не распределенной среди акционеров, так и к накоплениям за счет амортизационных отчислений. Следовательно, может происходить «перекачка» капиталов из электроэнергетики в другие, более доходные отрасли, в том числе без компенсации (обновления) выбывающих изношенных электростанций. Таким образом, не гарантируется даже поддержание имеющегося уровня установленных мощностей ЭЭС (простое их воспроизводство). Наряду с трудностями в строительстве новых электростанций это создает дополнительную угрозу образования дефицита на оптовом рынке электроэнергии.

5. В гл. 2 приведены математические выражения (формулы) для инвестиционных составляющих тарифов в регулируемой монополии с самофинансированием и кредитованием, а также для составляющей цены электроэнергии, необходимой для окупаемости частных инвестиций в условиях конкурентного рынка. Для однотипных электростанций с неизменными технико-экономическими показателями инвестиционные составляющие зависят:

- в регулируемой монополии с самофинансированием - только от темпа развития ЭЭС l;

- в регулируемой монополии с кредитованием - от темпа l, процента на кредит s и срока возврата кредита TR;

- при конкурентном рынке - от процента на капитал s и срока возврата инвестиций TR .

Выражение для инвестиционной составляющей тарифа в монополии с кредитованием получено, по-видимому, впервые (авторам не встречались подобные выражения). С его использованием оказалось возможным качественно и количественно сопоставить удорожание электроэнергии, необходимое для развития генерирующих мощностей, при разных механизмах финансирования новых электростанций.

6. Качественный анализ математических выражений для инвестиционной составляющей тарифов и цен показал:

- в регулируемой монополии целесообразность развития генерирующих мощностей за счет кредитов или путем самофинансирования зависит от соотношения темпов развития l и процента на капитал s : при l > s тарифы на электроэнергию будут ниже при использовании кредитов, а при l < s, наоборот, при самофинансировании;

- при одинаковых процентах на капитал s и сроках возврата кредитов и частных инвестиций TR инвестиционная составляющая тарифа в регулируемой монополии всегда ниже аналогичной составляющей цены при конкурентном рынке, которая требуется для возврата инвестиций. Повышенный инвестиционный риск в условиях конкурентного рынка дополнительно увеличивает эту разницу;

- инвестиционная составляющая тарифа в регулируемой монополии с самофинансированием будет заведомо ниже аналогичной составляющей цен свободного рынка при l < s, где s соответствует повышенному риску в условиях конкурентного рынка.

Количественные оценки тарифов и цен, сделанные для электростанций одного и того же вида, выявили, что в странах с низкими темпами развития электроэнергетики (l = 0,01-0,03) самофинансирование при регулируемой монополии в 1,5- 1,8 раза снижает инвестиционную составляющую по сравнению с кредитованием, а составляющая цены электроэнергии, необходимая для окупаемости частных инвестиций в условиях конкурентного рынка, в 3-8 раз превышает инвестиционную составляющую при кредитовании и в 5-15 раз - при самофинансировании. Количественно это превышение составляет 1,5-2,0 цент/кВт×ч.

7. С использованием тех же математических выражений в §2.3 проведен анализ тенденций изменения цен на электроэнергию и структуры электроэнергетики в ХХ в. в странах с рыночной экономикой. В начале века там действовал свободный конкурентный рынок с высокими ценами электроэнергии. Формирование в первой половине ХХ в. регулируемых естественных монополий с кредитованием строительства привело к значительному снижению цен. Инвестиционная составляющая тарифов уменьшилась в 2-3 раза, основная часть тарифов (отражающая эксплуатационные издержки) также снизилась благодаря установлению их на уровне средних, а не маргинальных издержек. Поэтому такая реструктуризация электроэнергетики была экономически оправданной и закономерной.

Во второй половине ХХ в. после снижения темпов роста электропотребления в регулируемых монополиях стал целесообразен переход от кредитования к самофинансированию развития генерирующих мощностей. Однако эта возможность в большинстве стран не была использована.

Возвращение к конкурентному рынку в современных условиях (при низких темпах развития) потребует примерно 10-кратного увеличения составляющей цен, необходимой для привлечения частных инвестиций в новые электростанции. В связи с этим необходимо разрешить отмечавшееся выше противоречие между стремлением снизить цены на электроэнергию, используя конкуренцию, и необходимостью их повышения для обеспечения развития генерирующих мощностей.

8. Для условий России проблемы инвестирования развития генерирующих мощностей по окончании переходного периода реформирования встанут особенно остро. Одна из причин этого - отмечавшееся отсутствие возврата капиталовложений или кредитов в издержках действующих электростанций вследствие проведенной «безвозмездной» приватизации. Ожидаемый уровень тарифов в конце переходного периода (2-3 цент/кВт×ч на оптовом рынке Европейской секции ЕЭС) будет недостаточен для привлечения частных инвестиций. Как показали расчеты, сделанные в §4.4 и 5.3, даже для строительства ПГУ-электростанций на природном газе частному инвестору потребуются цены на электроэнергию примерно на 1,5 цент/кВт×ч выше этого уровня. Для строительства же новых АЭС и КЭС на угле это повышение составляет 2,5-3,0 цент/кВт×ч. В связи с этим возникнут трудности с привлечением частных инвестиций в генерирующие мощности и потребуются специальные меры со стороны государства по недопущению дефицита электроэнергии.

3. Государственное регулирование развития генерирующих мощностей в условиях конкурентного рынка

Необходимость государственного регулирования обусловлена отмечавшимся выше несовершенством электроэнергетического рынка, по крайней мере по тем его концепциям, которые реализуются в России и других странах. Это регулирование будет отличаться от государственного регулирования, применявшегося к естественным монополиям в электроэнергетике. Высказанные в книге предложения по такому регулированию относятся, в первую очередь, к условиям России, хотя некоторые из них могут найти применение и в других странах.

1. Государственное регулирование конкурентного рынка призвано обеспечить:

- эффективное функционирование рынка, равные права и возможности для его участников, недопущение манипуляций и т. п.;

- привлечение частных инвестиций в новые электростанции;

- предотвращение дефицита на оптовом рынке электроэнергии, особенно при отсутствии или недостаточности частных инвестиций;

- изъятие «излишка производителя» при формировании на оптовом рынке маргинальных цен электроэнергии;

- минимальное увеличение цен на электроэнергию, связанное с развитием ЭЭС, у конечных потребителей;

- сохранение целостности ЭЭС, оптимальности ее структуры и схем в процессе развития. При этом будет сохранен и положительный эффект масштаба, присущий ЭЭС как системе.

2. Как показал анализ зарубежного опыта в гл. 3, еще не выработано достаточно цельных и эффективных механизмов государственного регулирования развития генерирующих мощностей в условиях конкурентного рынка, хотя необходимость этого признается и работы в этом направлении ведутся. Одна из причин состоит в том, что этим проблемам стали уделять внимание лишь в самые последние годы, особенно после калифорнийского энергетического кризиса гг. Однако некоторые положения из зарубежного опыта могут быть использованы в России.

3. Применительно к российским условиям необходимо, как это показано в гл. 5 и 6 и предусматривается Законом «Об электроэнергетике», формирование Государственной системы обеспечения развития ЕЭС. Она призвана обеспечить бездефицитное (надежное, бесперебойное) и экономичное (с минимально возможными ценами) электроснабжение экономики и социальной сферы страны. В ее функции должны входить:

- разработка стратегии и 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 государственных инвестиционных программ развития электроэнергетических объектов;

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

Структура и функции Государственной системы обеспечения развития ЕЭС будут существенно различаться для переходного и последующего периодов реформирования электроэнергетики. Она должна быть создана и начать функционировать в переходный период, но наиболее важную роль она будет играть в последующий период конкурентного рынка. Главной ее задачей станет обеспечение бездефицитного функционирования оптового рынка при отсутствии или недостаточности частных инвестиций.

4. Переходный период реформирования электроэнергетики очень важен, несмотря на предполагаемую его непродолжительность. Наряду с созданием электрогенерирующих и сетевых компаний и специальных рыночных структур (Системный оператор, Администратор торговой системы и др.), а также подготовкой и утверждением всей документации, необходимой для функционирования конкурентного оптового рынка, в переходный период предстоит решить множество других сложных задач:

- модернизация устаревших электростанций и электрических сетей, завершение строящихся и создание заделов по новым электростанциям;

- формирование Государственной системы обеспечения развития ЕЭС;

- определение и законодательное оформление источников финансирования новых электростанций, не обеспеченных частными инвестициями, в условиях конкурентного рынка;