Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 20 )

- перераспределение государственного пакета акций РАО «ЕЭС России» с максимальным учетом интересов государства и др.

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

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

- производить инвестирование главным образом из собственных средств энергокомпаний, в первую очередь за счет амортизационных отчислений и инвестиционной составляющей тарифов на электроэнергию, включаемой в абонентную плату РАО «ЕЭС России» и в тарифы атомных электростанций (в части развития АЭС).

Усиление и совершенствование государственного регулирования в переходный период необходимо для контроля за финансовой деятельностью (расходами) энергокомпаний, особенно по статье «Прочие расходы». Требуется обеспечить «прозрачность» деятельности РАО «ЕЭС России» и АО-энерго, с тем чтобы не допускать включения в тарифы расходов, не связанных с производством электроэнергии.

Необходимы также существенное повышение роли Минэнерго и определенное расширение функций Федеральной энергетической комиссии.

6. В течение переходного периода должна быть решена задача изъятия повышенной прибыли («излишка производителя»), которая будет образовываться на ГЭС, АЭС и, возможно, КЭС на газе при формировании маргинальных цен на конкурентном оптовом рынке электроэнергии. Всю необходимую для этого законодательную и организационно-методическую работу нужно провести до прекращения регулирования цен оптового рынка.

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». Гидроэлектростанции играют важную роль при регулировании нагрузки потребителей, принадлежность их государству будет способствовать предотвращению манипуляций на оптовом рынке электроэнергии и облегчит деятельность Системного оператора. В сочетании с АЭС гидроэлектростанции обеспечат бóльшую стабильность рынка электроэнергии. Именно такой путь используется в Республике Корея, где государство при реформировании электроэнергетики оставило в своей собственности АЭС, ГЭС и ГАЭС.

Изъятие «излишка производителя» у КЭС на газе (если он будет образовываться при низких внутренних ценах на природный газ) можно осуществить путем введения специального акциза (целевого налога) на природный газ, продаваемый КЭС. 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.

7. Особого внимания требует задача перераспределения (и увеличения) государственного пакета акций РАО «ЕЭС России». При этом необходимо максимально учесть интересы государства. 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 его акционерном капитале.

В связи с этим предстоит сложная работа по установлению действительной доли государства в пакете акций РАО «ЕЭС России» и распределению ее между вновь создаваемыми генерирующими, сетевыми и другими компаниями. Такая работа должна быть проведена до завершения переходного периода реформирования. Как уже отмечалось, при этом необходимо предусмотреть, чтобы основные гидроэлектростанции перешли в собственность государства.

8. Наиболее важным моментом реформирования электроэнергетики России будет прекращение регулирования цен на оптовом рынке электроэнергии, т. е. окончание переходного периода. Поэтому нужно четко определить условия его окончания, по выполнении которых можно прекращать регулирование цен.

Основным условием следует считать успешное решение задач, перечисленных выше в п. 4. Кроме того, необходимо создание резервов генерирующих мощностей и заделов в их строительстве, гарантирующих с учетом пропускных способностей электрических связей предотвращение дефицита электроэнергии (и мощности) во всех энергосистемах и узлах ЕЭС в последующий, «рыночный» период.

При необходимости для обеспечения этих условий переходный период реформирования должен быть продлен.

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

9. В условиях конкурентного рынка функции государственного регулирования электроэнергетики перемещаются в сферу ее развития. Теперь уже не будет регулирования деятельности электрогенерирующих компаний и оптовых цен на электроэнергию (за исключением особых случаев). Главной задачей становится предотвращение дефицита на оптовом рынке электроэнергии, обеспечение цельности и оптимальной структуры ЕЭС. Для этого наряду с электростанциями, строящимися частными инвесторами (которых может оказаться недостаточно), должно быть организовано строительство электростанций за счет других (фактически, государственных) источников финансирования. При этом «подпитка» оптового рынка новыми электростанциями будет осуществляться с двух направлений. Второе («государственное») направление должно дополнять «частное» направление таким образом, чтобы обеспечивалось своевременное и оптимальное (по структуре) развитие генерирующих мощностей ЕЭС.

Возможные структура и функции Государственной системы обеспечения развития ЕЭС в условиях конкурентного рынка рассмотрены в §6.3. Предусматривается, с одной стороны, стимулирование и поддержка частных инвестиций в новые электростанции и, с другой стороны, создание Государственного инвестиционного фонда (ГИФ) для финансирования электростанций, необходимых для эффективного развития ЕЭС, но не обеспеченных частными инвестициями.

10. Целесообразно многоцелевое использование Государственного инвестиционного фонда - не только для прямого финансирования электростанций, но и для поддержки частных инвесторов в той или иной форме. Конкретно можно указать следующие направления использования ГИФа:

- финансирование строительства электростанций, 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 на электроэнергию в соответствии с предложением РАО «ЕЭС России» (см. следующий пункт).

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.

Источники формирования Государственного инвестиционного фонда, в принципе, могут быть достаточно разнообразными, но в качестве основных можно рекомендовать 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 или аренды электростанций, построенных из этого фонда.

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.

Естественно, акциз на электроэнергию должен быть оформлен законодательно в течение переходного периода и введен сразу же после его окончания.

11. Заслуживает внимания предложение о создании Фонда гарантирования инвестиций, выдвигаемое РАО «ЕЭС России». Такой фонд, формируемый тем или иным путем за счет потребителей электроэнергии (повышения цен на электроэнергию для конечных потребителей), фактически аналогичен рассмотренному ГИФу. Из этого фонда РАО предлагает доплачивать частным инвесторам разницу между ценой на электроэнергию, заложенной в модели окупаемости инвестиционного проекта, и фактическими ценами оптового рынка. При этом становится возможным привлекать частные инвестиции при относительно низких ценах на электроэнергию (не поднимать цены до «инвестиционного» уровня, при котором инвестиции окупаются непосредственно).

Анализ, проведенный в § 6.3, показал, что предлагаемый РАО механизм инвестирования фактически аналогичен развитию мощностей регулируемой монопольной компании за счет кредитов. В этом случае инвестору гарантируется возврат капитала, вследствие чего у него отсутствует риск его потери и в инвестиционный проект должен закладываться минимальный процент на капитал s. Такой способ инвестирования может быть экономичен для потребителей электроэнергии по сравнению с непосредственным финансированием строительства новых электростанций из ГИФа лишь в случае, если этот процент на капитал меньше, чем темп развития генерирующих мощностей ЕЭС l (s < l). Это обстоятельство следует учитывать при дальнейшем рассмотрении данного предложения РАО «ЕЭС России».

12. В §6.3 рассмотрены возможные варианты организационного построения (структуры) Государственной системы обеспечения развития ЕЭС. Общая координация ее деятельности, несомненно, должна осуществляться Минэнерго РФ. Для управления инвестиционным фондом и строительством электростанций, включенных в государственные инвестиционные программы (финансируемых из этого фонда), рекомендуется создание специальной государственной компании, подконтрольной Минэнерго. Эта компания будет отслеживать поступления в ГИФ, взаимодействовать с частными инвесторами и выступать заказчиком на строительство электростанций, финансируемых из ГИФа (на конкурсной основе).

Одновременно рекомендуется сохранить (примерно в существующем сейчас виде) самостоятельность проектных и научно-исследовательских организаций, входящих в настоящее время в холдинг РАО «ЕЭС России». При этом Минэнерго или указанная государственная компания будет выдавать им заказы на соответствующие работы (также на конкурсной основе, когда это возможно).

13. Формы эксплуатации новых электростанций, построенных из средств ГИФа, могут быть различными. 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.

14. Необходимо как можно скорее обсудить многие вопросы, связанные с реформированием электроэнергетики России, в первую очередь в Минэнерго (с привлечением при необходимости представителей других ведомств и организаций), для определения возможных путей их решения.

4. Направления дальнейших исследований

В рамках данной книги авторы, конечно, не смогли охватить и тем более решить все проблемы развития генерирующих мощностей ЭЭС в условиях конкурентного рынка. В числе направлений дальнейших исследований можно выделить следующие.

1. Комплексная оценка экономической эффективности конкурентного рынка для потребителей электроэнергии. В данном случае интересы потребителей должны рассматриваться как приоритеты общества и государства. Интересы электрогенерирующих компаний и бизнеса, как правило, противоречат интересам потребителей, поэтому не должны превалировать при проведении реформы электроэнергетики.

Как показано в §2.3, эффект от перехода к свободному рынку для потребителей далеко не очевиден. Один только переход на маргинальные цены может превысить (для потребителей) эффект, даваемый конкуренцией. В связи с этим необходимы обстоятельные и непредвзятые исследования по сопоставлению положительного эффекта конкурентного рынка с затратами на его организацию и отрицательными последствиями для потребителей от его введения.

2. Развернутый микроэкономический анализ развития электроэнергетического рынка. Попытка такого анализа, предпринятая в гл. 4, может рассматриваться как самая начальная стадия исследований в этом направлении. Требуют дальнейшего уяснения, в частности:

- смысл и особенности долгосрочных издержек (средних и предельных) электрогенерирующих компаний;

- возможности построения характеристик долгосрочного спроса потребителей;

- особенности долгосрочного рынка в электроэнергетике и практические возможности его организации.

Вполне возможно, что такие исследования выявят необходимость внесения корректив в концепции реформирования электроэнергетики. Возможно также, что они подтвердят необходимость государственного регулирования развития электроэнергетического рынка и уточнят формы и методы такого регулирования.

3. Механизмы ценообразования и формирования капитала при свободном рынке в электроэнергетике. Предположения о составе издержек производства, доходах инвестора и их распределении, которые сделаны в гл. 2, требуют дальнейшего уяснения с учетом практического опыта инвестирования электростанций.

Заслуживает внимания также проблема «утечки» капитала из электроэнергетики, включая использование накоплений, образующихся за счет амортизационных отчислений.

4. Наиболее же важным и срочным направлением исследований для России является сейчас формирование Государственной системы обеспечения развития ЕЭС и инвестиционного фонда в ее составе. Такую систему необходимо создать в ближайшие 1-2 года для вывода электроэнергетики из кризисного состояния и обеспечения последующего ее развития в условиях конкурентного рынка. В этом направлении предстоит исследовать и решить множество вопросов методического, организационного и законодательного планов:

1) организационная структура и функции Государственной системы в переходный и последующий периоды реформирования;

2) источники формирования и конкретные направления использования государственного инвестиционного фонда;

3) увеличение и перераспределение государственного пакета акций РАО «ЕЭС России», в том числе передача ГЭС в государственную собственность;

4) изъятие и последующее использование «излишка потребителя» на ГЭС, АЭС и КЭС на газе, который будет образовываться при формировании маргинальных цен на конкурентном оптовом рынке электроэнергии;

5) введение акцизов на электроэнергию и природный газ, поставляемый на электростанции, для формирования государственного инвестиционного фонда;

6) условия завершения переходного периода реформирования электроэнергетики России, невыполнение которых потребует его продления.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Brennan T. J., Palmer K. L, Kopp R. J. et al. A Shock to the System: Restructuring America’s Electricity Industry // Res. for Future. - Washington D. C.: 19p.

2. Развитие рыночной электроэнергетики. Обзор зарубежных подходов // Изв. РАН. Энергетика№ 1. - С. 84-91.

3. , , Экономика формирования электроэнергетических систем. - М.: Энергия, 19с.

4. , , и др. Системный подход при управлении развитием электроэнергетики. - Новосибирск: Наука, 198с.

5. Справочник по проектированию электроэнергетических систем /Под ред. и . 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 19с.

6. , Развитие программного и информационного обеспечения для решения задач планирования развития и функционирования энергосистем в условиях формирования электроэнергетического рынка // Изв. РАН. Энергетика№ 6. - С. 63-71.

7. Основные трудности на пути реализации правительственной программы реформирования электроэнергетики России // Энергетическая политикаВып. 2-3. - С. 26-36.

8. Реформа энергетики: новые возможности инвестиций // Вестник ФЭК России№ 4. - С. 113-114.

9. , , Методические вопросы обоснования развития электроэнергетических систем в либерализованных условиях // Изв. РАН. Энергетика№ 4. - С. 30-39.

10. , Управление развитием и функционированием электроэнергетики в условиях формирования рыночных отношений //Изв. РАН. Энергетика№ 5. - С. 37-48.

11. Научно-техническая и инновационная политика РАО “ЕЭС России” // Топливно-энергетический комплекс№ 1. - С. 96-98.

12. О проекте реструктуризации российской электроэнергетики // Энергетическая политика№ 1. - С. 54-67.

13. , Государственное регулирование механизма “лидерство в ценах” на конкурентном рынке генерации электроэнергии в Российской Федерации // Вестник ФЭК России№ 1. - С. 103-106.

14. Электроэнергетика России: производственные перспективы и хозяйственные отношения // Общество и экономика. – 2003. - № 7-8. - С. 67-91.

15. Управление мощными энергообъединениями / , , и др. Под ред. . - М.: Энергоатомиздат, 19с.

16. Электроэнергетика России. История и перспективы развития / Под ред. . - М.: АО «Информэнерго», 19с.

17. , , Единая энергосистема России. - М.: Изд. МЭИ, 19с.

18. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Энергетическая безопасность. (Проблемы функционирования и развития электроэнергетики). - М.: МГФ «Знание», 20с.

19. , , Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. - М.: Энергоатомиздат, 20с.

20. Hunt S., Shuttleworth G. Competition and Choice in Electricity. - John Wiley, Chichester, England, 1996.

21. Макконнелл К.Р., Брю С.Л. Экономикс: принципы, проблемы и политика. Пер. с 14-го англ. изд. - М.: ИНФРА - М., 20с.

22. Современная микроэкономика: анализ и применения. Т.2. - М.: Финансы и статистика, 19с.

23. Дорнбуш Р, Экономика. - М.: Делос.

24. Ilic M., Galiana F., Fink L. Power Systems Restructuring: Engineering and Economics. - Kluwer Academic Publishers. Boston/Dordrecht/London, 1998.

25. Dimson E. The Discount Rate for a Power Station // Energy EconomicsVol. 11, № 3. - P. 175-180.

26. Ibbotson R. G., Singuefield R. A. Stocks, Bonds, Bills and Inflation. 1987 Yearbook. - Chicago: Ibbotson Associates, 1987.

27. Виленский П.Л., Лифшиц В.Н., Смолик С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика. – М.: Дело, 2001. – 832 с.

28. , , Рост цены электроэнергии, необходимый для развития электроэнергетики при переходе к конкурентному рынку. // Изв. РАН. Энергетика№ 5. - С. 49-61.

29. Как выводить российскую энергетику из кризиса // Энергия№ 6. - С. 2-6.

30. Предпосылки самодостаточного развития электроэнергетики России / , , и др. // Изв. РАН. Энергетика№ 3. - С. 3-32.

31. Цели и пути реструктуризации энергетики. - М.: ИБРАЭ РАН, 20с. - Препринт № IBRAE.

32. Об электроэнергетике. Федеральный закон Российской Федерации от 01.01.01 г. 3.

33. , Стединжер Дж. Р., Планирование и анализ водохозяйственных систем. Пер. с англ. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 400 с.

34. Stoft S. Power Systems Economics: Designing Markets for Electricity. - New York: A John Wiley & Sons, Inc, 20p.

35. Технико-экономические расчеты в энергетике: методы экономического сравнения вариантов. - М.: Энергоатомиздат, 19с.

36. , Справочник по математике. – М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит-ры, 1981. – 720 с.

37. Electricity Market Reform. An IEA Handbook. – Paris: International Energy Agency, 1999. – 106 p.

38. Electricity Reform: Power Generation Costs and Investment. – Paris: International Energy Agency, 1999. – 119 p.

39. Возможно ли незатратное получение энергии и как обеспечить надежное электроснабжение при минимизации тарифов. - М.: ИБРАЭ РАН, 20с. Препринт № IBRAE - 2

40. Lessons Learned from Electricity Restructuring. Transition to Competitive Markets Underway, but Full Benefits will Take Time and Effort to Achieve / Report to Congress // United State General Accounting OfficeDecember.

41. MacGregor T. Electricity Restructuring in Britain: Not a Model to Follow // IEEE Spectrum. – 2001. – June. – P.15-16,19.

42. Zhang Ch. Reform of Chinese Electric Power Market: Economics and Institutions // Stanford University, Program on Energy and Sustainable Development. – 20January. – 29 p.

43. Park D. W., Rhee Ch. H, Lee K. D. New Planning Procedures and Countermeasures against Problem after Restructuring in Korea // Proceedings of Power Conf. 2002. 13–17 October. Kunming, China. – Yunnan Sciences & Technology Press, 2002. – Vol.1.

44. Electric Power Annual 2001 // Energy Information Administration. U. S. Department of Energy. – 2003 // http://www. eia. doe. gov/cneaf/electricity/epa/epa_sum. html

45. Averch H., Johnson L. L. Behaviour of the Firm under Regulatory Constraint // American Economic Review. – 1962. – Vol. 52.

46. International Comparison of Electricity Regulation / R. J. Gilbert, E. P. Kahn. – Cambridge: University Press, 1996. – 500 p.

47. Galloway M. A response to Scott Hempling. The role of IRP under a Retail Competition Regime // The Electricity Journal. – 1994. – Vol.7, № 5. – P.2–3, 86–88.

48. Bayless C. Less is More – Why Gas Turbine will Transform Electric utilities // Public Utilities Fortnightly. – December 1, 1994.

49. De Oliveira A. The Political Economy of the Brazilian Power Industry Reform // Stanford University, Program on Energy and Sustainable Development, February 2003, Publication Number WP-02.

50. Bunn D. Evaluating the Effect of Privatizing the Electricity // Journal of the Operational Research Society. – 1994. –

51. Newbery D. M. Liberalizing Electricity Markets // Presented at 25th Annual IAEE International Conference, Aberdeen, USA, July 28, 2002.

52. Skantze P., Ilic M. D. Investment Dynamics and Long Term Price Trend in Competitive Electricity Markets // IFAC. – 2001.

53. О международном опыте реформирования электроэнергетики // Энергетическая политика. – 2002. – Вып. 2–3. – С. 77–80.

54. Kvennas O., Gjengetal T. Premises for a Well-functioning Deregulated Power Market // CIGRE-2000, Report 37/38/39-204.

55. , Структуры управления и рыночные отношения в электроэнергетике // Электрические станции. – 2001. – № 6. – С. 2–18.

56. Hyman L. S. Transmission, Congestion, Pricing, and Incentives // IEEE Power Engineering Review. – 1999. – Vol. 19, № 8. – P. 4–10.

57. California’s Electricity Options and Challenges. California Public Utilities Commission // http://www. cpuc. ca. gov/published/report/gov-report. htm.

58. A California Scorecard // IEEE Spectrum. – 2001. – Vol. 38, № 8. – P. 29.

59. De Vries L. J., Hakvoort R. A. Market Failure in Generation Investment? The Dutch Perspective // Fifth International Conference on Power System Management and Control, London, UK, 17–19 April, 2002, Conference Publication № 000.

60. Joskow P. L. The Difficult Transition to Competitive Electricity Markets in the US // Cambridge Working Paper in Economics CWPE 0328. – May 2003.

61. Newbery D. Power Markets and Market Power // The Energy Journal. – 1995. – №

62. Ford A. Cycles in Competitive Electricity Markets: a Simulation Study of the Western United States // Energy Policy. – 1999. – № 27. – P. 637–658.

63. Thurston C. Merchant Power: Promise or Reality?//Public Utility Fortnightly. – 1999. – 1 January.

64. Sweet W. An Unnatural Rush to Natural Gas? // IEEE Spectrum. – 2001. – Vol. 38, № 1. – P. 83.

65. Dale L. A., Zhou M. Optimal Planning of the Transmission System in the Privatized Electricity Industry in England and Wales // Proceedings of PowerCon’98, August 18-21, 1998, Beijing, China. – Beijing: Electric Power Research Institute, 1998. – Vol.1. – P. 27-31.

66. Основные результаты и перспективы реформирования мировой электроэнергетики // Энергетика за рубежом (Приложение к журналу “Энергетик”). – 2002. – Вып.2. – С. 3–11.

67. Sakarias W. P. The Future of Renewables in the New California Marketplace // IEEE Power Engineering Review. – 1999. – Vol. 19, № 1. – P. 17–20.

68. Baker G. C. The Wave of Deregulation: Operational & Design Challenges // IEEE Power Engineering Review. – 1999. – Vol. 19, № 11. – P. 15–16.

69. Perry T. S. Nuclear Power Gets a Second Look // IEEE Spectrum. – 2001. – Vol. 38, № 11. – P. 32–33.

70. Либерализация европейских рынков электроэнергии и ядерная энергетика // Атомная техника за рубежом. – 2000. – № 8. – С. 3–9.

71. Povh D. The Future of Power Systems // Computer Application in Power. – 2000. – Vol. 13, № 4. – P. 10–12.

72. Microturbine Shipments Surged in 2000 //IEEE Power Engineering Review. – 2001.–Vol. 21, № 6. – P. 56.

73. Gutierrez-Vera J. Mini Co-generation Schemes in Mexico // IEEE Power Engineering Review. – 2001. – Vol. 21, № 8. – P. 6–7, 11.

74. Микрогенерация. О рынке электроэнергии США // ТЭК. – 2001. – № 3. – С. 87 – 88.

75. Rudnick H., Zolezzi J. Electric Sector Deregulation and Restructuring in Latin America: Lessons to be Learnt and Possible Ways Forward // Presented at IEEE PES Summer Meeting, Vancouver, Canada, 15–19 July, 2001.

76. Amon A. Experience from the Hungarian Privatization // Presented at Central European University Summer Course “Energy Policy for Economies in Transition: (De)Regulation for Development and the Environment”, Budapest, Hungary, 12–23 July, 1999.

77. Концепция реформирования электроэнергетики / Доклад рабочей группы Национального инвестиционного совета. Рук. . – М.: 2001. – 59 с.

78. Introduction of Market Abuse Condition into Licences of Certain Generators. OFGEM’s second submission to the Competition Commission. June 2000 // http://www. ofgem. gov. uk/temp/ofgem/cache/cmsattach/1539_subcom. pdt.

79. Energy Policies of IEA Countries. 2002 Review. – OECD/IEA, 2002. – 397 p.

80. Варнавский. Реформирование мировой электроэнергетики // Мировая экономика и международные отношения. – 2003. – № 4. – С. 25–32.

81. Jaffe A. B., Felder F. A. Should Electricity Markets Have a Capacity Requirements? If So, How Should It Be Priced? // The Electricity Journal. – 1996. – № 9 (10). – P. 52–60.

82. Hobbs B., Inon J., Stoft S. E. Installed Capacity Requirements and Price Cap: Oil on the Water and Fuel on the Fire? // The Electricity Journal. – 2001. – July. – P. 23–24.

83. Hobbs B., Inon J., Kahal M. Issue Concerning ICAP and Alternative Approaches for Power Capacity Markets // Proceedings of the Market Design 2001 Conference. – Stokholm. 2001. – P. 17–18.

84. Vazquez C., Rivier M., Perez-Arriagata I. J. A market Approach to Long - Term Security of Supply // Proceeding of the Market Design 2001 Conference. – 2001, Stokholm. – P. 111–121.

85. 8 CFR Part 35, Docket No. RM, Notice of Proposed Rulemaking / United States of America Federal Energy Regulation Commission. – 640 p.

86. Рынок электрической энергии в Казахстане // Энергетика и топливные ресурсы Казахстана. – 2002. – № 8. – С. 18–35.

87. Doorman G. L. Peaking Capacity in Restructured Power Systems // Ph. D. Dissertation, Faculty of Electrical Engineering and Telecommunication, Norwegian University of Sciences and Technology. – 2000.

88. White Paper on Bulk Power Market Design / USA, Federal Energy Regulatory Commission, April 28, 2003 // http://www. ferc. gov/Electric/RTO/mrkt-strct-comments/discussion_paper. html

89. Наивыгоднейшие режимы работы гидростанций в энергетических системах. – М.: Госэнергоиздат, 1959. – 248 с.

90. Экономика. В 2 т.: Т.2. – М.: НПО “Алгон”, 1992. – 416 с.

91. Fehr V. D., Harbord D. Capacity Investment and Long Run Efficiency in Market-Based Electricity Industries // Competition in the Electricity Supply Industry / O. J.Olsen. – Jurist-og Okonomforbundets Forlag, DJOF Publishing. – Copenhagen, 1995. – P.137 –153.

92. Grobman H. G., Carey J. M. Price Cap and Investment: Long-Run Effects in the Electric Generation Industry // Energy Policy. – 2001. – Vol. 29, № 7. – P. 545–552.

93. Ford A. Waiting for the Boom: a Simulation Study of Power Plant Construction in California // Energy Policy. – 2001. – Vol. 29, № 11. – P. 847–869.

94. Projected Costs of Generating Electricity. Update 1998 // Nuclear Energy Agency – International Energy Agency, OECD. – Paris, 1998.

95. Energy Prices & Taxes, 3rd Quarter 2002 // International Energy Agency, OECD. – Paris, 2002.

96. , , Создание благоприятной базы для развития российской электроэнергетики на рыночной основе // Теплоэнергетика. – 1997. – № 1.- С. 2–7.

97. О развитии конкурентного рынка электроэнергии и мощности на базе Единой энергетической системы Российской Федерации (концепция) // Топливно-энергетический комплекс. – 1998. – № 3–4. - С. 54–58.

98. , , Основные принципы формирования и регулирования конкурентного рынка электроэнергии и мощности в России // Тр. НИИ экономики энергетики. Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. - М.: Изд. НЦ ЭНАС, 1998. - С. 21–48.

99. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации. Постановление Правительства Российской Федерации от 01.01.01 г. № 000.

100. Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона “Об электроэнергетике”. Федеральный закон Российской Федерации от 01.01.01 г. 3.

101. Исследование о природе и причинах богатства народов. Кн. I –3. – М.: Наука, 1993. – 572 с.

102. , , Ожидаемый рост цены электроэнергии при переходе к рынку в электроэнергетике России. – Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2002. – 31 с. – Препринт № 5.

103. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. – М.: Собрание законодательства Российской Федерации. – 2003. – № 36. – Ст. 3531.

104. , , Энергетика России: экономика и реформирование. – М.: ИНП РАН, 2001. – 77 с.

105. Основные положения стратегии развития электроэнергетики России на период до 2020 г. – М.: ИНЭИ РАН, 2000.

106. Российская электроэнергетика: настоящее и будущее // Энергетическая политика. – 2002. – Вып. 2–3. – С. 37–46.

107. Топливно-энергетический комплекс России на рубеже веков – состояние, проблемы и перспективы развития (информационно-аналитический обзор). – М: Изд-во “Современные тетради”, 2001. – 624 с.

108. Реформа электроэнергетики. Начало конца... // Свободная мысль – XXI. – 2003. – № 10. – С.10–22.

109. Концепция Стратегии “ЕЭС России” на 2003–2008 гг. «(5+5)». – http://www. *****/ru/investor/5+5n. htm

110. О конкурентном секторе оптового рынка электроэнергии (мощности) // Вестник ФЭК России. – 2001. – № 10–12. – С. 65–70.

111. Система государственного субсидирования топливно-энергетического комплекса США // США и Канада. – 2002. – № 7. – С. 39–54.

112. Официальный сайт Компании по электроэнергетическому развитию (Electric Power Development Company), Япония //http://www. jpower. co. jp/english/

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Вывод выражений для инвестиционной составляющей цены (тарифа) электроэнергии

Строительство электростанций повышает цену или тариф (регулируемую цену) электроэнергии на величину инвестиционной составляющей r по сравнению с издержками действующих электростанций. Здесь будут выведены математические выражения для этой составляющей для трех способов финансирования новых электростанций. Для большей наглядности не учитываются налоги и делается ряд упрощений, поясняемых в тексте.

1. Свободный рынок

При свободном рынке строительство электростанции финансируется частным инвестором и инвестиции должны окупиться за TR лет с годовым процентом за счет продажи электроэнергии, производимой данной электростанцией.

Введем следующие обозначения:

W - установленная мощность электростанций, кВт;

к - удельные капиталовложения, дол./кВт;

h - годовое число часов использования установленной мощности, ч/год.

Не будем учитывать срок строительства электростанции и примем, что капиталовложения

K = кW

сделаны к началу первого года ее эксплуатации (при учете срока строительства значение K увеличится в связи с «замораживанием» капиталовложений).

Примем, что инвестиции и начисленные проценты погашаются в конце каждого года t в течение TR лет равными частями DD (D = DDTR - полная сумма выплат). Тогда, если удастся определить DD, можно найти инвестиционную составляющую цены электроэнергии в условияхрынка r3, разделив DD на годовую выработку электростанции (индекс «3» обозначает свободный рынок):

. (П1.1)

Определить годовые выплаты DD можно путем последовательного вычисления долга Вt, остающегося в конце года t после начисления годового процента s на долг предыдущего года и выплаты DD:

Bt = (1+s) Bt-1 - (П1.2)

для всех TR лет. В последнем году t = TR долг будет полностью погашен и .

Рассмотрим этот процесс возврата инвестиций. В начале первого года эксплуатации электростанции, естественно, В0 = K. В конце первого года долг составит:

B1 = (1+s) K - DD.

В конце второго года он будет равен:

B2 = (1+s) B1-DD = (1+s)2 K - DD [(1+s)+1] .

В конце третьего года

B3 = (1+s) B2-DD = (1+s)3 K - DD [(1+s)2+(1+s)+1] .

В конце очередного t-го года будем иметь

.

Наконец, для последнего года t = TR , когда долг будет полностью погашен, получим выражение

(П1.3)

Известно (можно показать), что выражение (сумму) в квадратных скобках можно преобразовать к виду

. (П1.4)

Тогда, учитывая, что , получим для годовых выплат DD следующее выражение:

, (П1.5)

где CRF - capital recovery factor (коэффициент возврата (или окупаемости) капитала (см., например, [33]):

(П1.6)

Подставив (П1.5) в (П1.1), получим выражение для инвестиционной составляющей в условиях рынка:

. (П1.7)

При TR =10 лет и s = 0,1 СRF = 0,163 и инвестиционная составляющая будет равна

.

Если бы инвестиции возвращались за 10 лет без процента (s=0), то инвестиционная составляющая была бы равна

.

Следовательно, начисление процентной ставки s = 0,1 (в течение 10 лет) увеличивает инвестиционную составляющую в 1,63 раза.

2. Регулируемая монополия с самофинансированием

В регулируемой монополии инвестиции на развитие генерирующих мощностей раскладываются на выработку всех действующих электростанций ЭЭС. В связи с этим следует рассматривать строительство всех электростанций или общее развитие генерирующих мощностей ЭЭС.

Пусть установленная мощность системы возрастает (вслед за электропотреб-лением) с годовым темпом прироста l:

Wt = W0 (1+ l). (П1.8)

Примем следующие упрощения:

- ЭЭС состоит из однотипных электростанций (действующих и новых) с неизменными удельными капиталовложениями к и числом часов использования h;

- электростанции строятся один год и вводятся в конце года;

- не будем учитывать дискретный характер мощностей электростанций, рассматривая только необходимый прирост мощностей ;

- будем рассматривать инвестиции только в электростанции (для развития электрических сетей потребуется дополнительное увеличение инвестиционной составляющей тарифов, которое здесь не обсуждается);

- не будем учитывать налоги, расход электроэнергии на собственные нужды и потери в сетях.

При этих предположениях прирост генерирующих мощностей, который нужно обеспечить за счет инвестиционной составляющей тарифа, составит

. (П1.9)

Капиталовложения, необходимые для обеспечения этого прироста, равны

. (П1.10)

Эти капиталовложения раскладываются на выработку электростанций, имевшихся к концу предыдущего года Эt = hWt-1, и инвестиционная составляющая тарифа будет равна (индекс «1» обозначает регулируемую монополию с самофинансированием)

. (П1.11)

Сопоставляя это выражение с формулой (П1.7) для инвестиционной составляю-щей при рынке, можно видеть, что здесь вместо CRF стоит темп l, который обычно значительно ниже. Например, для России сейчас можно предполагать l = 0,03-0,05, в то время как там при TR = 10 лет и s = 0,1 CRF = 0,163.

3. Регулируемая монополия с кредитованием

В данном случае новые электростанции строятся за счет кредитов. Предположим, что во все годы кредиты берутся под один и тот же процент s и должны возвращаться равными частями за одинаковый срок TR. Оставим в силе все упрощения, сделанные в предыдущем разделе. Тогда сохраняются выражения: (П1.8) - для установленной мощности системы Wt; (П1.9) - для прироста мощности DWt; (П1.10) - для годовых капиталовложений Kt.

В то же время по сравнению с самофинансированием будут существенные изменения. Кредит в размере Kt, взятый в году t для ввода мощности DWt, начнет выплачиваться лишь со следующего года t+1. В t-м же году необходимо относить на выработку этого года Эt = hWt-1 выплаты по кредитам, взятым в предшествующие годы

t-1, t-2,..., t-TR

под капиталовложения

,

которые определяются выражением (П1.10).

Как показано в разделе 1, при погашении кредитов (или инвестиций) равными частями за TR лет ежегодные выплаты по ранее взятым кредитам, согласно выражению (П1.5), будут равны

.

Следовательно, с учетом выражений (П1.8) и (П1.10) в t-м году должны быть возвращены кредиты на сумму

(П1.12)

Проведем преобразования суммы, заключенной в квадратные скобки:

П1.13)

Здесь по аналогии с выражениями (П1.3) и (П1.4) можно показать, что сумма в квадратных скобках равна

(П1.14)

Подставив (П1.14) в (П1.13), будем иметь

. (П1.15)

Теперь, подставив (П1.15) в (П1.12), получим

(П1.16)

Разделив Dt на годовое производство электроэнергии Эt = hWt-1, найдем инвестиционную составляющую тарифа для монополии с кредитованием (обозначаемую индексом «2»):

. (П1.17)

Можно видеть, что в данном случае выражение для инвестиционной составляющей тарифа получилось наиболее сложным - она зависит как от TR и s, так и от l.

Приложение 2

Модель формирования цены электроэнергии*

Рассматривается энергетическая компания, владеющая электростанциями суммарной мощностью W(t), где t - время. Развитие происходит путем строительства новых объектов с интенсивностью w(t) (размерность – мощность в единицу времени). Прирост мощности определяется вводом нового оборудования и выводом из эксплуатации старого, выработавшего свой срок службы TL (т. е. введенного за TL лет до рассматриваемого момента времени t):

. (П2.1)

Затраты на ввод новых и эксплуатацию всех действующих электростанций (дол./год) можно представить в виде

,

где к – удельные капиталовложения, дол./кВт; i – удельные эксплуатационные издержки, дол./кВт×ч.; h – годовое число часов использования мощности, ч/год; m – доля (от капиталовложений) постоянных ежегодных затрат, 1/год; C – цена топлива, дол./т у. т.; h – КПД; 8141 – электрический эквивалент тонны условного топлива, кВт×ч/т у. т.

Условие баланса денежных потоков имеет вид

,

где p – цена электроэнергии, дол./кВт×ч; H(t) – налоги; A(t) – выплаты акционерам; D(t) – выплаты по кредитам. Учитывая наиболее существенные составляющие налоговых отчислений и принимая выплаты акционерам пропорциональными имуществу компании (суммарной установленной мощности электростанций), последнее соотношение можно записать следующим образом:

. (П2.2)

Здесь j1 - j3 – ставка налога: на прибыль(j1), на имущество, (j2, 1/год), на добавленную стоимость (j3); j4 – норма отчисления дивидендов акционерам, 1/год.

Финансовый результат работы компании характеризуется функцией B(t) (при B > 0 – это сумма (в валюте базисного года) на банковском счете, при B < 0 – долг), удовлетворяющей дифференциальному уравнению

с решением

, (П2.3)

где коэффициент x определяется через реальную банковскую ставку (процент на капитал) s:

.

1. Монополия (самофинансирование). В каждый момент времени t финансовые поступления за счет продажи электроэнергии в точности компенсируют все расходы, т. е. D(t)=0 при t ³ 0.

Рассмотрим случай, когда мощность растет с темпом l:

.

Определяя из (П2.1) интенсивность строительства

и подставляя W(t) и w(t) в (П2.2), находим цену электроэнергии, которую можно представить в виде

.

Здесь

,

– соответственно эксплуатационная, топливная и налоговая (учитывает налог на имущество и дивиденды акционеров) составляющие цены электроэнергии. Капитальная составляющая цены pк1, в свою очередь, может быть представлена в виде суммы двух слагаемых:

– минимальной цены, учитывающей затраты на замену выбывающих электростанций:

,

и дополнительной цены, зависящей от темпа развития:

.

Последняя величина возрастает с увеличением темпа роста l. Если же мощность остается постоянной (l = 0), то Dpк1 = 0.

2. Свободный рынок. Рассматривается одна электростанция, вводимая на полную мощность в момент времени t = 0 и окупающаяся за время возврата инвестиций TR < TL .

Заменяя в (П2.2) кw(t) на d(t)кW(0+e), где d(t) – дельта-функция, а e ® 0 (что позволяет учесть затраты на строительство в начальный момент времени), подставляя (П2.2) в (П2.3) и полагая B(0)=0, B(TR)=0, получаем

.

Здесь дополнительная капитальная составляющая равна

.

При беспроцентном кредите (s = 0, x = 0) и сроке возврата, равном сроку службы (TR = TL), Dpк3 = 0.

* Развитие генерирующих мощностей будет всегда отождествляться со строительством новых электростанций. Относительно редкие случаи модернизации действующих электростанций с увеличением их установленной мощности учитываться не будут.

* Естественная монополия (natural monopoly) - отрасль, в которой эффект масштаба столь велик, что продукт может быть произведен одной фирмой при более низких средних совокупных издержках, чем если бы его производством занималась не одна, а несколько фирм ([21], с. С-8).

* Имеются в виду компании (не обязательно энергетические), располагающие капиталом, который они могут вложить в новую электростанцию (с последующей ее эксплуатацией) или в другие альтернативные проекты вне электроэнергетики.

* Маргинальная цена - равновесная рыночная цена, формирующаяся по придельным (приростным) издержкам самого дорогого производителя, замыкающего баланс мощности ЭЭС и необходимого для соблюдения этого баланса.

* Излишек производителя (producers¢ surplus) - кумулятивный эффект превышения цены над величиной предельных издержек производства. Измеряется как площадь между кривой предложения и горизонтальной линией рыночной цены ([23], с.773).

* Олигополия (oligopoly) - структура рынка, при которой небольшое число продавцов доминируют в продаже определенного продукта, а вход на этот рынок для новых продавцов затруднен либо невозможен ([22], с. 338).

** Несовершенная конкуренция (imperfect competition) - все рынки, за исключением тех, на которых действует совершенная конкуренция, включая монополии, монополистическую конкуренцию и олигополию ([21], с. С-19).

* Монопольная прибыль (monopoly profits) - величина, превышающая уровень альтернативной стоимости вложения капитала собственниками фирмы и отражающая способность фирмы поднимать цену выше уровня предельных издержек ([23], с. 774).

* Совершенная конкуренция (perfect competition) - существует, когда много фирм продают стандартизованный продукт и ни одна из них не имеет достаточно большой доли рынка, чтобы влиять на цену продукта ([22], с. 342).

* Термин «независимый» будет применяться для краткости к ЭГК как к финансово независимым субъектам рынка, самостоятельно принимающим решения по участию в рынке и вложениям капитала.

* Монопсония (monopsony) - рынок, на котором выступает лишь один покупатель товара, услуги или ресурса ([21], с. С-16).

* Под кредитами будут обобщенно пониматься любые заемные средства, используемые для расширения производства электроэнергии.

* Под этим термином будут обобщенно пониматься независимые компании, располагающие необходимым капиталом и самостоятельно принимающие решения о его вложении, которые будут владеть электростанцией и эксплуатировать ее. Частный инвестор воспринимает как положительный эффект, так и отрицательные последствия, связанные со строительством.

* Расчеты выполнены .

* Модель разработана .