Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 3 )

Оптимизация структуры, схем и режимов работы ЭЭС является непременным атрибутом управления развитием и функционированием ЭЭС как целостной системы. С одной стороны, она необходима в связи с рассмотренными выше свойствами ЭЭС, а с другой - обеспечивает наибольшую экономичность электроснабжения потребителей, в том числе новых. Возможность пообъектного развития ЭЭС позволяет экономно адаптировать электроснабжение по мере роста нагрузки потребителей и увеличения масштабов ЭЭС.

Снижение доли административно-управленческих расходов при увеличении масштабов ЭЭС и единых (централизованных) органах управления не требует специальных пояснений.

Рассмотренные причины и факторы (к ним можно, по-видимому, добавить и другие) привели к формированию современных электроэнергетических систем. В странах с плановой экономикой (в том числе СССР) этот процесс проходил при централизованном управлении. В странах с рыночной экономикой, как уже отмечалось, он привел постепенно к образованию естественных монополий*, которые должны регулироваться государством, чтобы исключить использование ими своего монопольного положения. Формирование естественных монополий представляло собой структурное преобразование электроэнергетики этих стран по сравнению с действовавшим там ранее свободным рынком. В ряде стран (например, во Франции) монопольные электроэнергетические компании находятся в государственной собственности, в других странах они являются частными (акционерными) компаниями. В некоторых странах (например, в США) имеются и частные, и государственные (муниципальные) компании. В России существующие пока монопольные компании (РАО «ЕЭС России» и АО-энерго) являются смешанными - акционерными, но с контрольным пакетом акций, принадлежащим государству.

Монопольные электроэнергетические компании владеют и управляют (под контролем государства) электроэнергетическими системами на своей территории. При переходе (возврате) к рынку единая компания, управляющая ЭЭС, разделяется на множество компаний, управляющих различными частями ЭЭС. Такое разделение нарушает цельность ЭЭС и, как можно полагать, приведет к потере ряда преимуществ, свойственных ЭЭС именно как системе.

Особенно это относится к сфере генерации, где будет несколько электрогенерирующих компаний (и НПЭ) и нужно обеспечить оптимальное соотношение базисных, пиковых и полупиковых электростанций в процессе развития ЭЭС. Значительные трудности возникают также в поддержании рационального уровня резервов генерирующих мощностей (по мере развития ЭЭС).

При разделении единой монопольной компании на множество генерирующих, сетевых и сбытовых компаний несомненно произойдет увеличение административно-управленческих расходов.

Вставка 2. Причины формирования ЭЭС и естественных электроэнергетических монополий: 1. Главной экономической причиной был положительный эффект масштаба ЭЭС в целом. ЭЭС как система интегрирует эффекты, достигаемые благодаря НТП и другим факторам во всех сферах - производстве, транспорте и распределении электроэнергии. 2. Положительный эффект масштаба ЭЭС проявляется постоянно благодаря следующим факторам: - уменьшению необходимых резервов мощности; - интеграции эффектов от достижений НТП во всех сферах; - оптимизации структуры генерирующих мощностей, схем электрических сетей и режимов работы ЭЭС в целом. 3. Формирование регулируемых естественных монополий в первой половине ХХ в. явилось структурной перестройкой электроэнергетики (переходом от действовавшего ранее свободного рынка). 4. Новый переход (возврат) к конкурентному рынку нарушает целостность ЭЭС и, как можно ожидать, приведет к потере ряда преимуществ, свойственных ЭЭС именно как системе.

Особенности рынка в электроэнергетике

Рассмотрим эти особенности, имея в виду, главным образом, оптовый рынок, на который поставляют электроэнергию выделившиеся из монополии и ставшие независимыми (нерегулируемыми) электрогенерирующие компании и на котором они конкурируют друг с другом. С учетом рассмотренных ранее свойств ЭЭС, причин и факторов, способствовавших их формированию, можно указать следующие особенности рынка электроэнергии (или отличия его от рынков в других отраслях).

1. Территориальная ограниченность (локальный характер) рынка. Как уже отмечалось, в рынке электроэнергии могут участвовать лишь потребители и производители, непосредственно подсоединенные к ЭЭС, притом через электрические связи, имеющие достаточную пропускную способность. Эта особенность создает технические трудности (барьер) для появления на рынке новых участников.

В текущем и краткосрочном рынках электроэнергии участвуют только действующие (введенные в эксплуатацию) электростанции. Для появления в ЭЭС новых электростанций необходимо, во-первых, чтобы они были построены и подключены к системе. Во-вторых, требуются благоприятные экономические условия для потенциальных инвесторов, которые могут строить электростанции. Из-за территориальной ограниченности рынка при появлении необходимости в развитии ЭЭС (расширении рынка) приходится различать действующие и новые электростанции (учитывать различие их экономических характеристик). В частности, среди действующих электростанций из-за длительных сроков их службы будут такие, инвестиции в которые уже окупились и издержки которых состоят только из эксплуатационных расходов.

2. Длительные сроки ликвидации дефицита на рынке электроэнергии, если он по каким-то причинам образовался. Для этого требуются вводы новых электростанций, проектирование и строительство которых занимает длительное время (3-5 лет и более в зависимости от вида электростанции). Более того, если строительство электростанций будет осуществляться частными инвесторами*, то для того чтобы инвестиции окупились, потребуется еще порядка 10 лет после ввода электростанции. Следовательно, частный инвестор должен иметь информацию о развитии ЭЭС, в первую очередь о ценах на оптовом рынке, на перспективу 15-20 лет. Естественно, такая информация очень неопределенная, что создает для инвестора высокий финансовый риск и повышает процент на капитал, при котором он решится делать инвестиции. Это обусловливает дополнительные трудности в ликвидации дефицита.

Данная особенность требует принятия специальных мер (со стороны государства) по недопущению дефицита, в том числе сохранению централизованной системы долгосрочного прогнозирования, проектирования и планирования развития ЭЭС, о которой говорилось выше. Необходимо также обеспечить инвестирование новых электростанций в случае отсутствия частных инвестиций.

3. В электроэнергетике нет единого рынка, который бы управлял процессами производства электроэнергии и давал необходимые сигналы для развития генерирующих мощностей. Фактически в электроэнергетике действует (или должно действовать) три вида рынка:

А. Текущий рынок, где торговля осуществляется в реальном (или близком к реальному) времени. Его разновидностями, применяемыми в разных странах, являются спотовый рынок, «балансирующий рынок» или рынок «на сутки вперед». На этот рынок производители электроэнергии выходят со своими мгновенными (или часовыми) характеристиками издержек (предложения), которые представляют собой зависимости предельных (приростных) издержек (на 1 кВт×ч) от отпускаемой мощности (часовой выработки электроэнергии) генерирующей компании. Равновесная цена электроэнергии на текущем рынке в тот или иной момент времени (час суток) устанавливается по соотношению этих кривых со спросом потребителей в этот момент (час).

Такие рынки отсутствуют в других отраслях, и текущий рынок является одной из особенностей электроэнергетики.

Б. Краткосрочный (годовой) рынок электроэнергии, который определяет основные результаты экономической деятельности производителей (годовые издержки, доходы и прибыль) и расходы потребителей на покупку электроэнергии. Именно такой рынок рассматривается в теории микроэкономики [21-23] применительно к фиксированным мощностям (производительности) фирм, компаний и отраслей. На этот рынок производители выходят со своими краткосрочными издержками (средними и предельными), представляющими зависимость издержек на единицу продукции от годового ее производства. Равновесная цена на рынке устанавливается по соотношению предельных издержек (являющихся одновременно кривыми предложения) производителей и спроса покупателей. Прибыль (или убыток) производителя определяется как разность между равновесной ценой и средними издержками.

Такой рынок, который является основным для других отраслей, предполагает постоянство равновесной цены продукта или использование некоторого средневзвешенного (за год) ее значения. Краткосрочные издержки производителей на единицу продукции, как уже говорилось, должны выражаться в зависимости от годового объема ее производства (при фиксированной мощности). При теоретическом анализе рыночного равновесия [21-23] такие зависимости принимаются вполне определенными (однозначными), хотя практическое их построение может встретить значительные трудности.

Применительно к электроэнергетике краткосрочный рынок принимает форму двусторонних контрактов производителей и потребителей (или сбытовых компаний), заключаемых на 1-3 года (форвардные или фьючерсные рынки). В этом рынке, естественно, участвуют лишь уже существующие генерирующие компании (с действующими электростанциями, имеющими фиксированные мощности).

В. Долгосрочный рынок (название условное), охватывающий долгосрочный период и предполагающий возможности расширения производства (мощности производителей не фиксируются). На этот рынок производители выступают со своими долгосрочными издержками (средними и предельными) и кривыми предложения, а потребители (покупатели) - с долгосрочными кривыми спроса [21-23]. Долгосрочное равновесие (и цена) на таком рынке определяется на пересечении этих долгосрочных кривых спроса и предложения.

Именно такой рынок должен рассматриваться при анализе развития генерирующих мощностей ЭЭС в условиях конкурентного оптового рынка электроэнергии. Однако авторам не встречались публикации с исследованиями такого рынка в электроэнергетике. Обычно предполагается, что ценовые сигналы, стимулирующие строительство новых электростанций, будет подавать спотовый рынок (или «рынок вообще», без указания, какой именно). Такие ожидания можно считать, по меньшей мере, малообоснованными, так как спотовый рынок отражает текущую ситуацию, а долгосрочный рынок должен оперировать с предстоящим периодом 10-15 и даже более лет, чтобы электростанции могли быть построены и окупиться.

Даже краткосрочный (годовой) рынок не может подавать ценовые сигналы для развития генерирующих мощностей ЭЭС и заменить долгосрочный рынок. Двусторонние контракты, заключаемые на 1-3 года с существующими производителями, будут содержать цены электроэнергии, соответствующие издержкам действующих электростанций. Для обеспечения строительства новых электростанций такие контракты (с существующими или новыми производителями) должны, с одной стороны, быть сверхдолгосрочными (на 10-20 лет), а с другой, - иметь более высокие цены на электроэнергию, обеспечивающие окупаемость инвестиций.

Остается неясным, какие потребители (или сбытовые компании) согласятся заключать контракты по более высокой цене и на столь длительный срок либо как они успеют заключить контракт с действующим производителем на поставку электроэнергии по более низкой цене. Кроме того, неясно, как можно обеспечить при этом оптимальную структуру генерирующих мощностей ЭЭС. Следовательно, принципы организации долгосрочного рынка в электроэнергетике и сама возможность его организации нуждаются в специальном рассмотрении и исследованиях. В гл. 4 предпринята попытка провести такой анализ в свете теории микроэкономики с использованием ее графического аппарата.

Рассмотренная особенность рынка в электроэнергетике свидетельствует о существенном его отличии от рынков в других отраслях.

4. Участие в рынке различных видов электростанций, имеющих разные эксплуатационные издержки. Переход к рынку в промышленно-развитых странах, включая Россию, происходит в условиях, когда уже созданы мощные электроэнергетические системы и имеются, как правило, значительные резервы генерирующих мощностей. Большинство электростанций построено десятки лет назад, и капиталовложения на их строительство уже окупились или компенсированы тем или иным образом.

В России при приватизации электроэнергетики в начале 1990-х годов основные фонды электростанций (и ЛЭП) оказались безвозмездно переданными РАО «ЕЭС России» и АО-энерго. Эти компании не несут сейчас никаких расходов, связанных с оплатой ранее сделанных капиталовложений, выплатой кредитов на строительство и т. п. Издержки действующих электростанций содержат лишь чистые эксплуатационные расходы (включая амортизацию, топливную составляющую, налоги и т. д.).

В Западной Европе и США, где электростанции строились на кредиты, положение иное. Однако можно полагать, что за прошедшие десятилетия существования регулируемых монополий большая часть кредитов уже возвращена. Кроме того, перед введением рынка там проводились специальные мероприятия по компенсации «неокупленных затрат» (stranded costs), о чем подробнее сказано в следующем параграфе. В результате действующие там электростанции также выходят на рынок практически с чистыми эксплуатационными издержками.

В первые годы введения рынка на нем будут участвовать лишь действующие сейчас электростанции. Это будут текущий (спотовый) и краткосрочный (годовой) рынки электроэнергии, рассмотренные выше. Долгосрочный рынок (если он окажется возможным) сформируется позже, когда возникнет необходимость в развитии генерирующих мощностей.

Эксплуатационные издержки, как известно, существенно различаются у различных видов электростанций. У атомных и особенно гидроэлектростанций они значительно ниже, чем у электростанций на органическом топливе. На рынке текущем и краткосрочном будут формироваться маргинальные* цены, соответствующие издержкам наименее эффективных электростанций, востребованных на рынке (необходимых для покрытия нагрузки потребителей). Маргинальные цены выше средних, которые поддерживаются в регулируемых монополиях. В зависимости от структуры электростанций это превышение может доходить до 1,5-2 раз. Такая особенность рынка в электроэнергетике может превысить (свести на нет) эффект, ожидаемый от конкуренции, для потребителей электроэнергии.

При формировании на рынке маргинальных цен, соответствующих издержкам наихудших электростанций, на остальных электростанциях будет образовываться повышенная прибыль - «излишек производителя»*. Этот термин мало распространен, но в дальнейшем он будет часто применяться, чтобы оттенить этот вид сверхприбыли, которая появится сразу же после введения конкурентного рынка и которую будут оплачивать потребители, покупая электроэнергию. Достаточно очевидно, что эта сверхприбыль не является заслугой производителей и что она наносит неоправданный ущерб потребителям. Ее образование - одна из отрицательных особенностей конкурентного рынка электроэнергии.

Положение, казалось бы, может быть облегчено, если ЭГК, выделившиеся из монополии, имеют примерно одинаковый состав электростанций и будут выходить на рынок со своими средними ценами (издержками). Однако можно ожидать, что со временем ЭГК остановят свои неэффективные электростанции, которые приносят им убытки (издержки которых превышают средние по компании цены), и это может привести к дефициту на рынке электроэнергии. Поэтому нельзя предполагать, что ЭГК будут выходить на рынок со своими средними ценами. Это противоречит одному из основных законов рынка, по которому кривая (функция) предложения фирмы на рынке является кривой (функцией) ее предельных издержек [21-23]. Предельные же (максимальные, замыкающие) издержки ЭГК как раз и будут представлять собой издержки наименее эффективных ее электростанций.

5. Электрогенерирующие компании состоят из отдельных электростанций и не являются единой (неразрывной) фирмой, как это принято рассматривать в теории микроэкономики. Вследствие этого, учитывая отмечавшееся свойство пообъектного развития ЭЭС, развитие ЭГК может происходить также только путем строительства новых электростанций. Целесообразность и эффективность для компании строительства каждой новой электростанции в условиях конкурентного рынка будет рассматриваться и оцениваться индивидуально в сопоставлении с альтернативными возможностями вложения этого капитала (в том числе и в другие отрасли экономики). При этом потребуется сравнение равновесных цен, сформировавшихся на краткосрочном рынке электроэнергии по издержкам действующих электростанций, с ценами, необходимыми для окупаемости инвестиций в данную новую электростанцию. Подробнее это анализируется в § 1.4 и гл. 4.

6. В условиях конкурентного рынка принципиально изменяются критерии, стимулы и механизм финансирования строительства новых электростанций по сравнению с регулируемой монополией. Эти изменения создают проблемы с инвестированием развития ЭЭС, которые рассмотрены в §1.4 и гл. 2.

7. При разделении сфер генерации и транспорта (распределения) электроэнергии сохраняется доминирование производителей над потребителями, которое имело место (и требовало государственного регулирования) при естественной монополии. В частности, ставшие независимыми ЭГК могут образовать олигополию* с вполне очевидными интересами и действиями олигополистов. Данная особенность подробно рассмотрена в §1.4 и гл. 4.

Таким образом, рынок в электроэнергетике значительно отличается от рынков в других отраслях экономики. Он, несомненно, относится к рынкам с несовершенной конкуренцией**. Поэтому требуется глубокое исследование его экономической природы, мотиваций и поведения участников рынка, механизмов формирования цен и возможных последствий его введения. Наибольшие трудности при переходе к рынку следует ожидать в развитии генерирующих мощностей ЭЭС.

Вставка 3. Особенности рынка в электроэнергетике: 1. Территориальная ограниченность (локальный характер) рынка. Участие в текущем и краткосрочном рынках лишь действующих электростанций, присоединенных к ЭЭС. 2. Длительные сроки (годы) ликвидации дефицита на рынке. Необходимость строительства для этого новых электростанций. 3. Отсутствие единого рынка, управляющего производством электроэнергии и одновременно подающего своевременные сигналы для развития генерирующих мощностей. Для этого, помимо текущего (спотового) рынка и краткосрочного (годового) рынка двусторонних контрактов, необходим долгосрочный рынок, охватывающий предстоящий период 10-20 лет, достаточный для строительства и окупаемости новых электростанций. Однако организация долгосрочного рынка не предусматривается концепциями реформирования электроэнергетики, принятыми в России и других странах. 4. Участие в рынке различных видов электростанций, имеющих разные издержки производства. Формирование на рынке маргинальных цен, соответствующих издержкам наименее эффективных электростанций, востребованных на рынке. Образование на более эффективных электростанциях (ГЭС, АЭС) повышенной прибыли («излишка производителя»), оплачиваемой потребителями. 5. Изменение при переходе к конкурентному рынку критериев, стимулов и механизма финансирования строительства новых электростанций (см. §1.4 и гл. 2). 6. Несовершенство рынка, возможность образования олигополии и сохранение в связи с этим доминирования производителей электроэнергии над потребителями, которое имело место в регулируемых естественных монополиях (см. §1.4 и гл. 4).

1.2. Четыре основные модели рынка

Переход к конкурентному рынку связан с изменением структурной организации (реструктуризацией) электроэнергетики. Как уже отмечалось, предполагается выделение сфер, где конкуренция возможна, и сфер, сохраняющих монопольный характер, где будет продолжаться государственное регулирование. Признано, что конкуренция может быть создана на оптовом и розничных рынках электроэнергии, а монопольными (регулируемыми) останутся сферы транспорта электроэнергии (сети высокого напряжения) и ее распределения потребителям. Продавцами и покупателями на указанных рынках могут выступать разные субъекты в зависимости от глубины реструктуризации.

Несмотря на большое разнообразие возможных структур, принято различать четыре основные модели организации рынка [19, 20]:

1. Регулируемая монополия (отсутствие конкуренции).

2. Единственный покупатель (закупочное агентство), когда на оптовом рынке конкурируют между собой лишь производители электроэнергии.

3. Конкуренция на оптовом рынке, когда имеется несколько производителей и несколько покупателей электроэнергии (распределительно-сбытовых компаний). Последние монопольно распределяют (перепродают) электроэнергию на закрепленной за ними территории.

4. Конкуренция на розничном рынке (а также на оптовом), когда свободно конкурируют друг с другом как производители, так и потребители электроэнергии. Эта модель в дальнейшем для краткости будет называться «свободным» рынком.

Указанные модели характеризуются последовательным расширением возможностей и сфер конкуренции, поэтому иногда они могут представлять собой этапы перехода в электроэнергетике от монополии к свободному рынку. В России предполагается переход от первой непосредственно к четвертой модели.

Модель 1 - регулируемая монополия - представляет состояние рынка, когда весь спрос на продукцию обеспечивается одной фирмой, но ее деятельность и цена на продукцию регулируется государством, чтобы фирма не могла воспользоваться своим монопольным положением в ущерб потребителям [21-23]. Как правило, это бывают естественные монополии, образующиеся в отраслях, где благодаря положительному эффекту «масштабов производства» одна фирма может производить продукцию с меньшими издержками (и ценами), чем две или большее число фирм. К числу таких отраслей относятся коммунальное хозяйство, электроэнергетика, газовая промышленность, железнодорожный транспорт.

Естественные монополии в таких отраслях экономически эффективны по сравнению с конкурентным рынком и их существование оправданно с точки зрения общества. Однако потенциально они могут поднимать цены для получения повышенной (монопольной*) прибыли. Имеется в виду прибыль, превышающая «нормальную» прибыль, которая имеет место в условиях совершенной конкуренции* и включается в издержки производства. Повышенная прибыль приносит ущерб покупателям и снижает эффективность рынка. Поэтому деятельность естественных монополий должна регулироваться в интересах общества, включая установление цен на их продукцию (но с обеспечением нормального функционирования и развития компаний-монополистов).

Цены на электроэнергию, производимую естественными монополиями, регулируются специальными государственными органами (энергетическими комиссиями). Такие регулируемые цены называются тарифами в отличие от рыночных цен, формирующихся под воздействием спроса и предложения. В небольших монопольных компаниях, как, например, АО-энерго сейчас в России, тарифы устанавливаются непосредственно для разных групп потребителей (на розничном рынке), в крупных компаниях (типа РАО «ЕЭС России») - еще и на оптовом рынке электроэнергии. Монопольные компании планируют развитие ЭЭС (как электростанций, так и электрических сетей) на своей территории, исходя из обеспечения надежности и экономичности электроснабжения потребителей, экологических требований и др. Планы строительства новых электростанций и линий электропередачи (ЛЭП) подлежат согласованию с регулирующим органом, после чего затраты на строительство (капиталовложения) включаются в тарифы на электроэнергию

Для электроэнергетики характерны вертикально-интегрированные монополь-ные компании, которые осуществляют на закрепленной за ними территории производство, транспорт, распределение и сбыт электроэнергии, т. е. охватывают «по вертикали» все сферы деятельности (рис. 1.1). На эти компании возлагается ответственность за надежное (бесперебойное) электроснабжение потребителей на своей территории. Иногда наряду с монопольными компаниями могут существовать или появляться независимые производители электроэнергии (НПЭ) и отдельные сбытовые компании. По специальным соглашениям (также под контролем государства) они продают или покупают электроэнергию у монопольной компании. При переходе к другим моделям рынка вертикально-интегрированные компании разделяются по сферам деятельности.

 

 

Рис. 1.1. Модель 1 - регулируемая монополия.

 

как необходимые расходы компании. Таким образом, затраты на развитие ЭЭС гарантированно оплачиваются потребителями, даже если планы были не вполне оптимальными или компания и регулирующий орган допустили просчеты (ошибки), например, в прогнозах электропотребления. О такой ситуации принято говорить как о «переносе рисков (последствий неопределенности будущих условий или неправильных решений) на потребителей».

Если строительство новых электростанций и ЛЭП осуществляется за счет кредитов, то благодаря гарантированному их возврату (отсутствию риска) монопольная компания может получать их (например, у банков) под низкий ссудный процент и с длительным сроком возврата. Возврат кредитов с процентами, естественно, увеличивает капитальные затраты, относимые на тарифы, но в сравнительно небольшой степени. В других моделях рынка (в моделях 3 и 4) это увеличение будет существенно выше. Подробнее это рассмотрено в гл. 2.

Основным недостатком модели 1 считается затратный принцип формирования тарифов, т. е. отнесение на тарифы всех затрат компании, которые регулирующий орган признает необходимыми и обоснованными. При этом у компании нет особых стимулов к повышению эффективности производства для снижения затрат, как эксплуатационных, так и капитальных. В отношении последних у частных компаний, даже наоборот, имеется стимул к их завышению для увеличения своего основного капитала. Это явилось одной из причин ускоренных вводов генерирующих мощностей во многих странах и создания, тем самым, излишних резервов мощностей.

Очень важную роль в обеспечении развития ЭЭС, принадлежащих монопольным компаниям, играют регулирующие органы. Фактически от них зависит правильное развитие ЭЭС. Поэтому они должны быть укомплектованы квалифицированными специалистами и снабжены хорошими инструктивными материалами, регламентирующими их права, обязанности и правила (процедуры) регулирования. Одновременно они должны быть защищены от коррупции, так как подвергаются постоянному давлению со стороны компаний-монополистов в смысле максимального удовлетворения интересов последних.

Регулирующие органы наряду с самими компаниями несут ответственность за надежное электроснабжение потребителей. Поэтому они склонны, скорее, допустить излишек генерирующих мощностей, чем их дефицит. Такая склонность усиливается тем, что избытки оплачиваются не из каких-либо конкретных источников (государственных или местных бюджетов и, тем более, частных капиталов), а «обезличенными» потребителями. Данное обстоятельство вносит элемент «субъективизма» в работу регулирующих органов и может вызывать недовольство со стороны потребителей.

Модель 1 сохранилась в электроэнергетике многих стран мира. Как наиболее яркий пример называют обычно государственную компанию «Электрисите-дэ-Франс», монопольно снабжающую электроэнергией всю страну. В §1.3 особенности этой модели рассмотрены более подробно.

Модель 2 - единственный покупатель (рис. 1.2) - отличается от монополии разделением генерации на несколько независимых* электрогенерирующих компаний (ЭГК), которые начинают конкурировать друг с другом за поставку электроэнергии единому закупочному агентству. Могут появиться также новые производители электроэнергии (НПЭ). Остальные сферы остаются вертикально интегрированными в рамках одной компании, которая по отношению к потребителям по-прежнему является монополистом. Естественно, эта компания (закупочное агентство) должна, как и прежде, регулироваться государством в части назначения цен потребителям. За ней сохраняется также обязанность бесперебойного снабжения потребителей электроэнергией.

 

 

Рис. 1.2. Модель 2 - единственный покупатель.

Предполагается, что компания закупочное агентство (КЗА) покупает электроэнергию у ЭГК и НПЭ по долгосрочным контрактам (до 5-10 лет и даже больше) с оговоренными ценами, сроками и условиями поставки. Это создает ряд благоприятных возможностей и обстоятельств. Во-первых, при избытке генерирующих мощностей конкурирующие производители вынуждены предлагать как можно более низкие цены, т. е. реализуется эффект рынка. Вместе с тем, при наличии контракта на несколько лет у производителей будет стимул и время для снижения издержек производства, чтобы получать более высокую прибыль. Во-вторых, имеется возможность не допустить дефицита мощностей (и электроэнергии). КЗА, отвечая за надежность электроснабжения потребителей, будет (как в модели 1) заблаговременно планировать развитие ЭЭС на своей территории - прогнозировать электропотребление, составлять перспективные балансы мощности и энергии и др. При появлении необходимости оно может заключать с ЭГК или НПЭ долгосрочные контракты на дополнительные поставки электроэнергии (от новых электростанций). Срок этих контрактов должен превышать срок, необходимый для окупаемости инвестиций в новые электростанции при ценах поставляемой электроэнергии, оговоренных в контракте. Тем самым, инвестору будет гарантирован возврат капиталовложений (аналогично ситуации, имевшейся при регулируемой монополии).

Гарантированный возврат инвестиций означает, с одной стороны, перенос риска на потребителей (как и при монополии), но с другой - снижает стоимость капитала (процент начислений). Последнее обстоятельство, как уже отмечалось, удешевляет электроэнергию по сравнению с условиями, которые создаются в более сложных моделях 3 и 4.

Стоимость новых электростанций, заложенная в ценах таких контрактов, естественно, переносится на тарифы, устанавливаемые для потребителей. Поэтому необходимость их заключения и закладываемые в них условия должны согласовываться с регулирующим органом. Требования к компетентности и квалификации этих органов при рассматриваемой модели 2 фактически такие же, как и при модели 1.

В терминах экономической теории [21-23] рынок с единственным покупателем представляет собой монопсонию*. Для получения повышенной прибыли (сверхприбыли) монопсонист (КЗА) будет стремиться покупать ресурса (электроэнергии) меньше, чем при равновесии спроса и предложения, чтобы понизить цену покупаемого ресурса. Одновременно компания закупочное агентство является монополистом по распределению и сбыту электроэнергии потребителям. Потенциально оно (агентство) может получать еще дополнительную сверхприбыль, уменьшая продажу и повышая цену электроэнергии потребителям.

Кроме того, генерирующие компании (ЭГК и НПЭ) при небольшом их числе, как уже отмечалось, образуют олигополию. Олигополисты склонны к сговору для совместного повышения цен на производимую продукцию. Это также может понизить эффективность рынка и нанести ущерб потребителям (обществу).

Таким образом, модель 2 (рис. 1.2) в свете экономической теории представляет собой довольно сложную и своеобразную модель несовершенной конкуренции. Она сочетает в себе элементы монополии, олигополии и монопсонии. Очевидно, что при данной организационной структуре электроэнергетики для уменьшения (или смягчения) последствий несовершенной конкуренции и повышения эффективности функционирования рынка необходимо государственное регулирование.

Главные элементы регулирования (они уже отмечались) состоят в том, что

- на компанию закупочное агентство возлагается ответственность за бесперебойное (надежное) электроснабжение потребителей;

- деятельность этой компании и тарифы на электроэнергию, отпускаемую потребителям, регулируются, как и в предыдущей модели 1.

Ответственность за надежное электроснабжение исключает манипулирование объемами продаж электроэнергии потребителям, а следовательно, и закупок ее у генерирующих компаний. КЗА вынуждено продавать (и закупать) электроэнергии столько, сколько требуется потребителям. Регулирование же деятельности и тарифов предотвращает получение компанией неоправданных прибылей. Одновременно при регулировании будет обеспечиваться необходимое развитие ЭЭС путем отнесения на тарифы инвестиций в новые электростанции и ЛЭП. Для новых электростанций это будет происходить в форме повышенных цен электроэнергии, закладываемых в долгосрочные контракты на производство дополнительной электроэнергии, по сравнению с ценами в контрактах с действующими (уже существующими) ЭГК и НПЭ. Естественно, что при регулировании должна обеспечиваться также «нормальная» рентабельность (прибыль) КЗА.