Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 4 )

Образование олигополии производителей при модели 2 и возможность создания ими дефицита электроэнергии предотвращаются путем заключения долгосрочных контрактов на увеличение поставок электроэнергии (на строительство новых электростанций), в том числе с НПЭ.

Таким образом, модель 2 может быть достаточно хорошей моделью организации рынка в электроэнергетике. В ней появляется конкуренция между производителями, что снижает издержки и повышает эффективность производства электроэнергии. При заключении контрактов с производителями цена на электроэнергию может устанавливаться различной в зависимости от вида электростанций. Тем самым, для КЗА будет обеспечиваться осреднение цен на закупаемую электроэнергию, а не покупка ее по маргинальным ценам, как это происходит в моделях 3 и 4. Одновременно обеспечивается необходимое развитие ЭЭС и смягчение последствий несовершенной конкуренции.

К недостаткам модели 2 следует отнести по-прежнему затратный принцип формирования тарифов для потребителей (при их регулировании) и отсутствие в связи с этим у КЗА стимулов для снижения затрат и повышения эффективности при транспорте, распределении и сбыте электроэнергии. Как и в модели 1, здесь отсутствует также какая-либо свобода для потребителей в выборе поставщиков электроэнергии. Эти недостатки предполагается преодолеть при переходе к более конкурентным моделям 3 и 4.

По имеющимся сведениям [20], к модели 2 близка структура электроэнергетики Северной Ирландии и Испании. В Республике Корея эта модель реализована сейчас в качестве первого этапа реструктуризации.

Модель 3 - конкуренция на оптовом рынке (рис. 1.3) - существенно отличается от предыдущей модели рынка. Покупатели перемещаются на другую сторону высоковольтных транспортных сетей. Вместо одного закупочного агентства появляется несколько (много) распределительно-сбытовых компаний (РСК). Эти компании, как правило, не имеют собственных генерирующих мощностей и монопольно снабжают потребителей на своей территории. Они несут ответственность за надежное электроснабжение и остаются подверженными регулированию региональными или муниципальными органами (энергетическими комиссиями), в том числе в части тарифов на электроэнергию, отпускаемую потребителям. Им принадлежат распределительные сети низкого напряжения, которые они при необходимости должны развивать.

На оптовом рынке появляются новые организационные структуры:

- транспортно-сетевая компания (ТСК), владеющая высоковольтными сетями и обеспечивающая доставку электроэнергии от производителей к РСК;

- независимый системный оператор (НСО), обеспечивающий оперативно-диспетчерское управление производством и транспортом электроэнергии;

- рынок краткосрочных контрактов (РКК), или биржа электроэнергии, куда покупатели и продавцы подают предложения, определяющие цену на электроэнергию (через каждый час или полчаса). Такой рынок назывался в предыдущем параграфе «текущим» рынком. Работу этого рынка организует независимый администратор рынка (НАР).

 

Оптовый рынок

 

 

Рис.1.3. Модель 3 - конкуренция на оптовом рынке.

Кроме того, может возникнуть форвардный рынок для заключения долгосрочных контрактов (на 1-3 года) между производителями и РСК.

Транспортно-сетевая компания обязана обеспечить беспрепятственный (но оплачиваемый) доступ к высоковольтной сети любых производителей и покупателей электроэнергии на оптовом рынке. Сфера транспорта электроэнергии считается монопольной, поэтому ТСК должна регулироваться государственным органом в части тарифов за пользование сетями, необходимого их развития и обеспечения «нормальной» рентабельности. ТСК отвечает за развитие высоковольтных сетей, в том числе для обеспечения торговли электроэнергией. Инвестиции на строительство новых ЛЭП, согласованных с регулирующим органом, естественно, закладываются в тарифы за пользование сетями. Определение этих тарифов для производителей и покупателей электроэнергии представляет собой специальную сложную проблему, которая здесь не рассматривается.

Независимый системный оператор должен обеспечивать надежное и экономичное функционирование ЭЭС как единого целого в нормальных и аварийных ситуациях. Органы с функциями оперативно-диспетчерского управления имелись и в предыдущих моделях 1 и 2, но там они входили в состав монопольных образований. В данной модели (как и в модели 4) деятельность НСО существенно осложняется необходимостью учета договорных поставок электроэнергии. Особенно это относится к экономически оптимальной загрузке электростанций в процессе изменения нагрузки потребителей в суточном разрезе и к регулированию нагрузки перегруженных ветвей сети, совместно используемых различными производителями и покупателями. Рассмотрение путей преодоления этих трудностей выходит за рамки данной книги.

Рынок краткосрочных контрактов, часто называемый также «спотовым рынком», представляет собой уникальную структуру, лишь в общих чертах сходную с биржами других товаров. Он функционирует почти в реальном времени (с часовыми или получасовыми интервалами), и его организация требует создания информационно-вычислительных систем, соизмеримых (или даже превосходящих по сложности) с системами оперативно-диспетчерского управления ЭЭС. По замыслу инициаторов реструктуризации электроэнергетики РКК должен обеспечивать торговлю электроэнергией по ее действительной рыночной стоимости в разные часы суток и сезоны года и одновременно подавать сигналы о необходимости развития ЭЭС (строительства новых электростанций и ЛЭП). Первоначально в Великобритании и Калифорнии предполагалось всю электроэнергию продавать на спотовом рынке без долгосрочных контрактов, которые были даже запрещены. Однако опыт работы спотовых рынков показал, что цены на электроэнергию на них изменяются чрезвычайно сильно (иногда в сотни раз), вряд ли отражая действительную стоимость электроэнергии, а кратковременные сигналы (высокие цены) совершенно недостаточны для привлечения инвестиций в новые электростанции. В марте 2001 г. в Великобритании были введены новые правила торговли электроэнергией (New Electricity Trading Arrangements - NETA), по которым разрешены долгосрочные контракты, и теперь лишь 2-3% электроэнергии продается на спотовом или, вернее, теперь уже «балансирующем» рынке. В Калифорнии после кризиса было восстановлено регулирование цен на оптовом рынке электроэнергии.

Наряду со структурными изменениями при переходе к модели 3 происходят принципиальные изменения в условиях, стимулах и механизмах финансирования строительства новых электростанций.

Во-первых, теперь уже нет органа (компании или государственной комиссии), ответственного за развитие генерирующих мощностей и предотвращение дефицита на оптовом рынке электроэнергии. Как уже отмечалось, ТСК отвечает за развитие только высоковольтных электрических сетей. Распределительно-сетевые компании, хотя и несут формальную ответственность за электроснабжение потребителей на своей территории, но фактически не смогут это обеспечить, если на оптовом рынке образуется дефицит энергии. При общем дефиците некоторые РСК не смогут купить электроэнергию даже по очень высоким ценам. Строить же собственные электростанции РСК не в состоянии из-за отсутствия необходимых средств.

Следовательно, управлять развитием генерирующих мощностей должна «невидимая рука рынка». Между тем, как отмечалось в §1.1, на это трудно рассчитывать, учитывая реальные свойства ЭЭС и особенности электроэнергетического рынка. С одной стороны, необходимо обеспечить своевременность вводов и оптимальность структуры генерирующих мощностей (и электрических связей). Для этого требуется централизованное проектирование и планирование развития электроэнергетической системы в целом. С другой стороны, развитием генерирующих мощностей мог бы управлять лишь долгосрочный рынок электроэнергии, охватывающий период 15-20 лет, достаточный для строительства электростанций и окупаемости инвестиций. Однако ни то, ни другое концептуально в модели 3 не предусматривается.

Во-вторых, риски, связанные со строительством электростанций, уже не переносятся на потребителей (как это было в моделях 1 и 2), а ложатся на производителей (или инвесторов). Это увеличивает стоимость капитала, т. е. процент на капитал, при котором инвестор решится строить электростанцию. Одновременно инвестиции в новую электростанцию должны окупаться теперь за счет продажи электроэнергии, вырабатываемой только одной этой электростанцией (в моделях 1 и 2 эти инвестиции раскладывались на всех потребителей ЭЭС), что создает ценовой (экономический, финансовый) барьер для вхождения в оптовый рынок новых производителей электроэнергии и может привести к образованию олигополии существующих производителей. Более подробно эти вопросы, а также стимулы к новому строительству рассматриваются в §1.4 и гл. 2 и 4.

Отмеченные проблемы с развитием генерирующих мощностей свойственны и модели 4, однако преимущество последней по сравнению с моделью 3 - появление у потребителей возможности выбора поставщиков электроэнергии. В целом модель 3 считается неустойчивой и рассматривается как этап при переходе к модели 4.

Модель 4 - конкуренция на розничном рынке, отличается от модели 3 возможностью конкуренции не только на оптовом, но и на розничных рынках (рис. 1.4). Потребители электроэнергии теперь могут снабжаться от разных распределительно-сбытовых (РСК) или сбытовых компаний (СК). Последние являются новым субъектом рынка, появляющимся в модели 4. Они только перепродают электроэнергию, не имея собственных распределительных сетей. Сохранившиеся РСК обязаны беспрепятственно предоставлять свои сети (за определенную плату) любым СК, а также производителям (ЭГК и НПЭ) для продажи электроэнергии потребителям, подключенным к их сетям. Поскольку распределение электроэнергии остается монопольной сферой, сохраняется государственное (региональное, муниципальное) регулирование РСК в части установления абонентной платы за пользование распределительными сетями и включения в нее затрат на развитие сети. При наиболее полной реализации модели 4 создаются отдельные компании (монопольные), ответственные за обслуживание и развитие распределительных сетей и обязанные обеспечить доступ к ним любых потребителей, сбытовых компаний и производителей электроэнергии. Возможно также объединение этих компаний с транспортно-сетевыми компаниями, обслуживающими высоковольтные сети.

В модели 4 предусматриваются также прямые поставки электроэнергии от производителей к потребителям, минуя РСК или СК. Это означает или прямой выход потребителей на оптовый рынок, или некоторое сочетание (объединение) оптового и розничного рынков. В последнем случае, естественно, усложняются процедуры учета, взаиморасчетов и т. п.

На оптовом рынке электроэнергии в модели 4 сохраняются те организационные структуры, которые имелись в модели 3: транспортно-сетевая компания, независимый системный оператор и рынок краткосрочных контрактов с независимым администратором рынка. В связи с резким увеличением числа покупателей деятельность этих структур естественно усложняется.

 

Оптовый

рынок

 

Розничный

рынок

 

Рис.1.4. Модель 4 - конкуренция на розничном рынке.

Модель 4 предоставляет потребителям возможность выбора продавцов. Это обеспечивает ряд преимуществ по сравнению с моделью 3:

- при отсутствии монопольных РСК у потребителей появляется возможность покупать более дешевую электроэнергию; ранее у РСК не было особых стимулов покупать самую дешевую электроэнергию, так как ее стоимость все равно переносилась на потребителей;

- усиливается реакция потребителей на цены оптового рынка (в смысле изменения спроса или электросбережения). В модели 3 она частично демпфировалась РСК;

- РСК могли неоптимально действовать в части материально-технического снабжения и других расходов, так как они также переносились на потребителей.

Очень острой в модели 4 становится проблема измерений и учета потоков электроэнергии. В розничной торговле здесь участвует масса потребителей (в пределе все). В Великобритании, например, в 1998 г. насчитывалось 22 млн. потребителей [20]. Создание такой системы учета (и последующих платежей) под силу лишь экономически развитым странам. Такие системы, как и реализация спотового рынка, потребуют больших затрат, которые должны учитываться при оценке эффективности перехода к рынку в электроэнергетике.

При переходе к модели 4 обостряется также проблема «неокупленных затрат» (stranded costs), которая возникает и при переходе к модели 3, но несколько в меньшей степени. Речь идет прежде всего о непогашенных (еще не оплаченных к моменту реструктуризации) кредитах на строительство электростанций или других финансовых обязательствах, которые брала на себя монопольная компания. В случае снижения цен электроэнергии при переходе к рынку эти затраты уже не смогут окупиться. Кроме того, при выделении из монополии нескольких независимых ЭГК возникает вопрос, как разделить общие долги бывшей единой компании между выделившимися производителями. В более широком смысле под «неокупленными затратами» понимаются также другие затраты, сделанные в бытность монополий и согласованные (утвержденные) государственным регулирующим органом, но становящиеся неэффективными в условиях рынка. Это может быть, например, угольная электростанция, ставшая неконкурентоспособной при возросших ценах на уголь.

Проблема «неокупленных затрат» решалась (и продолжает решаться) многими путями, причем различными в разных странах. В Великобритании вводился специальный 10%-ный налог на продажу электроэнергии потребителям, который позволил получать 1 млрд фунтов стерлингов ежегодно в течение 8 лет [20]. Одновременно в процессе приватизации электроэнергетики малоэффективные электростанции продавались там по стоимости, гораздо меньшей, чем их фактическая балансовая стоимость. Иными словами, государство принимало на себя часть «неокупленных затрат», но частично они относились на потребителей.

В США «неокупленные затраты» оценивались примерно в 180 млрд. долларов при колебаниях оценок в диапазоне 20-200 млрд. долларов [1]. Оценки различались, главным образом, из-за разных прогнозов снижения цен при переходе к рынку. Компенсация этих затрат осуществлялась преимущественно путем повышения в течение нескольких лет, предшествовавших переходу к рынку, цен на электроэнергию, которое было разрешено ряду монопольных компаний регулирующими органами, т. е. за счет потребителей.

В целом процесс компенсации «неокупленных затрат» является длительным и болезненным. Государство вынуждено было принимать в нем активное участие, так как эти затраты образовались в бытность монополий с разрешения регулирующих органов. Стоимость этих затрат, естественно, должна быть отнесена к «издержкам» перехода к рынку, наряду с расходами по созданию спотового рынка и др.

Следует отметить, что в России проблемы «неокупленных затрат» сейчас нет, так как в процессе приватизации электроэнергетики в 1992 г. основные фонды были безвозмездно переданы РАО «ЕЭС России» и АО-энерго. Тем самым, у них нет необходимости оплачивать какие-либо долги за ранее построенные электростанции и ЛЭП.

В модели 4 сохраняются и даже обостряются проблемы со строительством новых электростанций, появившиеся в модели 3. Здесь по-прежнему отсутствует орган, ответственный за развитие генерирующих мощностей и предотвращение дефицита на оптовом рынке электроэнергии. Кроме того, развитие генерирующих мощностей в условиях конкурентного рынка осложняется еще рядом обстоятельств.

Существующие производители электроэнергии непосредственно не заинтересованы в строительстве новых электростанций и, тем более, в появлении на оптовом рынке новых НПЭ. Для них, наоборот, выгодно создание дефицита, при котором произойдет повышение цен и они будут получать повышенные прибыли. Существующие производители могут образовать при моделях 3 и 4 олигополию, даже если их число относительно велико. Они смогут манипулировать ценами, повышая их для получения монопольной прибыли, но не настолько, чтобы строительство электростанций стало финансово эффективным для новых НПЭ, т. е. создавая экономический барьер для вхождения в рынок новых производителей.

Для новых производителей электроэнергии строительство электростанций будет оправданным лишь при достаточно высоких ценах на оптовом рынке. Эти цены должны быть выше издержек аналогичных действующих электростанций на величину составляющей, обеспечивающей возврат инвестиций. И такие повышенные цены должны поддерживаться на рынке достаточно долго, чтобы инвестиции успели окупиться. Если до перехода к конкурентному оптовому рынку (к моделям 3 и 4) «неокупленные затраты» (включая кредиты) были каким-то образом компенсированы, то у существующих производителей цены будут близки к их текущим (краткосрочным) эксплуатационным издержкам. Эти цены будут недостаточны для новых НПЭ (за исключением, может быть, электростанций с очень дешевыми и энергетически эффективными парогазовыми установками - ПГУ). Поэтому появление на рынке новых производителей электроэнергии будет затруднено.

Отмеченные обстоятельства создают реальную опасность образования дефицита на оптовом рынке в моделях 3 и 4. В §1.4 и гл. 2 эти проблемы рассмотрены более подробно.

Вставка 4. Основные модели организации рынка в электроэнергетике: Модель 1 - регулируемая монополия (отсутствие конкуренции). При этой модели возможно «переинвестирование» - избыточное развитие генерирующих мощностей. Модель 2 - единственный покупатель (закупочное агентство), когда на оптовом рынке конкурируют между собой лишь производители электроэнергии. Эта модель позволяет обеспечить оптимальное развитие генерирующих мощностей. Модель 3 - конкуренция на оптовом рынке, когда имеется несколько производителей и несколько покупателей электроэнергии; последние монопольно распределяют (перепродают) электроэнергию потребителям на закрепленной за ними территории. При этой модели, как и при модели 4, возникают проблемы с инвестированием новых электростанций. Модель 4 - конкуренция на оптовом и розничных рынках, когда свободно конкурируют друг с другом как производители, так и потребители электроэнергии. Эта модель называется в книге «свободным» рынком. Указанные модели характеризуются последовательным расширением возможностей и сфер конкуренции. Часто они представляют собой этапы перехода в электроэнергетике от регулируемой монополии к свободному рынку.

1.3. Регулируемая естественная монополия

Регулируемая электроэнергетическая монополия представляет собой особый вид компании:

- она несет ответственность за электроснабжение потребителей на своей территории;

- у нее изымается (не допускается) монопольная прибыль путем установления тарифов (регулируемых цен) на уровне средних издержек производства (включая нормальную прибыль);

- в тарифы на электроэнергию закладываются все необходимые расходы компании, включая инвестиции на развитие ЭЭС;

- регулирующие органы осуществляют контроль за тем, чтобы средства, поступающие от потребителей в виде платы за электроэнергию, не расходовались на какие-либо иные цели, кроме электроснабжения (в России сейчас такой контроль следует признать недостаточным).

Ввиду ответственности за электроснабжение (можно сказать, юридической) регулируемые монополии заинтересованы в своевременном развитии ЭЭС на своей территории. Одним из главных критериев в их деятельности является обеспечение должной надежности электроснабжения.

Частные монопольные компании, несомненно, заинтересованы также в получении максимальной прибыли и в увеличении своего капитала (основных фондов, заложенных в объектах ЭЭС - электростанциях, ЛЭП и др.). Возможности получения прибыли у них ограничены ввиду регулирования тарифов на электроэнергию, в которые включается лишь нормальная прибыль. Поэтому их основным экономическим интересом является увеличение основного капитала компании путем строительства новых объектов, в первую очередь электростанций. Этот экономический интерес подкрепляет их юридическую ответственность за электроснабжение, стимулируя максимально допустимое (со стороны регулирующих органов) развитие ЭЭС.

Отмеченная заинтересованность монопольных компаний наряду с осторожным (перестраховочным) поведением регулирующих органов явилась, в частности, причиной образования в большинстве развитых стран с рыночной экономикой избыточных резервов генерирующих мощностей (до 30-40%). Энергетические комиссии, также несущие ответственность за бесперебойное электроснабжение, предпочитали быть осторожными и допускать, скорее, избытки мощностей, чем их дефицит. Создание излишних мощностей приводило к соответствующему удорожанию электроэнергии, и это рассматривалось как недостаток регулируемой монополии (и компании, и органов регулирования).

Еще одним (и главным) недостатком регулируемой монополии, как отмечалось в §1.2, считается затратный принцип формирования тарифов, не создающий стимулов для повышения эффективности и снижения издержек производства. Регулирующим органом включаются в тарифы следующие расходы монопольной компании (укрупненно):

- заработная плата персонала;

- издержки на топливо и материалы;

- амортизация (износ) основных фондов;

- налоги;

- инвестиции в новое строительство (на развитие ЭЭС), включая кредиты и выплату процентов на них. Если инвестиции производятся из прибыли, то они увеличиваются на размер взимаемого с них налога на прибыль;

- нормальная прибыль (для частных компаний).

В условиях регулирования у монопольной компании остается лишь два основных пути увеличения прибыли выше нормальной. Во-первых, можно представить регулирующему органу завышенные статьи расходов (по сравнению с фактическими). Этот путь лишь повышает тарифы, не приводя к снижению реальных издержек производства. Во-вторых, можно стремиться увеличить период между пересмотрами тарифов, чтобы успеть реально снизить издержки и получить дополнительную прибыль. И это, пожалуй, единственная возможность повышения эффективности производства регулируемой монополии. Однако к концу этого периода, перед новым пересмотром тарифов у компании этот стимул исчезает и, наоборот, появляется стремление снова повысить свои издержки.

Указанные недостатки послужили главными аргументами за реформирование регулируемых монополий в направлении свободного конкурентного рынка (в сферах генерации и сбыта электроэнергии).

Следует остановиться на понятиях прибыли. В экономической теории [21-23] принято различать три вида прибыли: нормальная, экономическая и монопольная.

Нормальная прибыль считается непременным атрибутом функционирования рыночной экономики [21]. Она является своего рода платой за предпринимательскую

деятельность и включается в издержки производства. При отсутствии такой прибыли фирма или компания не сможет нормально функционировать и с течением времени прекратит свое существование. Этот вид прибыли, как указывалось выше, включается в тарифы на электроэнергию. Ее конкретная величина в литературе обычно не указывается. Можно полагать, что она находится в пределах 2-5% годовых на вложенный (или имеющийся) капитал.

Экономическая прибыль представляет собой дополнительную, сверх нормальной прибыль, которую фирма может получать при успешной (выше средней) деятельности в результате внедрения новшеств, достижений НТП и т. п. Именно эта прибыль является движущей силой рыночной экономики («невидимой рукой рынка»). Ее получение связано со снижением издержек производства (ниже средних по отрасли) и приводит в конечном итоге к снижению цен продуктов. Поэтому получение такой прибыли приветствуется. Регулируемая монопольная компания может получать экономическую прибыль в периоды между пересмотрами тарифов.

Определение монопольной прибыли уже давалось выше. Она появляется, если компания, пользуясь своим монопольным положением в производстве определенного (стандартизированного) продукта, поднимает цену выше предельных издержек производства. Монопольная прибыль приводит к нарушению рыночного равновесия, росту цен, снижению потребительского спроса и нерациональному использованию ресурсов. В связи с этим она считается ненормальным явлением и требует принятия антимонопольных мер, в частности государственного регулирования естественных электроэнергетических монополий (компаний). Ниже дана ее графическая интерпретация.

На рис. 1.5, построенном с использованием [21-23], изображена несколько схематизированная картина формирования цен под влиянием спроса и предложения монопольной фирмы (компании) при фиксированной ее мощности (годовой производительности). Этот рисунок соответствует второму виду рынка из рассмотренных в §1.1 и 1.2 - краткосрочному, или годовому рынку электроэнергии. На нем показаны:

- кривая краткосрочных средних издержек фирмы (КСИ);

- краткосрочные предельные (приростные) издержки фирмы (КПИ); их зависимость от годового объема производства Q принята для простоты линейной; линия КПИ пересекает кривую КСИ в точке минимума последней А (пока предельные издержки меньше средних, последние уменьшаются, а затем начинают увеличиваться);

- кривая предложения фирмы (КП), которая совпадает с линией КПИ на участке AG, а при достижении максимальной годовой производительности Qm переходит в вертикальный участок (предложение фирмы становится абсолютно неэластичным);

- функции спроса потребителей С1, С2 и С3, принятые линейными.

 

Рис. 1.5 построен в условном предположении, что монопольная фирма не использует свою «монопольную власть» и не снижает производство для повышения цены и получения монопольной прибыли. Такая более сложная ситуация рассмотрена в гл. 4. Здесь же предполагается, что при повышении спроса фирма увеличивает годовое производство вплоть до максимальной своей производительности.

При спросе С1 рыночное равновесие наступает в точке А при годовом объеме производства Qо (в нашем случае в киловатт-часах) и цене продукции Цa (в рублях на киловатт-час). Такое равновесие можно считать «идеальным», так как в точке равновесия средние издержки фирмы и цена на продукцию минимальны. Фирма при этом получает нормальную прибыль, которая, как уже говорилось, закладывается в издержки производства.

При повышении спроса до уровня С2 (перемещении функции спроса вправо) рыночному равновесию будет соответствовать точка В на пересечении линий спроса С2 и предложения КП º КПИ. В этой точке фирма будет получать повышенную (сверх нормальной) прибыль, так как здесь линия КПИ проходит выше кривой КСИ. Эта прибыль не может считаться экономической, которая образуется у некоторых фирм при конкуренции нескольких (многих) фирм. Здесь же (в монополии) нет конкуренции. В то же время эта прибыль не считается еще монопольной (по даваемому в теории определению). Назовем ее просто «повышенной». Точка В соответствует рыночному равновесию при нерегулируемой цене продукции.

Если монополия регулируется, то цена на продукцию будет устанавливаться на уровне средних издержек. Равновесие перейдет при этом в точку Е, где цена будет ниже, а спрос возрастет. Это, несомненно, выгодно потребителям, и о таком регулировании принято говорить, как о передаче эффекта потребителям. Монопольная фирма будет получать при этом опять только нормальную прибыль.

Представим теперь, что спрос возрос до уровня С3. Равновесие спроса и предложения (при отсутствии регулирования) окажется в точке F на вертикальном участке кривой предложения КП. Цена поднимется до значения Цf, спрос будет удовлетворяться в объеме Qm . Создавшаяся ситуация характеризуется:

- получением фирмой монопольной прибыли (превышением цены над предельными издержками фирмы); на единицу продукции она равна отрезку GF, а полный ее объем соответствует площади прямоугольника Цf FGЦg;

- явным дефицитом на рынке, т. е. недостаточной производственной мощностью фирмы; при регулировании цен - снижении их до уровня предельных (точка G) или средних издержек (точка H) - останется непокрытой часть платежеспособного спроса (расстояние до линии С3 правее точек G и H). Для ликвидации дефицита необходимо расширять производство - увеличивать максимальную годовую производительность фирмы Qm .

Остановимся дополнительно на понятии дефицита электроэнергии, которое в условиях рынка будет отличаться от обычно применяемого. Иногда говорят, что при рынке не бывает дефицита - просто повысятся цены, что приведет к снижению спроса и новому равновесию. Фактически же для нормального (эффективного) функционирования любого рынка необходим некоторый избыток производственных мощностей. Только при этом условии равновесные цены будут формироваться на уровне предельных издержек производителей. В электроэнергетике из-за территориальной ограниченности рынка и длительных сроков строительства новых электростанций спрос, как показано на рис. 1.5, может выходить на вертикальный (неэластичный) участок кривой предложения производителей. Это свидетельствует о недостатке производственных мощностей и превышении спроса над предложением. В этих условиях под дефицитом электроэнергии следует понимать ситуацию на оптовом рынке, когда спрос настолько превышает предложение, что цена на электроэнергию поднимается выше предельных издержек производителей с образованием у них монопольной прибыли (см. вставку 5). В таком понимании (за исключением оговоренных случаев) термин «дефицит» будет применяться ниже.

Вставка 5. Определение понятия дефицита на рынке электроэнергии. Дефицит наступает при недостаточности генерирующих мощностей, когда спрос потребителей удовлетворяется неполностью - лишь в размере максимально возможного производства электроэнергии. Равновесие спроса и предложения устанавливается при этом на вертикальном (неэластичном) участке кривой предложения производителей, соответствующем максимальному годовому производству электроэнергии. Равновесная цена электроэнергии будет превышать предельные издержки производителей с образованием у них монопольной прибыли. Понятия дефицита и монопольной прибыли тесно взаимосвязаны. Монопольная прибыль равна разнице между равновесной ценой электроэнергии и предельными издержками ее производства. Превышение же равновесной цены над предельными издержками происходит при дефиците электроэнергии (мощности). Ввиду изменения нагрузки потребителей в течение года и суток дефицит образуется в первую очередь в периоды максимальных нагрузок.

Вернемся к рассмотрению регулируемых электроэнергетических монополий. Как уже отмечалось, важной их особенностью является формирование тарифов по средним издержкам компании. Для электроэнергетики, характеризующейся разнообразием видов электростанций, это имеет особое значение. Издержки отдельных видов электростанций могут сильно отличаться друг от друга. Формирование средних тарифов означает, что повышенные издержки менее эффективных электростанций (например, КЭС на угле) компенсируются низкими издержками более эффективных электростанций (например, ГЭС). Между тем в других моделях рынка (третьей и четвертой) на оптовом рынке электроэнергии будут устанавливаться маргинальные цены, соответствующие издержкам наименее эффективных электростанций, участие которых требуется в балансе мощностей ЭЭС.