Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 5 )

Еще одной важной особенностью регулируемой монополии является то, что инвестиции на развитие ЭЭС распределяются на весь объем электропотребления системы. Затраты на строительство новых электростанций и ЛЭП, признанные регулирующим органом необходимыми, включаются в инвестиционную составляющую тарифов. Величина этой составляющей определяется делением годовых затрат на развитие ЭЭС на годовое электропотребление в системе (годовой объем продаж электроэнергии монопольной компанией). Несколько упрощенно (пренебрегая потерями в сетях и расходом электроэнергии на собственные нужды компании) можно сказать, что инвестиции распределяются на выработку всех электростанций ЭЭС.

При регулируемой монополии возможны две основные формы финансирования развития ЭЭС (отвлекаясь от смешанных форм):

1) финансирование за счет кредитов*, которые берутся, как правило, в банках для строительства новых электростанций и ЛЭП, а затем возвращаются с процентом s в течение определенного срока TR; эта форма практикуется в большинстве стран Запада;

2) самофинансирование, когда инвестиции закладываются в тарифы непосредственно в период строительства объектов, чтобы обойтись без кредитов; такая форма может применяться сейчас в России (и в других странах тоже).

При обеих формах в тарифах на электроэнергию, устанавливаемых регулирующим органом, будет содержаться инвестиционная составляющая, т. е. строительство новых объектов оплачивается потребителями, покупающими электроэнергию. Однако величина инвестиционной составляющей (и самих тарифов), а также ее распределение во времени для разных форм будут различными.

При финансировании за счет кредитов само строительство объектов обходится для потребителей «бесплатно», но затем в течение срока TR они будут оплачивать его, притом с процентом s на вложенный капитал. Выплаты (и тарифы) будут, естественно, тем больше, чем выше процент s. При самофинансировании потребители оплачивают инвестиции непосредственно во время строительства, но зато потом никаких выплат не производится и никакие проценты не начисляются.

Если электроэнергетическая система непрерывно развивается, т. е. строятся все новые и новые объекты, то при первой форме финансирования будут нарастать выплаты по кредитам, а при второй возрастает сама непосредственная оплата строительства. В гл. 2 эти процессы проанализированы подробно в части развития генерирующих мощностей ЭЭС и получены формулы для инвестиционной составляющей тарифа. Оказалось, что целесообразность той или иной формы финансирования зависит от темпа l развития ЭЭС, т. е. от интенсивности строительства и общего объема производства электроэнергии. Выявлено, в частности, что если темп развития превышает процент на заемный капитал (l > s), то для потребителей выгодно кредитование, а при l < s - наоборот, самофинансирование.

Как отмечалось, при регулируемой монополии практически отсутствует инвестиционный риск, так как кредиты (с процентами) «гарантированно» включаются в тарифы на электроэнергию и оплачиваются потребителями. В связи с этим регулируемая компания может брать кредиты под минимальный процент (s = 0,03¸0,08) и на продолжительный срок TR.

Заканчивая анализ регулируемой монополии, следует остановиться на двух моментах, имеющих экономико-юридически-этический характер. Первый из них состоит в том, что потребители, оплачивая инвестиционную составляющую тарифов, увеличивают основной капитал частных монопольных компаний. Иными словами, владельцы (акционеры) таких компаний присваивают себе средства, собираемые с потребителей электроэнергии, причем потребители ничего не получают взамен. Имеются различные точки зрения на эту проблему.

По одной из них такая ситуация признается нормальной (обычной) для рыночной экономики. В конечном итоге развитие всех отраслей происходит за счет накопления капитала, образующегося от продажи соответствующих товаров, т. е. развитие всегда оплачивается покупателями. В ценах всех продуктов заложена определенная инвестиционная составляющая. Просто в тарифах на электроэнергию, назначаемых в регулируемой монополии, этот механизм ценообразования четко прослеживается, в то время как в других отраслях он скрыт в общем процессе формирования цен под влиянием спроса и предложения.

Сторонники другой точки зрения считают, что присвоение частными компаниями средств на развитие ЭЭС, собираемых с потребителей, является несправедливым. Предлагаются различные пути устранения этой несправедливости. Одно из предложений основано на явном недоразумении - предлагается запретить самофинансирование и развивать ЭЭС за счет кредитов. При самофинансировании рассматриваемая несправедливость видна особенно четко - инвестиции собираются с потребителей непосредственно в период строительства. Поэтому кредиты кажутся каким-то внешним источником финансирования. Однако, как было рассмотрено выше, выплаты кредитов (с процентами) также включаются в тарифы и образуют их инвестиционную составляющую, оплачиваемую потребителями. Таким образом, увеличение капитала частной монопольной компании в процессе развития ЭЭС имеет место при обеих формах финансирования.

Еще одно предложение, представляющееся наиболее логичным, состоит в том, чтобы стоимость объектов, построенных за счет инвестиционной составляющей тарифов, увеличивала долю государства в акционерном капитале частных монопольных компаний. Инвестиционную составляющую, собираемую со всех потребителей ЭЭС, можно рассматривать как своего рода налог на электроэнергию. Вполне логично, что он не поступает в частные руки, а становится собственностью государства.

Второй экономико-юридически-этический момент связан с вопросом, должны ли существующие потребители, уже снабжаемые от ЭЭС, оплачивать затраты на развитие ЭЭС, необходимое для новых потребителей. Такое положение также кажется несправедливым, и по нему тоже имеются разные точки зрения. Сторонники такой оплаты считают, что взимание ее за развитие генерирующих мощностей (и сетей) ЭЭС затруднит развитие других отраслей. Это особенно неблагоприятно для России в современных условиях при выходе экономики из кризиса.

Другая точка зрения сводится к тому, что новые частные потребители электроэнергии не должны получать дополнительные прибыли за счет существующих потребителей. Поэтому они должны оплачивать затраты на необходимое для них развитие ЭЭС (особенно электростанций). Это уменьшит инвестиционную составляющую тарифов. В то же время приросты мощностей, связанные с развитием государственных организаций и предприятий, коммунально-бытовой сферы и сферы обслуживания, могут оплачиваться из инвестиционной составляющей тарифов. При этом логично, чтобы новые частные потребители при оплате ими затрат на развитие ЭЭС получали на соответствующую сумму акции монопольной компании.

Вставка 6. Характерные черты регулируемой естественной монополии: 1. Отсутствие монопольной прибыли. 2. Формирование тарифа на уровне средних издержек компании. 3. Распределение инвестиций на всех потребителей компании. 4. Заинтересованность компании в строительстве новых электростанций. 5. Низкий риск инвестиций, позволяющий брать кредиты под невысокий процент и с длительными сроками возврата. 6. Слабая заинтересованность в снижении издержек и повышении эффективности производства электроэнергии.

1.4. Свободный конкурентный рынок

Рассмотрим особенности и влияние конкуренции на оптовом рынке электроэнергии (применительно к моделям 3 и 4) на развитие генерирующих мощностей ЭЭС. Электрические сети остаются при этом монопольной регулируемой сферой, и вопросы их развития (включая финансирование) будут решаться в основном так же, как при регулируемой вертикально-интегрированной монополии. Анализ будет производиться для тех концепций конкурентного рынка, которые описаны в §1.2. Возможные пути преодоления трудностей в развитии генерирующих мощностей, возникающих при этих концепциях, рассмотрены применительно к условиям России в гл. 5 и 6.

Электрогенерирующие компании, выделившиеся из монополии и ставшие независимыми (нерегулируемыми), имеют существенно отличные от монополии критерии, стимулы и возможности:

- главным интересом и критерием у них становится получение максимальной прибыли; на такое изменение критериев производителей при переходе от регулируемой монополии к свободному рынку указывалось еще в конце 1990-х годов [24];

- они могут получать монопольную прибыль, если для этого создаются или можно создать условия;

- ЭГК могут вкладывать свободный капитал не только в строительство новых электростанций, но и в любые другие отрасли экономики (электроэнергетика начинает конкурировать с другими отраслями по эффективности вложений капитала);

- они не имеют непосредственной (юридической) заинтересованности в строительстве новых электростанций; наоборот, им более выгодно создание дефицита электроэнергии, при котором цены будут расти, а они смогут получать повышенные прибыли без всякой затраты средств;

- ЭГК будут строить новые электростанции лишь тогда, когда это станет финансово эффективным, т. е. когда будет обеспечен возврат вкладываемого капитала в желаемый срок TR и с желаемым процентом s. Как показано ниже, для этого требуются достаточно высокие цены на оптовом рынке электроэнергии.

Следовательно, в условиях свободного рынка электрогенерирующие компании не несут ответственности за надежное (бездефицитное, бесперебойное) электроснабжение потребителей. И вообще, по теоретическим концепциям рынка в электроэнергетике [19, 20], в моделях 3 и 4 отсутствует орган, ответственный за это (что уже отмечалось в §1.2). Независимые ЭГК могут иметь лишь экономическую (финансовую) заинтересованность в строительстве новых электростанций. Если цены на оптовом рынке низки, то этим компаниям выгодно образование дефицита электроэнергии.

Наиболее важным фактором с точки зрения развития генерирующих мощностей в условиях свободного рынка является то, что новые электростанции должны строиться частными инвесторами*. Это могут быть как сами ЭГК, так и новые производители электроэнергии. Данный факт вносит несколько существенных особенностей в условия инвестирования новых электростанций (по сравнению с регулируемой монополией):

1) инвестиционный риск полностью ложится на инвестора;

2) финансовая эффективность каждого проекта новой электростанции будет оцениваться индивидуально;

3) инвестиции в какую-либо электростанцию должны окупаться за счет производства электроэнергии только одной этой станции;

4) издержки действующих электростанций (и цены на оптовом рынке) будут меньше цен, которые могут предложить аналогичные новые электростанции.

В условиях рынка риск от ошибочных решений, приводящих к низкой окупаемости или даже потере инвестиций, уже не перекладывается на потребителей, как это было при регулируемой монополии. Инвестор должен сам принимать решение и воспринимать его последствия. Как отмечалось в §1.2, окупаемость инвестиций в первую очередь зависит от будущих цен электроэнергии. С учетом сроков проектирования и строительства электростанции, а также срока, необходимого для окупаемости инвестиций, инвестору требуются прогнозы цен на оптовом рынке на предстоящие лет. Таким прогнозам, естественно, будет свойственна большая неопределенность, а это повышает риск инвестора и процент на капитал s, при котором он решится строить новую электростанцию. По встречающимся оценкам [25, 26], такое повышение составляет 7-9 % (s = 0,07-0,09). С учетом этого можно ожидать, что при свободном рынке s повысится до 0,12-0,20.

Индивидуальность оценки финансовой эффективности строительства электростанции для новых производителей электроэнергии (НПЭ) очевидна - будущий владелец новой электростанции должен убедиться в эффективности данного конкретного вложения капитала. Заметим, что в сокращении «НПЭ» изменился смысл первой буквы. Для условий регулируемой монополии такой производитель был независимым от монопольной компании. В условиях свободного рынка все производители электроэнергии, включая существующие ЭГК, являются независимыми. Поэтому для этого вида рынка под НПЭ будут пониматься новые производители электроэнергии.

Применительно к существующим ЭГК неизбежность индивидуальной оценки эффективности строительства ими каждой новой электростанции менее очевидна. Очень часто встречаются представления, что независимые в условиях рынка ЭГК будут строить (или окупать) новые электростанции за счет средств, получаемых от продажи электроэнергии всех принадлежащих им действующих электростанций, аналогично тому, как это делали регулируемые монопольные компании. Однако это не так, если глубже проанализировать интересы и возможности независимых ЭГК.

Предположим сначала, что какая-то существующая ЭГК начнет закладывать в цены на электроэнергию, предлагаемые ею на оптовый рынок, инвестиционную составляющую в новую электростанцию. Тогда при прочих равных условиях (при одинаковых составах электростанций) она будет проигрывать другим ЭГК, которые этого не делают. Эта компания потеряет рынок и вообще не сможет нормально функционировать, учитывая тем более, что инвестиционную составляющую нужно закладывать в течение нескольких лет строительства новой электростанции. Поэтому такой способ нового строительства для существующих ЭГК практически исключается.

Следовательно, существующие ЭГК смогут строить новые электростанции, лишь предварительно накопив капитал. В принципе накопление возможно за счет:

- амортизационных отчислений;

- «излишка производителя»;

- монопольной прибыли, если на оптовом рынке образовался дефицит электроэнергии (вернее, мощности);

- непрофильной деятельности (не связанной с производством электроэнергии).

Представим теперь, что существующая ЭГК накопила капитал и решает, как его использовать. Здесь нужно будет учитывать следующие обстоятельства:

- у ЭГК, как и у любых частных компаний, будет стремление наиболее выгодно вложить свободный капитал;

- для нее безразлично, в какие проекты вкладывать капитал, и она, конечно, не будет строить новую электростанцию, если имеются более выгодные варианты вложений; это является следствием отмечавшейся выше возможности для независимых ЭГК вкладывать капитал в любые отрасли экономики;

- ЭГК будет единообразно оценивать и затем сопоставлять финансовую эффективность новой электростанции и альтернативных проектов: будут составляться бизнес-планы, рассчитываться финансовые потоки и профили, определяться сроки возврата инвестиций, чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности (или возврата) и т. п.

Следовательно, существующие ЭГК будут оценивать финансовую эффективность для них новой электростанции, лишь как один из вариантов вложения образовавшегося свободного капитала. Естественно, что этот вариант будет оцениваться индивидуально для конкретного проекта новой электростанции (в сопоставлении с альтернативными проектами). И такая оценка аналогична по существу оценке, которую должен делать НПЭ.

Для оценки финансовой эффективности инвестиционных проектов приходится выполнять достаточно сложные расчеты [27]. Должны учитываться инвестиции, операционные (эксплуатационные) расходы, доходы от продажи продукции, амортизация, налоги, инфляция и др. Как правило, расчеты производятся для длительного периода, охватывающего сроки строительства и службы объекта, причем доходы и расходы инвестора дисконтируются и приводятся к определенному моменту времени (например, к году начала реализации проекта). По результатам расчетов определяют показатели эффекта и доходности проекта (их несколько), на основе которых инвестор принимает положительное или отрицательное решение о вложении капитала в рассматриваемый проект.

Основными величинами, от которых зависит эффективность проекта, являются объем инвестиций, ежегодные эксплуатационные расходы и ежегодная выручка от продажи продукции, вырабатываемой построенным объектом. Эта выручка должна компенсировать эксплуатационные расходы и окупит в течение какого-то срока вложенные инвестиции. Для проекта новой электростанции (как одной из альтернатив вложения свободного капитала ЭГК) выручка будет определяться количеством электроэнергии, которое эта электростанция производит, и ценой, по которой электроэнергия продается. Следовательно, инвестиции должны окупаться продажей электроэнергии только одной этой электростанции (в течение срока возврата TR).

Это сильно увеличивает инвестиционную составляющую цены на электроэнергию по сравнению с инвестиционной составляющей тарифов в регулируемой монополии, когда инвестиции распределяются на выработку всех электростанций ЭЭС. Для условий России такое повышение цен при переходе от самофинансируемой монополии к частным инвестициям в условиях свободного рынка составит 2-3 цент/кВт×ч [28-31]. В гл. 2 механизмы формирования тарифов и цен на электроэнергию при регулируемой монополии и свободном рынке рассмотрены более подробно.

Указанные три особенности инвестирования новых электростанций приводят к тому, что в условиях свободного рынка издержки действующих электростанций, определяющие цены на оптовом рынке, будут заведомо ниже цен, необходимых для привлечения инвестиций в аналогичные новые электростанции. Это будет как при переходе от регулируемой монополии к свободному рынку, так и в последующий период, когда такой рынок будет функционировать уже достаточно долго.

При переходе к рынку в нем будут участвовать только уже имеющиеся электростанции, построенные при монополии. В странах Запада электростанции строились за счет кредитов, которые, как указывалось в §1.3, могли браться под небольшой процент s2 = 0,03-0,08 (индекс «2» будет в дальнейшем обозначать монополию с кредитованием). К моменту перехода к рынку эти кредиты могли:

а) быть уже возвращены или компенсированы при проведении компании по устранению «неокупленных затрат», о которой говорилось в §1.2;

б) остаться невыплаченными.

В первом случае в издержках действующей электростанции будет вообще отсутствовать составляющая по возврату кредитов, во втором - она остается, но возврат будет происходить при низком проценте s2 . Этот процент заведомо ниже процента на капитал (s3 = 0,12-0,20) в условиях свободного рынка:

s2 < s3. (1.1)

Неравенство (1.1) означает, что у действующей электростанции, построенной до реформирования электроэнергетики, составляющая издержек, связанная с возвратом кредитов, будет меньше составляющей по возврату частных инвестиций у аналогичной новой электростанции. При равенстве остальных эксплуатационных издержек из этого следует, что цены электроэнергии, вырабатываемой действующими электростанциями, будут ниже цен, которые могут предложить новые электростанции. В случае, если кредиты на действующих электростанциях уже возвращены или компенсированы, эта разница будет еще больше.

Теперь представим себе, что свободный рынок функционирует уже давно и действующие на нем электростанции были построены частными инвесторами. Это могло произойти, если уровень цен на оптовом рынке сформировался достаточно высоким для привлечения частных инвестиций. В таком случае становится важным одно из свойств ЭЭС, отмечавшихся в §1.1, - длительные сроки службы электростанций TL. Как правило, они составляют 30 лет и более. Такие сроки явно превышают разумные сроки возврата инвестиций TR, на которые будет ориентироваться частный инвестор в условиях свободного рынка (10-15 лет и даже менее):

TR < TL. (1.2)

Из этого следует, что электростанция значительную часть своего срока службы (после возврата инвестиций) будет работать, неся лишь чистые эксплуатационные издержки. Если цены на оптовом рынке продолжают оставаться такими же высокими, как и в период возврата инвестиций, то на этих электростанциях будет образовываться повышенная прибыль, которую можно назвать монопольной, так как она образуется за счет превышения цен над предельными издержками.

Таким образом, даже в странах Запада, где электростанции в бытность монополий строились за счет кредитов, издержки производства действующих электростанций и соответственно цены на электроэнергию на оптовом рынке будут ниже цен, которые могут предложить новые электростанции. Иными словами, при переходе к свободному рынку появляется противоречие между ценами действующих электростанций (на оптовом рынке) и ценами, необходимыми для привлечения инвестиций в новые электростанции.

Издержки действующих электростанций могут снижаться под влиянием конкуренции. В то же время цены новых электростанций такого же типа должны превышать эксплуатационные издержки на величину инвестиционной составляющей, требующейся для возврата (окупаемости) инвестиций.

Если на оптовом рынке устанавливаются цены на уровне издержек действующих электростанций, то будет создан экономический (ценовой) барьер для строительства новых электростанций (в том числе для вхождения в рынок НПЭ). По мере роста электропотребления или вывода из эксплуатации изношенных электростанций это должно привести к дефициту электроэнергии и вызванному им повышению цен. Если же цены повысятся до уровня, необходимого для инвестиций, то на действующих электростанциях будет образовываться монопольная прибыль, что нанесет неоправданный ущерб потребителям.

Указанное противоречие в современных условиях России проявит себя особенно остро. Вследствие уже отмечавшейся безвозмездной приватизации электроэнергетики РАО «ЕЭС России» и АО-энерго не нужно выплачивать долги (кредиты) за сделанные ранее капиталовложения. В издержках действующих сейчас электростанций отсутствует такая «капитальная» составляющая, что является одной из главных причин очень низких (по сравнению с Западом) цен (тарифов) на электроэнергию. У новых электростанций, сооружаемых в условиях рынка за счет частных инвестиций, такая составляющая (весьма значительная) появится. Поэтому после окончания переходного периода реформирования электроэнергетики (после 2005 г.) в России возникнет дилемма:

- либо при низких ценах действующих электростанций (2-3 цент/кВт×ч на оптовом рынке к концу переходного периода) новые электростанции строиться не будут, что приведет к дефициту электроэнергии;

- либо цены нужно будет поднять еще на 2-3 цент/кВт×ч с соответствующими последствиями для экономики и населения и с неоправданными сверхприбылями на действующих электростанциях.

Рассмотренное противоречие между ценами действующих и новых электростанций и возникающая в связи с этим дилемма свидетельствуют о несовершенстве рынка в электроэнергетике. Как уже отмечалось, при разделении вертикально-интегрированных монополий на сферы генерации, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии и организации конкуренции между независимыми ЭГК (и НПЭ) на оптовом рынке фактически не устраняется доминирование производителей электроэнергии над потребителями. Выделившиеся из монополии ЭГК могут образовать олигополию. Несмотря на конкуренцию между собой, производители электроэнергии имеют общие интересы по отношению к потребителям. Они заинтересованы в повышении цен для увеличения своей прибыли. И у них имеется для этого возможность - не строить новые электростанции для создания дефицита электроэнергии и роста цен. Рассмотрим это подробнее.

Потребители электроэнергии, ввиду отмеченных свойств ЭЭС, подключены к электрическим сетям и не могут получать электроэнергию откуда-то еще (за исключением редких случаев, когда крупным потребителям выгодно построить собственные энергоисточники). Тем самым, они полностью зависят от ситуации, складывающейся в ЭЭС. Возможности снижения электропотребления при повышении цен, как правило, очень ограниченны (требуют значительных дополнительных затрат). Поэтому повышение цен всегда приводит к ущербам у потребителей.

Производители электроэнергии в условиях конкурентного рынка, с одной стороны, имеют главный интерес (критерий) - получение максимальной прибыли, что возможно при создании дефицита и повышении цен выше издержек производства. С другой стороны, к отказу от строительства новых электростанций их принуждает экономический (ценовой, финансовый) барьер. И этот барьер (при ценах на оптовом рынке, соответствующих издержкам действующих электростанций) появится как для существующих ЭГК, так и для новых производителей электроэнергии. Эти обстоятельства определяют мотивацию и поведение олигополистов.

Как известно, олигополии очень опасны, если их участники достигают сговора. Тайные соглашения в олигополиях жестоко преследуются законодательствами США и других стран. В данном же случае целесообразность действий олигополистов совершенно естественна и очевидна. Поэтому, даже не сговариваясь, они не будут строить новые электростанции до появления дефицита и повышения цен до «инвестиционного» уровня.

Здесь следует остановиться еще на одном потенциально возможном варианте действий олигополистов, отмечавшемся ранее, - замедленное развитие генерирующих мощностей, при котором создаются и поддерживаются дефицит и высокие цены на оптовом рынке электроэнергии. Монопольная прибыль, которую будут получать при этом существующие ЭГК, может частично использоваться для финансирования строительства новых электростанций, притом в таких объемах, чтобы, с одной стороны, сохранялись дефицит и высокие цены, но, с другой стороны, цены не поднимались до «инвестиционного уровня». Тем самым будет обеспечиваться получение монопольной прибыли и предотвращаться появление на рынке новых производителей электроэнергии. Для реализации таких «олигополистических» действий необходимы определенные условия:

- появление дефицита, рост цен выше предельных издержек ЭГК и поддержание их в течение длительного времени, достаточного для накопления капитала и (или) окупаемости инвестиций в новые электростанции;

- координация действий между существующими ЭГК с тем, чтобы строительство электростанций каждой из них не приводило в итоге (суммарно) ни к ликвидации дефицита, ни к чрезмерному его ужесточению;

- разработка специальной методики обоснования эффективности (для ЭГК) строительства новой электростанции с частичным использованием монопольной прибыли, а также подхода к прогнозированию и планированию «замедленного» развития ЭЭС. Последний будет гораздо сложнее существующих подходов к «бездефицитному» развитию ЭЭС, так как потребует долгосрочного прогнозирования равновесных рыночных цен, формирующихся под воздействием спроса и искомого «замедленного» предложения.

Первые два условия (дефицит электроэнергии и сговор олигополистов) следует считать недопустимыми для общества и государства. Поэтому должны быть приняты меры к их предотвращению, как и в случае полного отказа ЭГК от строительства новых электростанций. Третье условие естественно отпадет при отсутствии первых двух. В связи с этим данный вариант действий олигополистов будет в дальнейшем иметься в виду, но подробно в книге не анализируется.

Несовершенство рынка в электроэнергетике проявляется также в том, что он неспособен, как отмечалось в §1.1 и 1.2, подавать сигналы, обеспечивающие своевременное и оптимальное развитие ЭЭС. Ни текущий (спотовый) рынок, ни рынок двусторонних контрактов, заключаемых на срок 1-3 года, не могут это обеспечить. Необходим долгосрочный рынок, основанный на очень длительных контрактах (на 10-20 лет), предусматривающих оплату инвестиций в новые электростанции. Однако вопросы организации такого долгосрочного рынка в электроэнергетике еще совершенно не прорабатывались. Неясна сама возможность его создания. Главное - неизвестно, с кем новые производители электроэнергии могли бы заключать такие контракты. По-видимому, заказчиком в них (со стороны потребителей) может выступать только государство.

Ввиду несовершенства электроэнергетического рынка и большой вероятности (или даже неизбежности) образования дефицита необходимо сохранение в той или иной форме государственного регулирования этого рынка. С учетом того, что дефицит на рынке электроэнергии нельзя быстро устранить, главная цель такого регулирования должна состоять в том, чтобы не допускать дефицита путем своевременного развития ЭЭС, т. е. обеспечения заблаговременного прогнозирования, планирования и финансирования этого развития.

Применительно к условиям России необходимо создание Государственной системы обеспечения развития ЕЭС, о которой говорится в ст. 21 Закона об электроэнергетике [32]. Такая система должна предотвратить образование дефицита на оптовом рынке электроэнергии в случае отсутствия частных инвестиций, обеспечить своевременное (и оптимальное) развитие генерирующих мощностей и не допустить необоснованного повышения цен на электроэнергию. Уровень цен должен обеспечивать нормальные функционирование, развитие и рентабельность электроэнергетики. Он не должен повышаться настолько, чтобы электрогенерирующие компании получали сверхприбыли в ущерб потребителям электроэнергии.

Отметим в связи с этим еще одну особенность свободного конкурентного рынка, на которую указывалось в §1.1, - формирование на оптовом рынке маргинальных цен электроэнергии с получением повышенной прибыли («излишка производителя») на наиболее эффективных электростанциях. Маргинальные цены выше тарифов в регулируемой монополии, которые устанавливаются по средним издержкам монопольной компании, и начнут формироваться сразу же после прекращения регулирования цен на оптовом рынке. Это вызовет скачкообразное повышение цен на электроэнергию и дополнительные затраты у потребителей на ее покупку, причем эти затраты пойдут фактически на оплату «излишка производителя».

Такое положение никак не способствует повышению эффективности производства и снижает эффект от введения конкурентного рынка для потребителей электроэнергии. В связи с этим естественна постановка вопроса об изъятии «излишка потребителя» и использовании его на цели развития ЭЭС. Решение этого вопроса может также входить в функции Государственной системы обеспечения развития ЕЭС России. В гл. 5 и 6 это рассмотрено подробнее.

Вставка 7. Характерные черты свободного рынка: 1. Возможность получения производителями монопольной прибыли. 2. Возможность вложений капитала ЭГК в другие отрасли экономики. 3. Отсутствие непосредственной (юридической) заинтересованности ЭГК в строительстве новых электростанций. 4. Высокий инвестиционный риск, который полностью ложится на инвестора; в связи с этим инвестор будет стремиться вернуть инвестиции в электростанцию с высоким процентом на капитал. 5. Отнесение инвестиций в новую электростанцию на выработку только одной этой станции. 6. Превышение издержек новых электростанций (включающих возврат инвестиций), над издержками аналогичных действующих электростанций, что создает экономический (ценовой) барьер для вхождения в рынок новых производителей электроэнергии. 7. Дилемма цен электроэнергии в условиях России: - либо при низких ценах, соответствующих издержкам действующих электростанций, новые электростанции строиться не будут, - либо цены нужно поднять на 2-3 цент/кВт×ч с образованием сверх прибылей на действующих электростанциях и отрицательными последствиями для потребителей. 8. Формирование на оптовом рынке электроэнергии маргинальных цен с получением повышенной прибыли («излишка производителя») на наиболее эффективных электростанциях и дополнительными расходами потребителей на оплату этого «излишка». 9. Несовершенство рынка (возможности образования олигополии, создания ценового барьера и др.) и необходимость в связи с этим государственного регулирования для обеспечения бездефицитного развития ЭЭС.

ГЛАВА 2. МЕХАНИЗМЫ И МОДЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ

ЦЕН НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ

В данной главе рассмотрено влияние развития генерирующих мощностей ЭЭС на цены на электроэнергию (или тарифы). Необходимость строительства новых электростанций при росте электропотребления, естественно, повышает цены на электроэнергию по сравнению с «чистыми» издержками ее производства. Появляется дополнительная инвестиционная составляющая цен или тарифов. При постоянном или уменьшающемся электропотреблении (имеются в виду годовые максимумы нагрузки потребителей) эта составляющая будет равна нулю. Возмещение генерирующих мощностей, выбывающих по мере истечения срока их службы, может осуществляться за счет амортизационных отчислений.

Развитие электрических сетей ЭЭС также требует повышения цен на электроэнергию, однако, как уже неоднократно отмечалось, это повышение, ввиду сохранения регулирования электросетевых компаний, будет примерно одинаковым в условиях регулируемой монополии и свободного рынка. Поэтому электрические сети не рассматриваются.

2.1. Финансирование строительства электростанций

и инвестиционная составляющая цен (тарифов)

Анализ механизмов финансирования развития ЭЭС и формирования цен на электроэнергию будет проводиться для трех основных способов (форм) финансирования:

1. Самофинансирование развития генерирующих мощностей при регулируемой монополии.

2. Строительство электростанций за счет кредитов также в условиях регулируемой монополии.

3. Строительство электростанций частными инвесторами в условиях свободного рынка.

Как указывалось в §1.3, при самофинансировании инвестиции закладываются в тарифы с необходимым упреждением и потребители электроэнергии оплачивают эти инвестиции непосредственно в период строительства электростанций. После ввода электростанции в эксплуатацию потребители уже не несут никаких расходов, связанных с ее строительством.

При использовании кредитов картина получается в некотором смысле противоположной - у потребителей электроэнергии отсутствуют инвестиционные выплаты в период строительства электростанции, но затем в течение срока возврата TR они будут возмещать их с определенным процентом s. Выплата кредита оказывается растянутой во времени, однако общий размер выплат увеличивается в связи с начислением процента s. Мы здесь отвлечемся от конкретных форм получения кредитов, понимая под ними все виды заемных средств для финансирования развития генерирующих мощностей. Для простоты и большей четкости будем везде ниже предполагать, что кредиты берутся в банке на определенный срок TR и под определенный процент s.

В условиях регулируемой монополии, как отмечалось в §1.3, при обоих способах финансирования затраты на строительство новых электростанций закладываются в тарифы на электроэнергию в виде инвестиционной составляющей и оплачиваются потребителями. При этом инвестиции раскладываются на всех потребителей монопольной компании (соответствующей ЭЭС). В дальнейшем такие тарифы будут рассматриваться для уровня оптового рынка, т. е. без учета затрат на транспорт и распределение электроэнергии. Это обеспечит их сопоставимость с ценами, по которым продают свою электроэнергию электростанции в условиях свободного рынка.