Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 6 )

Особенности инвестирования электростанций в условиях свободного рынка уже рассмотрены в §1.4. Главные из них - высокий инвестиционный риск и окупаемость инвестиций за счет выработки электроэнергии только одной электростанцией, в которую они вкладываются. Высокий риск приводит к повышению процента на капитал (по сравнению с кредитами при регулируемой монополии), при котором частный инвестор решится строить электростанцию. Отнесение инвестиций на выработку только одной электростанции (за период TR ), естественно, увеличивает инвестиционную составляющую в ценах на электроэнергию.

Термин «частный инвестор» будет обобщенно применяться ко всем потенциальным инвесторам в новую электростанцию в условиях конкурентного рынка в противовес регулируемым государством (зависящим от него) монопольным компаниям. Частным инвестором могут быть существующие электрогенерирующие компании (ЭГК), выделившиеся при реструктуризации из вертикально-интегрированных компаний, или новые производители электроэнергии (НПЭ), строящие, как привило, сначала только одну электростанцию. Инвесторами для НПЭ могут быть неэнергетические и иностранные компании. Иногда ЭГК и НПЭ могут находиться в государственной собственности (как, например, в Норвегии), но обладать необходимой хозяйственной самостоятельностью.

Мы будем предполагать, что частный инвестор:

- имеет свой собственный капитал (хотя, возможно, он частично его заимствовал) и сам принимает решения о его вложении;

- может инвестировать как новую электростанцию, так и другие альтернативные проекты, в том числе вне электроэнергетики;

- будет владеть построенной электростанцией и эксплуатировать ее;

- полностью воспринимает как положительный эффект, так и отрицательные последствия, связанные со строительством и эксплуатацией электростанции.

Указанные три способа финансирования развития генерирующих мощностей ЭЭС для большей четкости будем рассматривать в «чистом» виде, отвлекаясь от возможностей смешанного финансирования.

В дальнейшем изложении используем понятия и термины «издержки», «цены» и «тарифы». Под «издержками» производства (или эксплуатационными издержками) будут пониматься расходы по производству электроэнергии на действующих электростанциях. Это могут быть годовые издержки электрогенерирующих компаний (включая монопольные) или отдельных электростанций, а также удельные издержки (на 1 кВт×ч), средние и предельные (на 1 кВт×ч дополнительной выработки) по компании или по отдельной электростанции.

Термин «цена» будет применяться (как и раньше) для условий свободного рынка, как цена, формирующаяся под влиянием спроса и предложения. Термин «тариф» будем по-прежнему использовать применительно к регулируемой монополии (как регулируемая цена). Как уже отмечалось, в основном будут рассматриваться тарифы на уровне оптового рынка электроэнергии.

На рис. 2.1 укрупненно показаны основные составляющие тарифа на электроэнергию для регулируемой монополии. На уровне оптового рынка он включает в себя как удельные эксплуатационные издержки (средние по монопольной компании), так и инвестиционную составляющую для развития генерирующих мощностей. При отсутствии развития последняя также будет отсутствовать. На рисунке не показаны прочие расходы (услуги сторонних организаций, аренда помещений, расходы на социальные нужды и т. п.). Условно предполагается, что они включены в какую-то из указанных составляющих (в настоящее время в РАО «ЕЭС России» статья «Прочие расходы» доходит почти до половины общих расходов, что нельзя, конечно, признать нормальным). Нормальная прибыль, как отмечалось в §1.3, в условиях рыночной экономики включается в издержки производства. Налоги могут составить значительную часть издержек производства. Их исчисление определяется существующим законодательством и может изменяться во времени. Здесь предполагается, что налог на прибыль включен в налоговую составляющую и нормальная прибыль и инвестиционная составляющая (если она формируется из прибыли) рассматриваются в «чистом виде».

Тариф (регулируемая цена)

Ñ
Инвестиционная составляющая
Амортизация
Нормальная прибыль	Эксплуа-
Налоги	тационные
Топливо и материалы	издержки
Оплата труда

Рис. 2.1. Составляющие тарифа на электроэнергию.

Амортизационная составляющая представляет собой износ основных фондов компании, который происходит постепенно в течение срока службы соответствующих объектов и оборудования. Этот износ, естественно, должен переноситься на стоимость электроэнергии, хотя в данный момент он и не требует непосредственно денежных затрат и не отражается в расходных счетах компании. Амортизационная составляющая тарифа определяется расчетным путем в соответствии с установленными нормативами срока службы (или годового износа) различных объектов и оборудования как частное от деления суммарного годового износа основных фондов компании на ее годовой отпуск электроэнергии. Основной капитал компании уменьшается на величину годового износа.

Амортизационные отчисления считаются непосредственными расходами компании и не облагаются налогом. В связи с этим они контролируются налоговыми органами, которые выделяют их из общих доходов и прибыли компании. Иногда допускается ускоренная амортизация определенных видов основных фондов для скорейшего их обновления (с принятием соответствующих законов).

Потенциально, за счет амортизационных отчислений (их реновационной части) монопольная компания может накопить капитал, необходимый для модернизации существующей электростанции или строительства вместо нее новой электростанции. В дальнейшем будем предполагать, что амортизационная составляющая тарифа позволяет обеспечить простое воспроизводство генерирующих мощностей в регулируемой монополии, т. е. «вечное» поддержание достигнутого уровня установленных мощностей электростанций. Одновременно будет поддерживаться (сохраняться) и основной капитал компании, материализованный в существующих электростанциях. Развитие же (расширенное воспроизводство, включая увеличение основного капитала компании) осуществляется за счет инвестиционной составляющей тарифа, которая и будет главным предметом анализа в данной главе.

В условиях свободного рынка картина распределения доходов и расходов частного инвестора, построившего электростанцию, будет несколько иной (рис. 2.2). Доход инвестора, включая возврат инвестиций и прибыль, будет определяться ценой электроэнергии, свободно формирующейся на оптовом рынке. Одновременно он зависит и от непосредственных (денежных) расходов, которые владелец электростанции будет стремиться снизить (эффект конкуренции и свободного рынка). Кроме того, распределение дохода будет различным в период до возврата (окупаемости) инвестиций и в последующий период эксплуатации электростанции.

В принципе, состав издержек производства электроэнергии будет обычным, таким же, как и при регулируемой монополии. Однако реальные денежные расходы, которые несет инвестор (владелец электростанции), будут связаны лишь с тремя составляющими, показанными в нижней части рисунка (имеются в виду удельные расходы - на 1 кВт×ч продаваемой электроэнергии). Остальная часть - разница между ценой электроэнергии и удельными денежными расходами - представляет собой чистый доход инвестора (также удельный).

В период до возврата инвестиций возможны два способа использования (или бухгалтерского учета) чистого дохода:

А. До возврата инвестиций	Б. После возврата
	инвестиций
Цена на оптовом рынке электроэнергии Ñ
Возврат инвестиций	Чистый доход	Дополнительная прибыль
Амортизация	Эксплуата- ционные издержки
Нормальная прибыль
Налоги	Денежные расходы
Топливо и материалы
Оплата труда

Рис. 2.2. Доходы и расходы частного инвестора.

1) весь доход направляется на возврат инвестиций, вложенных в электростанцию;

2) начисляются, как и обычно, амортизация и нормальная прибыль, а на возврат инвестиций направляется лишь оставшаяся часть дохода.

При первом способе формальная окупаемость инвестиций, естественно, происходит быстрее. Именно такой способ принят при оценке финансовой (коммерческой) эффективности инвестиционных проектов (см., например, [27]). Однако такой способ, как представляется, противоречит общепринятому пониманию издержек [21-23]. Износ основных фондов (оборудования и сооружений электростанции) происходит постоянно, в том числе и в период возврата инвестиций. Поэтому амортизация всегда должна входить в издержки производства. Аналогично каждое предприятие при своем функционировании должно получать какую-то минимальную («нормальную») прибыль.

На рис. 2.3 упрощенно показаны денежные профили проекта новой электростанции за срок ее службы ТL (без дисконтирования). В течение срока строительства ТС вкладываются инвестиции и профиль уходит в отрицательную область. Затем электростанция вводится в эксплуатацию и начинает приносить доход. Предполагается, что цена электроэнергии на протяжении всего срока службы ТL неизменна.

По первому способу возврата инвестиций, соответствующему [27] (линия 1), учитываются лишь непосредственные расходы на эксплуатацию и весь чистый доход направляется на компенсацию инвестиций, а затем накапливается. В этом случае инвестиции окупаются в момент TR1, а чистый недисконтированный накопленный доход выходит на уровень точки А. При этом никак не рассматривается возможное его использование - это просто чистый накопленный доход инвестора.

Между тем, в соответствии с [21], денежные расходы - это лишь явные издержки (explicit costs). Кроме них любая фирма или компания несет неоплачиваемые, или скрытые издержки (implicit costs). К ним относятся нормальная прибыль, использование собственного имущества (его износ) и некоторые другие неявные расходы. Полные издержки компании являются суммой явных (денежных) и скрытых издержек. Следовательно, если учитывать скрытые издержки (в данном случае амортизацию и нормальную прибыль), то реальный доход инвестора будет ниже его денежного дохода. На рис. 2.3 этому соответствует линия 2 (при той же цене продаваемой электроэнергии). Инвестиции будут окупаться при этом только за счет составляющей «возврат инвестиций» (см. рис. 2.2), которая представляет собой разность между ценой электроэнергии и полными удельными издержками компании (на 1 кВт×ч). В этом случае инвестиции окупятся в более поздний момент TR2, а реальный накопленный доход (дополнительная прибыль) будет соответствовать точке В.

 

Доходы инвестора во втором случае остаются фактически такими же, как и в первом. Просто «обезличенный» денежный накопленный доход (точка А) оказался разделенным на накопленные амортизационные отчисления, нормальную прибыль и дополнительную прибыль (сверхприбыль). Такое разделение позволяет принять одинаковым состав эксплуатационных издержек электростанции при регулируемой монополии и свободном рынке и четко выделить составляющую рыночной цены, необходимую для окупаемости частных инвестиций (аналогично инвестиционной составляющей тарифа). При этом становится возможным непосредственно сопоставлять инвестиционную составляющую тарифа в регулируемой монополии и составляющую «возврат инвестиций» рыночной цены электроэнергии, которые необходимы для обеспечения требуемого развития генерирующих мощностей ЭЭС при однотипных электростанциях (с одинаковыми технико-экономическими показателями).

Цены на конкурентном рынке, естественно, формируются под воздействием спроса и предложения и на предстоящую перспективу являются неопределенными. Возможны условия, когда они окажутся низкими и инвестиции в новую электростанцию вообще не окупятся. При дальнейшем анализе мы будем рассматривать, в связи с этим, необходимые цены, при которых частные инвестиции окупаются за срок TR, назначаемый инвестором (удовлетворяющий его). Исходя из этого срока (и процента на капитал s, также устанавливаемого инвестором) можно определить необходимую величину составляющей «возврат инвестиций» и необходимую цену электроэнергии, добавляя эту составляющую к эксплуатационным издержкам, которые будут зависеть от технико-экономических показателей электростанции.

Таким образом, в дальнейшем предполагается, что возврат инвестиций в условиях свободного рынка осуществляется по второму способу. Этому способу соответствует более продолжительный срок возврата TR2. Именно этот срок, предусматривающий начисление амортизации и нормальной прибыли, будет пониматься под сроком возврата инвестиций TR (без написания индекса «2») при свободном рынке.

В период после возврата инвестиций разница между ценой на электроэнергию и эксплуатационными издержками будет образовывать дополнительную прибыль владельца электростанции (сверх нормальной прибыли). Она является фактически монопольной прибылью, которая изымается в условиях регулируемой монополии. Если цена на оптовом рынке поддерживается одинаковой в периоды до и после возврата инвестиций, то эта дополнительная прибыль будет как раз равна составляющей, обеспечивавшей возврат инвестиций (рис. 2.2).

Рассмотрим теперь процесс переноса капиталовложений на тарифы и цены на электроэнергию применительно к одной новой электростанции.

Рис. 2.4 иллюстрирует этот процесс за период строительства TC и срок службы электростанции TL для трех рассматриваемых способов финансирования. Эти затраты (З) имеют смысл годовых затрат (млн дол./год) для одной и той же электростанции.

Для монополии с самофинансированием площадь K1 представляет полные капиталовложения (инвестиции) в электростанцию (предполагается их равномерное распределение по годам за период строительства TC). Они переносятся на тарифы электроэнергии непосредственно в период строительства. В период эксплуатации на тарифы относятся только эксплуатационные издержки, состав которых был рассмотрен выше. На рисунке они показаны неизменными за весь срок службы электростанции TL.

Напомним, что здесь представлены инвестиции и издержки лишь одной электростанции. Что касается тарифа для монопольной компании в целом, то он будет формироваться, во-первых, по средним издержкам всех действующих электростанций (ТЭС, ГЭС, АЭС). Во-вторых, этот тариф будет содержать инвестиционную составляющую, как показано на рис. 2.1. Она включает годовой объем инвестиций всех одновременно строящихся электростанций, но этот объем, как уже неоднократно отмечалось, относится на производство электроэнергии всеми действующими электростанциями ЭЭС (вернее, на полезный отпуск электроэнергии монопольной компанией).

1. МОНОПОЛИЯ С САМОФИНАНСИРОВАНИЕМ

 

млн дол. год

З,

 

 

t

TC 0 TL

2. МОНОПОЛИЯ С КРЕДИТОВАНИЕМ

млн дол. год

З,

·

К2

t

K2

0 TR TL

 

3. СВОБОДНЫЙ РЫНОК С ЧАСТНЫМИ ИНВЕСТИЦИЯМИ

З,

s3 >s2

млн дол. год

П3 =К3 ´ f(s3, TR)

 

TC

K3

t

0 TR TL

 

Рис. 2.4. Затраты на строительство и эксплуатацию новой электростанции, относимые на цену (тариф) на электроэнергию.

В монополии, развивающейся за счет кредитов, строительство электростанции осуществляется «бесплатно» для потребителей (площадь К2 не заштрихована), но капиталовложения K2 возрастают по сравнению с K1 ввиду начисления процентов на капитал в период строительства. С началом эксплуатации на тарифы переносится (за период возврата TR) эта повышенная величина K2, притом опять с начислением процента s2. Величина П2 представляет собой прибыль кредитора, зависящую от процента s2 и срока возврата кредита TR.

После возврата кредита на тарифы переносятся, как и в предыдущем случае, только «чистые» эксплуатационные издержки. Происходит это в связи с тем, что регулирующий орган включает выплату кредитов (с процентами) в необходимые расходы компании, относимые на тарифы, лишь тогда, когда они фактически выплачиваются. В этом состоит существенное отличие от условий свободного рынка.

Тарифы по монопольной компании в целом формируются, как и в монополии с самофинансированием, по средним эксплуатационным издержкам действующих электростанций с добавлением инвестиционной составляющей. Последняя включает в себя выплаты по кредитам всех электростанций компаний, у которых кредиты еще не погашены, и эти выплаты разносятся на весь объем электроэнергии, отпущенной потребителям ЭЭС. Как показано в следующем параграфе, величина инвестиционной составляющей у монополии с кредитованием может быть больше или меньше, чем у монополии с самофинансированием, в зависимости от соотношения процента на капитал s и темпа развития l.

Для свободного рынка рис. 2.4 построен в предположении, что цены на оптовом рынке электроэнергии достаточно высоки для привлечения частного инвестора (иначе электростанция не строилась бы). В этом случае процент на капитал s3 больше, чем в предыдущем случае, из-за повышенного финансового риска. Поэтому сумма возвращаемых капиталовложений и прибыль инвестора дополнительно увеличиваются (K3 > K2 и П3 > П2).

Если цена на электроэнергию после возврата инвестиций продолжает оставаться выше эксплуатационных издержек (включающих нормальную прибыль), то владелец электростанции будет получать дополнительную прибыль. И эта сверхприбыль будет оплачиваться потребителями, покупающими электроэнергию, наряду с действительно необходимыми затратами, связанными с развитием ЭЭС. Следовательно, в условиях свободного рынка потенциально возможно включение в цены на электроэнергию дополнительной прибыли электростанций, у которых инвестиции уже окупились.

На рис. 2.4 сверхприбыль показана в предположении, что цена на электроэнергию на оптовом рынке остается постоянной в течение всего срока службы электростанции TL. Фактически же для свободного рынка свойственны колебания цен в зависимости от избытка или недостатка генерирующих мощностей. Если представить, что ввод электростанции, рассматриваемой на рисунке, привел к избытку мощностей и снижению цен на оптовом рынке, то инвестиции в данную станцию окупаться не будут. Аналогично перестанут окупаться затраты на недавно построенные электростанции. И уж тем более, не будут строиться новые электростанции, необходимость в которых появится через 5-10 лет. Поэтому логично предположить, что инвестор, построивший рассматриваемую электростанцию, был уверен, что необходимый ему высокий уровень цен продержится достаточно долго. Это могло случиться лишь при устойчиво высоком уровне цен оптового рынка, сформировавшемся к моменту принятия решения о строительстве электростанции. Следовательно, для обеспечения развития генерирующих мощностей в условиях свободного рынка необходим постоянно высокий уровень цен. Они могут колебаться в некотором диапазоне, но в целом их уровень будет таков, что электростанции, окупившие свои инвестиции, будут получать повышенную (фактически монопольную) прибыль.

Сходная ситуация имела место при строительстве дешевых электростанций с ПГУ на природном газе независимыми производителями электроэнергии в бытность монополий. Тарифы на электроэнергию, соответствующие издержкам традиционных электростанций (ТЭС на угле и АЭС), были достаточно высоки, и инвестиции в ПГУ окупались за срок TR < TL. При этом после возврата инвестиций НПЭ начинали получать повышенную прибыль. В то же время, если бы эти ПГУ строились самой регулируемой монополией, то, как отмечалось в §1.1, такая прибыль не допускалась бы регулирующим органом, что снизило бы тарифы в монопольной компании.

Следует отметить, что в условиях свободного рынка под влиянием конкуренции будут снижаться эксплуатационные издержки электростанций. Этот положительный эффект реально проявляется в случаях, когда не требуется строительства традиционных электростанций:

- при отсутствии роста электропотребления;

- при больших избытках (резервах) генерирующих мощностей;

- при возможности покрытия прироста электропотребления путем сооружения дешевых и экономичных электростанций с ПГУ или установок распределенной генерации.

Если же потребуется строительство капиталоемких электростанций (КЭС на угле, АЭС, ГЭС), то повышение оптовых цен на электроэнергию, связанное с окупаемостью инвестиций, может превысить эффект от снижения эксплуатационных издержек.

Напомним еще раз, что при любых способах финансирования новых электростанций, показанных на рис. 2.4, капиталовложения в них оплачивают в конечном итоге потребители, покупающие электроэнергию. Можно видеть, какие дополнительные компоненты, связанные со строительством электростанции, добавляются к чистым эксплуатационным издержкам и на сколько они превышают реальные капиталовложения K1, которые потребители оплачивают при монополии с самофинансированием. Естественно, потребители заинтересованы в более низких тарифах или ценах. Поэтому для них выгодна такая организационная структура рынка в электроэнергетике и такие способы финансирования, при которых увеличение тарифов или цен, вызванное развитием ЭЭС, было бы минимальным.

Может возникнуть противоречие - при свободном рынке больше инвестиционная составляющая, но снижаются эксплуатационные издержки. Это ставит вопрос о сопоставлении увеличения первой и уменьшения вторых. Такой вопрос действительно заслуживает изучения. В данной главе, а также в гл. 4 и 5 он частично отражен при количественных расчетах. В гл. 6 предлагается путь финансирования развития генерирующих мощностей в условиях свободного рынка, который позволяет использовать эффект конкуренции при минимальном увеличении цен на электроэнергию, требующемся для обеспечения развития ЭЭС.

Представляется интересным рассмотреть процесс накопления капитала электрогенерирующих компаний по мере развития ЭЭС, который, несомненно, связан со строительством электростанций, тарифами или ценами на электроэнергию, возвратом кредитов или инвестиций и амортизационными отчислениями. Проанализируем его для тех же трех способов финансирования развития генерирующих мощностей.

Наиболее четко этот процесс прослеживается в регулируемой монопольной компании, развивающейся путем самофинансирования. Основной капитал такой компании (имеется в виду лишь его часть, материализованная в электростанциях), с одной стороны, поддерживается (сохраняется) за счет амортизационных отчислений (амортизационной составляющей тарифов), а с другой - возрастает по мере увеличения общей установленной мощности ЭЭС за счет инвестиционной составляющей тарифов. При отсутствии роста электропотребления (и роста установленных мощностей электростанций) основной капитал монопольной компании, накопленный к какому-то моменту времени, будет оставаться примерно постоянным, так как амортизационные отчисления компенсируют износ основных фондов. Если генерирующие мощности увеличиваются и в тарифы закладывается инвестиционная составляющая, то основной капитал компании будет увеличиваться. Для частных (или акционерных) компаний при этом возникает юридически-этический вопрос о присвоении собственниками компании средств, собираемых с потребителей (см. §1.3), но здесь мы не будем на нем останавливаться.

У регулируемой монополии, развивающейся за счет кредитов, картина накопления капитала будет несколько сложнее. Здесь у компании появляется счет в банке, отражающий задолженность за взятые кредиты. В этом случае собственный капитал компании следует понимать как разность между стоимостью основных фондов, материализованных в электростанциях, и долгом перед банком. Стоимость основных фондов будет возрастать, как и в предыдущем случае, по мере увеличения установленной мощности электростанций. Одновременно, как и прежде, эта стоимость (капитал), созданная на данный момент, будет сохраняться за счет амортизационных отчислений, включаемых в тарифы. Следовательно, капитал компании, материализованный в основных фондах, будет нарастать и сохраняться, как и в монополии с самофинансированием.

Что касается долгов перед банком, то они будут постепенно (ежегодно) погашаться за счет инвестиционной составляющей тарифа, т. е. гарантированно оплачиваться потребителями электроэнергии. Фактически долги перед банком являются не долгами компании, а долгами потребителей. Если представить, что развитие прекратилось, то основной капитал компании, как и при самофинансировании, будет поддерживаться постоянным за счет амортизационной составляющей тарифа. Долги же перед банком будут погашены со временем за счет инвестиционной составляющей, и останется, как и прежде, чистый основной капитал.

Определенное значение в этих процессах имеют срок возврата кредита TR, а также соотношение процента на капитал s и темпа развития l. Для регулируемой компании процент s и срок TR безразличны, ввиду того что возврат кредитов гарантирован. Для потребителей это не так в связи с тем, что инвестиционная составляющая тарифа может увеличиваться или уменьшаться при изменении TR в зависимости от соотношения s и l. Это будет специально рассмотрено в следующем параграфе.