Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей (стр. 9 )

- величина А3 (и CRF) в табл. 2.1 равна 0,1627,

- величина А2 (табл. 2.2) равна 0,0628 при l = 0,05 (в 2,6 раза меньше) и 0,1000 при l = 0,10 ( в 1,6 раза меньше).

С увеличением TR и l разница в значениях А3 и А2 уменьшается.

Интересно проследить, насколько увеличивается полная сумма возврата R за TR лет из-за начисления процента s по сравнению с первоначальными инвестициями K. Воспользуемся для этого табл. 2.1, где значения CRF характеризуют долю ежегодного возврата (по отношению к первоначальному капиталу K = 1). Как видно из табл. 2.1, при фиксированном проценте s значения CRF уменьшаются при увеличении TR. Однако полный возврат

(2.18)

будет при этом, наоборот, возрастать (табл.2.3).

Т а б л и ц а 2.3

Полная сумма возврата R за период TR

	s
TR, лет	0	0,05	0,10	0,15
5	1	1,155	1,319	1,492
10	1	1,295	1,627	1,993
20	1	1,604	2,350	3,196
30	1	1,953	3,183	4,569

Как видно из табл. 2.3, при s = 0 возвращается только непосредственно вложенный или заимствованный капитал K = 1. С увеличением s сумма возврата, естественно, возрастает. Возрастает она и с увеличением срока возврата TR, причем может превысить первоначальный капитал в несколько раз (при s = 0,15 и TR = 30 лет - в 4,5 раза). Поэтому кредиты желательно возвращать как можно скорее, особенно при высокой процентной ставке.

Рассмотрим теперь конкретные соотношения множителей А1, А2 и А3 для некоторых стран и регионов мира. Выберем для этого промышленно развитые страны (государства Западной Европы, США, Россию), где темпы развития электроэнергетики относительно малы (в последние годы и на ближайшую перспективу), и Китай - с высокими темпами. В первой группе темпы развития ЭЭС можно принять 1-3% (l = 0,01-0,03), в Китае в гг. средние темпы роста электропотребления составляли 10%, а до 2015 г. прогнозируются 5-7%.

Что касается процентов s и сроков возврата TR, на которые берутся кредиты, то они, несомненно, различаются по странам, конкретным проектам и времени их получения. Однако примем их одинаковыми для всех рассматриваемых стран. Напомним, что в регулируемых монополиях практически отсутствует риск невозврата кредитов и их можно получать под относительно низкий процент и на длительный срок. В связи с этим для определения множителя А2 можно принять как представительные значения s = 0,08 и TR = 20 лет.

Для условий свободного рынка назначение процента s и срока возврата TR представляется более трудным по двум причинам. Во-первых, опыт финансирования строительства электростанций частными инвесторами пока еще невелик. В полном смысле свободный рынок введен лишь недавно и в небольшом числе стран или электроэнергетических систем. После введения свободного рынка строились преимущественно дешевые электростанции с высокоэффективными ПГУ на природном газе. Строительство традиционных капиталоемких электростанций практически прекратилось. Во-вторых, сведения об условиях вложения частных инвестиций рассматриваются обычно как конфиденциальные. Они не публикуются, их трудно получить, тем более, как-то обобщить.

Несмотря на это, логично предположить, что из-за повышенного финансового риска условия вложения инвестиций при свободном рынке будут существенно отличаться от условий кредитования в регулируемых монополиях (об этом говорилось в гл. 1). Частный инвестор решится делать вложения лишь в расчете на повышенный процент s. Поэтому для определения множителя А3 в качестве представительных можно использовать значения s = 0,15 и TR = 20 лет. Срок возврата инвестиций принят таким же, как и для кредитов, с учетом того, что для сопоставимости рыночных цен и тарифов (в регулируемых монополиях) должен использоваться более поздний срок окупаемости частных инвестиций при свободном рынке (см. ТR2 на рис. 2.3).

На основе принятых значений l, s и TR с использованием табл. 2.1 и 2.2 определены множители А1, А2 и А3 для рассматриваемых стран (табл. 2.4). Они характеризуют относительную величину инвестиционной составляющей тарифов и цен, необходимой для обеспечения развития однотипных генерирующих мощностей ЭЭС при различных способах финансирования. Эти множители, входящие в выражения (2.3), (2.5) и (2.7) для тарифов при регулируемой монополии и цен на электроэнергию при свободном рынке, можно непосредственно сопоставлять друг с другом.

Т а б л и ц а 2.4

Соотношение инвестиционной составляющей тарифов и цен

для различных стран и регионов мира

Страна, регион	l = А1	А2	А3
Западная Европа,	0,01	0,0184	0,1598
США, Россия	0,03	0,0455	0,1598
Китай	0,05	0,0635	0,1598
	0,10	0,0864	0,1598

Из анализа табл. 2.4 можно сделать следующие заключения.

1. В странах с низкими темпами развития электроэнергетики самофинансирование строительства электростанций (множитель А1) в 1,5-1,8 раза снижает инвестиционную составляющую тарифов по сравнению с кредитованием (множитель А2). Применительно к Китаю эти два способа финансирования примерно равноценны, причем для очень высоких темпов (l = 0,1) предпочтительно кредитование.

2. Инвестиционная составляющая цены электроэнергии при свободном рынке (множитель А3) во всех рассмотренных случаях значительно выше, чем у тарифов при регулируемой монополии. Эта разница особенно велика в промышленно развитых странах. По сравнению с самофинансированием увеличение происходит враз. В условиях Китая А3 превышает А1 или А2 в 2-3 раза.

3. В странах Западной Европы и США, где до перехода к свободному рынку применялось кредитование, после перехода потребуется значительное повышение цен для обеспечения строительства новых электростанций. Если предположить, что действующие электростанции, конкурирующие на оптовом рынке, еще продолжают выплачивать кредиты, взятые для их строительства, то в их ценах будет присутствовать инвестиционная составляющая, соответствующая множителю А2. В то же время для привлечения инвестиций в новые электростанции эту инвестиционную составляющую нужно поднять до уровня А3, т. е. увеличить в 3-8 раз. Это иллюстрирует отмечавшееся в §1.4 положение о противоречии («разрыве») цен действующих и новых электростанций, появляющемся в условиях свободного рынка и создающем ценовой барьер для вхождения в рынок новых производителей электроэнергии. Для условий России, где действующие электростанции не выплачивают никаких кредитов или долгов и А3 нужно сопоставлять с А1, это повышение будет еще больше - в 5-15 раз.

Множители А1, А2 и А3 показывают относительные соотношения инвестиционной составляющей цен и тарифов, поэтому интересно оценить ее количественные значения для различных видов электростанций (в цент/кВт×ч). Если обозначить инвестиционную составляющую, как и в (2.1), буквой r, то ее количественные значения в соответствии с выражениями (2.3), (2.5), (2.7) и (2.14)-(2.16) можно определять по формуле

(2.19)

где все обозначения прежние.

В табл. 2.5 приведены эти значения для трех видов электростанций. Они рассчитаны, исходя из следующих предположений:

- множители А1, А2 и А3 взяты из табл. 2.4 применительно к условиям промышленно развитых стран (США, Россия) при темпе l = 0,03;

- удельные капиталовложения k приняты для условий России [19];

- значения числа часов использования установленной мощности h оценены экспертно.

Т а б л и ц а 2.5

Оценки инвестиционной составляющей цен и тарифов

Электростанция	к, дол./кВт	h, ч/год	r1, цент/кВт×ч	r2, цент/кВт×ч	r3, цент/кВт×ч
КЭС (уголь)	950	6000	0,47	0,72	2,53
КЭС (газ)	700	6000	0,35	0,53	1,86
АЭС	1100	7000	0,47	0,71	2,51

Можно видеть, что при переходе от монополии с самофинансированием (r1) к свободному рынку (r3) инвестиционная составляющая возрастает на 1,5- 2,0 цент/кВт×ч (это соответствует условиям России). Такой же переход от монополии с кредитованием (r2), что можно считать соответствующим условиям США, увеличивает инвестиционную составляющую на 1,3-1,8 цент/кВт×ч, т. е. почти на столько же. Эти цифры иллюстрируют влияние способов (механизмов) финансирования развития генерирующих мощностей ЭЭС, которые были рассмотрены в предыдущем параграфе.

Соотношения самих тарифов или цен электроэнергии р (2.1) будут зависеть также от издержек производства i, которые различны у разных видов электростанций. Кроме того, в регулируемых монополиях тарифы зависят от структуры генерирующих мощностей ЭЭС (состава и пропорций разных видов электростанций). Определенное влияние оказывает также система налогообложения. Поэтому для более полного сопоставления тарифов и цен требуются более детальные расчеты. Такие расчеты без учета налогов для условий России и Западной Европы приводятся в §4.4, а с учетом налогов для России - в гл. 5.

Вставка 10. Результаты количественного анализа значений цен и тарифов для однотипных электростанций 1. Подтвердились общие тенденции изменения и соотношения тарифов и цен в зависимости от показателей l, s и TR, выявленные раньше при качественном анализе (вставка 9). 2. В странах и регионах с темпами развития электроэнергетики l = 0,01¸0,03 (Западная Европа, США, Россия) самофинансирование строительства при регулируемой монополии в 1,5-1,8 раза снижает инвестиционную составляющую тарифов по сравнению с кредитованием. При высоких темпах развития l = 0,05¸0,10 (например, в Китае) эти два способа финансирования примерно равноценны. 3. При низких темпах развития электроэнергетики (l = 0,01¸0,03) составляющая цены на электроэнергию, необходимая для окупаемости частных инвестиций в условиях свободного рынка, в 3-8 раз превышает инвестиционную составляющую тарифа при кредитовании и в 5-15 раз - при самофинансировании. В абсолютных значениях это повышение оценивается в 1,5- 2,0 цент/кВт×ч.

2.3. Тенденция уменьшения цен и изменения структуры

электроэнергетики

Выявленные в предыдущем параграфе соотношения тарифов при регулируемой монополии и цен на электроэнергию при свободном рынке позволяют проанализировать и объяснить изменения структуры электроэнергетики, происходившие в странах с рыночной экономикой в течение ХХ в. Такой анализ будет проведен с точки зрения влияния моделей рынка в электроэнергетике и способов финансирования развития генерирующих мощностей ЭЭС на тарифы и цены на электроэнергию. Это влияние, естественно, проявляется в величине инвестиционной составляющей цен и тарифов. Издержки производства электроэнергии также в определенной мере зависят от модели рынка, в частности, они снижаются под влиянием конкуренции при свободном рынке по сравнению с регулируемой монополией. В отношении издержек в необходимых случаях делают оговорки, но основное внимание посвящено изменениям инвестиционной составляющей тарифов и цен, которая необходима для развития генерирующих мощностей.

Сопоставление инвестиционной составляющей будет по-прежнему проводиться для однотипных электростанций с одинаковыми технико-экономическими показателями. Это представляется правомочным, так как математические выражения для инвестиционной составляющей, полученные в §2.2, будут справедливы для всех видов электростанций. При любом виде электростанции, строящейся в ЭЭС, влияние ее технико-экономических показателей на соотношения инвестиционной составляющей цен и тарифов проявляется однотипно для рассматриваемых моделей рынка и способов финансирования развития ЭЭС. Аналогично изменения технико-экономических показателей электростанций, происходящие под воздействием НТП, можно принять одинаковыми для всех моделей рынка и способов финансирования.

Если проследить историю формирования и развития ЭЭС в странах Западной Европы и США (см., например, [1, 37, 38], а также изменения структуры электроэнергетики (моделей рынка), то можно отметить следующие моменты и тенденции:

1) на начальном этапе формирования ЭЭС в конце XIX - начале ХХ в. в электроэнергетике действовал неорганизованный свободный рынок; темпы развития были высокими;

2) затем, в первой половине ХХ в., практически во всех странах сформировались естественные монополии, которые стали регулироваться государством; темпы развития оставались высокими; электростанции строились в основном за счет кредитов;

3) во второй половине ХХ в. темпы роста электропотребления и развития ЭЭС начали снижаться; в большинстве стран образовались большие резервы генерирующих мощностей; сформировались межгосударственные объединения ЭЭС;

4) в конце 80-х - 90-е годы ХХ в. в ряде стран началось реформирование электроэнергетики в направлении перехода от регулируемых естественных монополий к свободному рынку; темпы роста электропотребления снизились к этому времени до 1-3% в год, в некоторых странах, например Англии, электропотребление практически стабилизировалось.

Отмеченные преобразования электроэнергетики (до 1990-х годов) следует считать закономерными. В их основе, несомненно, лежат экономические факторы, так же как положительный эффект масштаба явился основным экономическим фактором (причиной) формирования электроэнергетических систем (см. §1.1).

Можно полагать, что главной экономической тенденцией, воздействующей на все процессы развития, функционирования и преобразования электроэнергетики, является стремление к уменьшению цен на электроэнергию. Этой тенденции подчинены научно-технический прогресс и другие инновации в электроэнергетике, оптимизация структуры генерирующих мощностей, схем электрических сетей ЭЭС и процессов производства электроэнергии, совершенствование управления и др. Имеются, конечно, факторы, приводящие к повышению стоимости электроэнергии, например, рост цен на топливо, исчерпание наиболее эффективных ресурсов, ужесточение экологических требований, обеспечение безопасности и т. п. Однако тенденция уменьшения цен на электроэнергию (при прочих равных условиях) действует или проявляется всегда.

Этой же тенденции были подчинены и структурные преобразования в электроэнергетике, причем они связаны с совершенствованием (удешевлением) процессов как непосредственного производства электроэнергии (функционирования электроэнергетики), так и развития ЭЭС. Как уже отмечалось, структурные преобразования электроэнергетики проанализированы ниже в аспекте развития ЭЭС, которое отражается на величине инвестиционной составляющей цен или тарифов. Тенденция уменьшения цен на электроэнергию применительно к развитию ЭЭС означает, в первую очередь, уменьшение их инвестиционной составляющей.

На рис. 2.5 схематично представлено развитие генерирующих мощностей ЭЭС W в странах Западной Европы и США в течение ХХ в. Условно рост мощностей показан прямыми линиями, отражающими различные темпы роста, хотя, конечно, в разных странах он происходил неодинаково и неравномерно. Выделено четыре периода:

- начальный период формирования ЭЭС (до t1), когда в электроэнергетике имелся свободный рынок;

- второй период (между t1 и t2), когда структура электроэнергетики преобразовалась к виду регулируемых монополий и темпы развития ЭЭС были высокими; в этот период электростанции строились в основном за счет кредитов;

- третий период (между t2 и t3), в котором темпы развития снизились и продолжало использоваться кредитование, хотя, в принципе, могло бы применяться и самофинансирование;

- четвертый период (после t3, когда во многих странах началось преобразование структуры электроэнергетики с переходом, а вернее, возвращением) к свободному рынку, в этот период в случае сохранения регулируемой монополии может применяться как самофинансирование, так и кредитование.

Сделано достаточно правдоподобное предположение, что во второй период темпы развития ЭЭС превышали банковский процент, под который регулируемые монополии могли брать кредиты (l>s), а в третий период это соотношение изменилось на обратное (l<s). В начальный период, когда ЭЭС были еще малы и разрозненны, темпы их развития были различными, но в условиях свободного рынка при частных инвестициях и индивидуальной окупаемости электростанций инвестиционная составляющая цен на электроэнергию не зависит от темпов развития. В четвертый период возможно дальнейшее снижение темпов роста электропотребления.

W, МВт

l < s

l < s

l > s

А1 = 0,01-0,03

А1 = 0,03 А2 = 0,013-0,05

А2 = 0,04-0,05 А3 = 0,16-0,21

А3=0,16-0,21 А2=0,06-0,09

Самофинанси-

рование или

Кредитование кредитование

Монополия

или

·

·

·

Рынок Регулируемая монополия рынок

·

t,

0 t1 t2 t3 Годы

Рис.2.5. Изменение структуры электроэнергетики и способов финансирования развития ЭЭС.

На рис. 2.5 нанесены значения рассмотренных в предыдущем параграфе множителей А, которые характеризуют инвестиционную составляющую цен и тарифов. Эти значения рассчитаны по формулам (2.14)-(2.16) с использованием табл. 2.1 и 2.2. При расчете множителей А2 и А3 значения процентов на капитал s и сроков возврата кредитов и инвестиций TR варьировались в достаточно широких диапазонах, но значения А2 и А3 оказались при этом относительно устойчивыми.

Для условий свободного рынка (первый и четвертый периоды) с учетом высоких рисков частных инвесторов приняты следующие значения s и TR: s = 0,15-0,20; TR = 15-20 лет. При этом значения множителя А3 (по табл. 2.1) оказались в диапазоне 0,16-0,21.

Для регулируемой монополии с кредитованием, где риск возврата кредитов практически отсутствует, приняты: s = 0,05-0,08; TR = 15-30 лет. Множители А2 определялись с учетом темпов развития l в различные периоды:

- для второго периода принято l = 0,10 и по табл. 2.2 получены значения А2 = 0,06-0,09,

- для третьего периода l = 0,03 и А2 = 0,04-0,05,

- для четвертого периода темп развития рассматривался в диапазоне l = 0,01-0,03 и получены значения А2 = 0,013-0,05.

Указанные значения l в третий и четвертый периоды являются одновременно значениями множителя А1 для регулируемой монополии с самофинансированием: 0,03 для третьего и 0,01-0,03 для четвертого периода.

Анализируя рис. 2.5, можно установить следующее:

1. В начальный период, когда в электроэнергетике действовал свободный рынок, инвестиционная составляющая цены была высокой. В современных ценах она была, по-видимому, около 2,5 цент/кВт×ч (см. r3 в табл. 2.5). В процессе конкуренции многие компании разорялись и поглощались другими. Сроки окупаемости инвестиций TR были меньше сроков службы электростанций TL. В связи с этим становилось все больше электростанций, полностью окупивших свои капиталовложения. Владельцы таких электростанций несли лишь чистые эксплуатационные издержки и получали при имевшихся высоких ценах на электроэнергию повышенную (фактически монопольную) прибыль (см. рис. 2.4 в части свободного рынка). Формируются естественные монополии, которые государство начинает регулировать.

2. Во второй период, ввиду изменения механизма финансирования (распределения инвестиций на выработку всех электростанций ЭЭС) инвестиционная составляющая тарифов значительно снизилась (примерно в 2-3 раза). Кроме того, основная часть тарифов (отражающая эксплуатационные издержки) также снизилась благодаря установлению тарифов в регулируемых монополиях на уровне средних, а не предельных издержек. Следовательно, переход в первой половине ХХ в. от свободного рынка к регулируемой монополии привел к существенному снижению цен на электроэнергию. Это соответствует отмечавшейся тенденции уменьшения цен, и такое изменение структуры электроэнергетики явилось закономерным (экономически целесообразным).

3. В третий период, после снижения темпов развития, становится выгодным изменение способа финансирования строительства электростанций - переход от кредитования к самофинансированию. При этом инвестиционная составляющая тарифов дополнительно снизилась бы примерно в 1,5 раза. Однако, насколько нам известно, самофинансирование в Западной Европе и США применялось очень редко.