недостатки реализуемой концепции реформирования
advertisement
Л.С.БЕЛЯЕВ НЕДОСТАТКИ РЕАЛИЗУЕМОЙ КОНЦЕПЦИИ РЕФОРМИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ И НЕОБХОДИМОСТЬ ЕЕ КОРРЕКТИРОВКИ Иркутск 2006 УДК 621.311: (338.5+338.92) (470) Беляев Л.С. Недостатки реализуемой концепции реформирования электроэнергетики России и необходимость ее корректировки. – Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2006. – 48 с. – Препринт № 1 Рассмотрены недостатки концепции конкурентного рынка, заложенной в закон РФ «Об электроэнергетике», которые выявились и были осознаны в процессе реформирования отрасли. Показано, что главные цели реформирования – снижение цены электроэнергии и привлечение частных инвестиций – при конкурентном рынке не могут быть достигнуты в условиях России. Дан краткий обзор зарубежного опыта последних лет по реструктуризации электроэнергетики и использованию различных моделей рынка. Проведен качественный анализ и сопоставление основных моделей электроэнергетического рынка по критериям экономической эффективности, надежности электроснабжения и энергетической безопасности. Подчеркнуто принципиальное различие в экономическом эффекте для производителей и потребителей электроэнергии. Рассмотрены особенности и возможный эффект от государственного регулирования тарифов на электроэнергию и от конкуренции производителей и покупателей в различных моделях рынка. Показаны несомненные преимущества для потребителей электроэнергии модели рынка «Единственный покупатель» перед моделями конкурентного рынка. Предлагается скорректировать, пока еще не поздно, концепцию реформирования электроэнергетики России под эту модель, чтобы избежать дальнейших затрат на организацию конкурентного рынка и возможных тяжелых последствий от его введения. Рассмотрены также особенности регулирования тарифов производителей электроэнергии при рынке «Единственный покупатель» и возможности его реализации в России хотя бы как промежуточного этапа реформирования. Табл. 1. Ил. 8. Библиогр.: 26 назв. © Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 2006 2 СОДЕРЖАНИЕ 1. 2. 3. 4. 5. 6. Стр. Введение ……………………………………………………………………… 4 Модели рынка в электроэнергетике ………………………………………… 5 Недостатки реализуемой концепции реформирования электроэнергетики 7 Зарубежный опыт последних лет …………………………………………… 9 Особенности электроэнергетических систем и рынка электроэнергии……………………………………………………………… 11 Сопоставление моделей: критерии, факторы …………………………….. 13 Модель 1: качественный анализ …………………………………………….. Модель 2 рынок «Единственный покупатель» и сопоставление ее с моделью 1…………………………………………………………………….. 9. Анализ модели 3 – конкуренция на оптовом рынке ………………………. 10. Анализ модели 4 – конкуренция на оптовом и розничном рынках ………. 11. Схема регулирования тарифов производителей в долгосрочных контрактах …………………………………………………………………….. 12 Возможности реализации модели рынка «Единственный покупатель» в России ……………………………………………………………………….. 13. Заключение …………………………………………………………………… Литература ……………………………………………………………………. 7. 8. 3 18 21 26 33 36 40 42 47 1. Введение В бывшем СССР развитие и функционирование электроэнергетики планировались в комплексе с другими отраслями народного хозяйства. Электроэнергетика развивалась высокими темпами, а ЕЭС СССР была самой надежной и эффективной энергосистемой мира. Тарифы на электроэнергию обеспечивали самоокупаемость отрасли, т.е. покрывали издержки производства и капиталовложения, необходимые для ее быстрого развития. С переходом России к рыночной экономике электроэнергетика в начале 90-х годов была приватизирована (акционирована) и также оказалась в рыночной среде. По примеру других стран с рыночной экономикой была создана двухуровневая регулируемая монополия: РАО «ЕЭС России» на федеральном уровне и 74 АОЭнерго на уровне регионов. Потребовалось формирование государственных органов по регулированию тарифов и соответствующей законодательной и методической базы, что было в то время для России новой и достаточно сложной сферой деятельности. В связи с общим экономическим кризисом и изменением форм управления отрасль оказалась в тяжелом положении, и ее экономические показатели и технологическое состояние постепенно ухудшались. Особенно серьезной стала проблема старения (необновления) оборудования электростанций и электрических сетей. В первые годы XXI века по инициативе РАО «ЕЭС России», опять-таки со ссылкой на опыт стран Запада, началось новое реформирование электроэнергетики с целью введения и углубления конкурентных отношений на рынке электроэнергии. Необходимость реформирования обосновывалась кризисным состоянием электроэнергетики. Ожидалось, что конкуренция будет способствовать повышению эффективности производства, снижению цен на электроэнергию и привлечению частных (в том числе зарубежных) инвестиций на развитие ЕЭС. Между тем в ходе реформирования выявились и были осознаны серьезные недостатки конкурентного рынка электроэнергии (на многие из них указывали оппоненты принятой концепции еще при ее обсуждении). В частности, выяснилось, что главные цели реформирования – снижение цены электроэнергии и привлечение частных инвестиций – при конкурентном рынке не могут быть достигнуты, во всяком случае в условиях России. Наоборот, неизбежно произойдет повышение цен, а для привлечения инвестиций потребуются специальные меры (прямое регулирование) со стороны государства. Кроме того, может существенно снизиться надежность электроснабжения потребителей. Об этих недостатках свидетельствует также зарубежный опыт последних лет. Назрела необходимость скорректировать, пока еще не поздно, концепцию реформирования электроэнергетики России. Обоснованию этой необходимости и посвящена настоящая работа. 4 В разделах 25 даются краткая характеристика основных моделей рынка в электроэнергетике, перечень недостатков конкурентного рынка электроэнергии, обзор зарубежного опыта последних лет, анализ свойств электроэнергетических систем (ЭЭС) и вытекающих из них особенностей электроэнергетического рынка. Эти разделы можно рассматривать как вводные, поясняющие общую ситуацию и постановку вопроса о корректировке концепции реформирования электроэнергетики. Разделы 610 являются основными. В них даются анализ достоинств и недостатков различных моделей рынка электроэнергии и их качественное сопоставление по критериям экономичности, надежности и энергетической безопасности. Показаны несомненные преимущества модели рынка «Единственный покупатель», под которую предлагается скорректировать концепцию реформирования электроэнергетики России. В разделах 11 и 12 применительно к этой модели рассматриваются схема установления тарифов производителей на долгосрочный период (несколько лет) и особенности перехода к ней в России. Автор выражает признательность чл.-кор. РАН Н.И.Воропаю, д.т.н. С.И Паламарчуку, к.т.н. С.В.Подковальникову и с.н.с. В.А.Савельеву за просмотр рукописи и замечания, способствовавшие ее улучшению, а также Г.Г.Боннер и Л.К.Роговой за большую работу по редактированию и оформлению текста. 2. Модели рынка в электроэнергетике При реформировании (реструктуризации, либерализации) электроэнергетики предполагается выделение сфер, где возможна конкуренция. Такими сферами считаются генерация и сбыт электроэнергии. Сферы транспорта и распределения электроэнергии остаются монопольными и регулируемыми. Несмотря на большое разнообразие возможных структур, принято различать четыре основные модели организации электроэнергетического рынка [13]: 1. Регулируемая естественная монополия (отсутствие конкуренции). Такая форма целесообразна в рыночных условиях, если одна компания благодаря положительному эффекту «масштабов производства» может снабжать потребителей с меньшими издержками (и ценами продукции), чем две или большее число компаний. Такие компании называются в микроэкономике «естественными монополиями». Они должны регулироваться государством, чтобы не воспользовались своим монопольным положением. Применительно к электроэнергетике это будут так называемые вертикально-интегрированные компании, охватывающие (включающие в себя) все сферы производства, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии. Естественные монополии в электроэнергетике стран Запада сформировались в 30-х 40-х годах прошлого столетия, заменив существовавший до этого стихийный (неорганизованный) конкурентный рынок. В течение нескольких десятилетий при 5 такой модели рынка обеспечивался быстро растущий спрос на электроэнергию, сформировались национальные и даже межгосударственные объединения ЭЭС. В 70-е 80-е годы начали проявляться определенные недостатки регулируемых монополий: высокие тарифы на электроэнергию в ряде стран, излишние резервы генерирующих мощностей (до 3040 %), недостаточное внедрение достижений научно-технического прогресса (НТП) и др. Главной причиной считаются трудности и недостаточная эффективность государственного регулирования, особенно затратный принцип назначения тарифов. Предполагается, что конкуренция в сферах генерации и сбыта заменит государственное регулирование и приведет к снижению цен на электроэнергию. Реформируемые сейчас РАО «ЕЭС России» и АО-Энерго остаются пока еще регулируемыми монополиями. 2. Единственный покупатель (закупочное агентство), когда на рынке конкурируют между собой лишь производители электроэнергии. Остальные сферы остаются интегрированными в рамках одной регулируемой компании. 3. Конкуренция на оптовом рынке, когда имеется несколько производителей и несколько покупателей электроэнергии (распределительно-сбытовых компаний). Последние монопольно распределяют (перепродают) электроэнергию потребителям на закрепленной за ними территории. 4. Конкуренция на оптовом и розничных рынках, когда свободно конкурируют друг с другом как производители, так и потребители электроэнергии. Эта и предыдущая модели в дальнейшем для краткости будут называться конкурентным рынком. Указанные модели характеризуются последовательным расширением возможностей и сфер конкуренции, поэтому они могут представлять собой также этапы перехода в электроэнергетике от монополии к конкурентному рынку. При этом все более разделяются сферы производства, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии с образованием все большего числа соответствующих компаний. В разделах 710 эти модели рассмотрены более подробно. Концепция реформирования электроэнергетики России, предложенная РАО «ЕЭС России» и отраженная в законе РФ «Об электроэнергетике» [4], предполагает переход от первой непосредственно к четвертой модели (минуя стадии, соответствующие моделям 2 и 3). Согласно этой концепции РАО «ЕЭС России» производит в последние годы грандиозные организационно-структурные и инженерно-технологические преобразования и несет связанные с ними затраты. Следует отметить, что до начала реформирования не было сделано комплексного обоснования его экономической эффективности, т.е. сопоставления положительного эффекта, ожидаемого от введения конкуренции, с затратами на организацию оптового и розничных рынков, а также другими отрицательными последствиями, включая повышение цен на электроэнергию при переходе к конкурентному рынку. Между тем эти затраты и отрицательные последствия очень 6 велики и могут значительно превысить эффект от конкуренции. Во многом они обусловлены тем, что электроэнергетика представляет собой фактически очень сложную, высокоорганизованную техническую систему [3,5]. 3. Недостатки реализуемой концепции реформирования электроэнергетики При переходе к конкурентным оптовому и розничным рынкам электроэнергии возникает множество проблем, трудностей и негативных последствий. Ниже рассмотрены лишь некоторые из них, представляющиеся наиболее важными. 1. Нарушение целостности ЕЭС вследствие разделения сфер генерации, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии и раздробления единых монопольных компаний на множество генерирующих, сетевых и сбытовых компаний с противоречивыми интересами. Физическая (технологическая) целостность и единство оперативнодиспетчерского управления ЕЭС сохраняются. Однако единство конечных целей и иерархическая соподчиненность органов административно-хозяйственного управления, а также управления развитием ЕЭС нарушаются. Каждая независимая компания имеет свои финансово-экономические интересы, цели и критерии (как правило, получение максимальной прибыли). Это приведет к утрате эффектов, присущих ЕЭС как единой системе, отсутствию централизованного управления развитием генерирующих мощностей, чрезвычайному усложнению оперативно-диспетчерского управления и общему снижению надежности электроснабжения. Утрачивается положительный эффект масштаба, в частности от объединения региональных электроэнергетических систем (ЭЭС). 2. Повышение оптовых цен на электроэнергию до уровня маргинальных, соответствующих издержкам наименее экономичных электростанций из востребованных на рынке. Это приведет к неоправданным дополнительным расходам потребителей и к образованию сверхприбыли («излишка производителя») у более эффективных электростанций. Такая сверхприбыль не является заслугой производителей. Ее образование одна из отрицательных особенностей конкурентного оптового рынка электроэнергии. Маргинальные цены будут значительно выше регулируемых оптовых цен (тарифов), устанавливаемых регулирующими органами на уровне средних (средневзвешенных) издержек по ЭЭС в целом. Для Европейской секции ЕЭС России это повышение оценивается в 2040 % [6]. Для энергосистем Сибири, где велика доля ГЭС, такое повышение оценено специальной комиссией, работавшей в 2002 г., в 1,62,3 раза (для различных энергосистем). РАО «ЕЭС России» пытается замедлить и «смягчить» рост цен до уровня маргинальных путем введения с 2006 г. чрезвычайно сложной системы регулируемых двусторонних договоров, заключаемых на один, три года и пять лет (для разных категорий потребителей). Эта система предусматривает принудительное постепенное вытеснение потребителей из регулируемого сектора 7 ФОРЭМа (Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности) в конкурентный сектор с повышением, в конечном итоге, цен до маргинальных. 3. Раздробление АО-энерго на множество компаний по видам деятельности (генерирующих, сетевых, сбытовых) и создание розничных рынков электроэнергии. При этом «исчезают» организация, ответственная за электроснабжение территорий (областей, краев, республик), и контроль за розничными ценами. «Гарантирующие поставщики», предусмотренные законом «Об электроэнергетике», обязаны лишь заключать договоры на поставку электроэнергии со всеми желающими потребителями. Однако они не имеют никаких рычагов для устранения дефицита или роста цен на оптовом рынке, где они будут закупать электроэнергию, т.е. «гарантирующие поставщики» фактически не смогут гарантировать удовлетворение всех потребностей в электроэнергии по приемлемым ценам. Кроме того, организация конкурентных розничных рынков потребует создания очень сложных автоматизированных систем измерения и учета потоков электроэнергии. Создание таких систем под силу лишь экономически развитым странам [1]. Поэтому сроки и сама возможность организации конкурентных розничных рынков у нас в России остаются еще неясными. 4. Появление трудностей со строительством новых электростанций, обусловленных изменением механизма их финансирования и образованием ценового барьера для вхождения в рынок новых производителей. В условиях конкурентного рынка новые электростанции должны будут строиться частными (независимыми, нерегулируемыми) компаниямиинвесторами. Однако цены электроэнергии, при которых инвестиции могут окупиться, должны превышать издержки аналогичных действующих электростанций на величину инвестиционной составляющей, необходимой для окупаемости инвестиций. Это повышение оценивается в 2,03,0 цент/кВтч (для разных видов электростанций) [3,7,8]. Поэтому при ценах оптового рынка (даже маргинальных), формирующихся на уровне издержек действующих электростанций, будет существовать ценовой барьер для строительства новых электростанций, и они строиться не будут. Надежды на привлечение частных инвестиций при переходе к конкурентному рынку оказались необоснованными. Это грозит образованием дефицита мощностей и неуправляемым повышением цен (сверх маргинальных). Данное обстоятельство уже достаточно хорошо осознано, и ставится вопрос о создании специального фонда, который формируется каким-то образом за счет потребителей электроэнергии и будет использоваться для строительства электростанций, необходимых для бездефицитного и оптимального развития ЕЭС, но не обеспеченных частными инвестициями. Такие предложения выдвигаются самим РАО «ЕЭС России», ИНЭИ РАН, ИСЭМ СО РАН, ИВТАН и другими организациями. Предлагаются принципиально различающиеся способы формирования и использования такого фонда. Это очень сложный вопрос, который, как уже отмечалось, потребует государственного регулирования. 5. Усложнение оперативно-диспетчерского управления вследствие необходимости учета поставок электроэнергии по многочисленным двусторонним контрактам производителей и покупателей. Системный Оператор фактически не сможет обеспечить в полной мере оптимальность режимов ЕЭС. Одновременно 8 затруднится его деятельность в аварийных ситуациях. Крупнейшая системная авария на Северо-Востоке США и прилегающих районах Канады летом 2003 г. является ярким свидетельством этих трудностей. Раздробление Мосэнерго на множество компаний было одной из причин московской аварии в мае 2005 г. 6. Большие затраты на создание торговой системы, спотового, балансирующего и розничных рынков электроэнергии с автоматизированными системами учета заявок и поставок, взаиморасчетов и т.п. Все это должно сопровождаться разработкой соответствующих правил, процедур и программ расчетов и др. К настоящему времени уже потрачены значительные средства, но еще больше потребуется в дальнейшем. 7. Увеличение административных и накладных расходов в связи с образованием множества новых компаний и специальных рыночных структур. Появляется целая армия высокооплачиваемых менеджеров, чье содержание в конечном итоге оплачивают потребители электроэнергии. Можно было бы указать и другие недостатки конкурентного рынка электроэнергии и трудности, связанные с его введением. Между тем, как будет показано позже, отмеченные недостатки отсутствуют в модели 2 «Единственный покупатель». 4. Зарубежный опыт последних лет За время проведения реформы электроэнергетики в России (фактически с 2001 г., когда вышло постановление Правительства РФ № 526 [9]), за рубежом произошел ряд событий, которые необходимо учитывать при реформировании нашей электроэнергетики. Во-первых, такие развитые страны, как Франция и Япония, фактически отказались от реформирования электроэнергетики (не предприняли реальных шагов в этом направлении), сохранив вертикально-интегрированные регулируемые монопольные компании (модель 1). Во Франции это государственная компания «Электрисите-дэ-Франс», которая монопольно снабжает электроэнергией всю страну. В Японии имеется около 10 частных компаний на соответствующих территориях. Аналогично многие штаты США (примерно половина), в которых цены на электроэнергию относительно низкие (но все-таки в 23 раза выше, чем в России), не торопятся с реформированием, сохраняя у себя регулируемые монополии. Эти страны и штаты ограничились допуском к электроснабжению независимых производителей электроэнергии и обеспечением раздельного учета затрат по сферам генерации, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии. Следует заметить, что в странах Запада главной целью реформирования ставилось снижение тарифов на электроэнергию. Реформирование проводилось в первую очередь там, где оптовые цены составляли 56 цент/кВтч и выше. У нас же реформирование началось (в 2001 г.) при ценах около 1,5 цент/кВтч на европейской части ФОРЭМа. 9 Во-вторых, многие страны остановились при реформировании на модели «Единственный покупатель». Очень показателен в этом отношении опыт Южной Кореи, где в 1999 г. было принято решение о реструктуризации монопольной государственной компании КЕПКО. Предусматривался поэтапный переход от модели 1 к модели 4. В 2001 г. из компании выделили 6 электрогенерирующих компаний (ЭГК), реализовав модель «Единственный покупатель». По имеющимся сведениям, был получен значительный эффект благодаря жесткой конкуренции, которая началась между ЭГК. Однако дальнейшее реформирование застопорилось. Намечавшиеся на 2003 г. приватизация одной из ЭГК (KOSECO) и введение конкурентного оптового рынка (модель 3) не состоялись. Существенную роль в этом сыграла работа Тройственной комиссии (правительство, менеджмент и профсоюзы) в 20032004 гг., которая признала, что дальнейшее раздробление КЕПКО (т.е. переход к модели 3) не дает реального эффекта [10]. Продолжение реструктуризации КЕПКО отложено на неопределенный период. Очень осторожно и обдуманно относится к реформированию элетроэнергетики Китай. Сейчас там образовано 5 национальных («всекитайских») ЭГК, каждая из которых владеет примерно 10 % генерирующих мощностей страны, расположенных в разных ее районах. Имеются также территориальные (муниципальные) компании и независимые частные производители электроэнергии. Сохранены Государственные энергетические компании, выполняющие роль «Единственного покупателя», т.е. покупающие электроэнергию у ЭГК, продающие ее потребителям, владеющие электрическими сетями, осуществляющие планирование развития и оперативно-диспетчерское управление ЭЭС на своих территориях. Тарифы на покупаемую и продаваемую электроэнергию регулируются государственными органами. Они устанавливаются индивидуально для каждой электростанции, причем на неопределенно длительный срок (тарифы пересматриваются лишь по обращению самих производителей). Это создает стимул у производителя к снижению издержек и получению дополнительной прибыли. Так, у одной из ЭГК – China Huaneng Group прибыль в 2004 г. составила около 800 млн.долларов [11]. При такой модели рынка электроэнергетика Китая развивается невиданными темпами: в 2004 г. введено 50 ГВт новых мощностей, еще больше запланировано на 2005 и 2006 гг. (по 6070 ГВт). В-третьих, во многих странах, где был введен конкурентный рынок (модели 3 или 4), произошли кризисные явления или крупные системные аварии. Широко известен Калифорнийский кризис в 20002001 гг., который вынудил вернуться там к регулированию тарифов и деятельности энергокомпаний. На северо-востоке США и в прилегающих провинциях Канады, где конкурентный рынок, казалось бы, успешно развивался, летом 2003 г. произошла крупнейшая в истории системная авария. После этого процесс дальнейшей реструктуризации электроэнергетики в США фактически приостановлен. Аналогичные системные аварии, хотя и меньших масштабов, «прокатились» в 2003 г. по странам Западной Европы. 10 В Аргентине, Бразилии и Чили в последние два года отказались от конкурентного рынка и ввели регулирование тарифов из-за образовавшегося дефицита и роста цен на электроэнергию [12]. В Чили конкурентный рынок был введен даже раньше, чем в США и Западной Европе, и первое время он давал положительный эффект в части снижения издержек производства и цен на электроэнергию. Однако электроэнергетика развивалась лишь за счет дешевых парогазовых установок на природном газе, импортируемом из Аргентины. Когда возможности импорта газа были исчерпаны, развитие генерирующих мощностей прекратилось, образовался дефицит (из-за роста электропотребления) и началось повышение цен. В Бразилии и Аргентине, где большую долю составляют ГЭС (особенно в Бразилии), их строительство прекратилось с переходом к конкурентному рынку, что также привело через несколько лет к образованию дефицита. Сейчас в Южной Америке не осталось ни одной страны с конкурентным рынком в электроэнергетике. Есть только несколько стран с моделью рынка «Единственный покупатель» (Мексика, Гондурас, Эквадор). Разновидность этой же модели образовалась и в рассмотренных странах после введения регулирования тарифов при раздробленной генерации. Отмеченный зарубежный опыт, несомненно, заслуживает самого серьезного внимания и изучения. Нельзя «безоглядно» продолжать реформу нашей электроэнергетики, если опыт других стран, где она уже проведена, показывает серьезные ее недостатки и негативные последствия. Тем более что в России уже назревает дефицит генерирующих мощностей, при котором освобождение цен на электроэнергию будет просто невозможным. Московскую аварию в мае 2005 г. следует рассматривать как «первую ласточку», как сигнал к тому, что нужно принимать кардинальные меры. Одной из них должна быть корректировка концепции реформирования электроэнергетики. 5. Особенности электроэнергетических систем и рынка электроэнергии Отмечавшиеся в предыдущих разделах недостатки, трудности и отрицательные последствия (кризисы, системные аварии) можно объяснить особенностями электроэнергетического рынка, который существенно отличается от рынков в других отраслях [3,5]. Главная особенность обусловлена тем, что рынок организуется в очень сложной, технологически жестко связанной системе. Принято говорить о реформировании (реструктуризации) электроэнергетики, а фактически реформируется электроэнергетическая система (ЭЭС) страны или крупного ее региона. Электроэнергетические системы, как и любые другие технические системы, должны проектироваться и создаваться (развиваться) как единое целое. Иначе они не смогут должным образом выполнять свои функции. В СССР во второй половине ХХ века сформировался особый вид инженерно-экономической деятельности: «Проектирование электроэнергетических систем» [1319 и др.]. 11 Благодаря этой деятельности ЕЭС страны оптимально развивалась и надежно функционировала (вплоть до мая 2005 г.). Саму идею организации рынка в технической системе можно было бы посчитать абсурдной, если бы только она не получила столь широкого распространения и признания. Хорошо известны такие свойства и особенности ЭЭС, как особая роль электроэнергии в экономике и обществе; ущерб от внезапного прекращения электроснабжения во много раз превышает стоимость недоотпущенной электроэнергии; невозможность складирования (аккумулирования) электроэнергии в достаточно больших размерах; необходимость обеспечивать баланс производства и потребления электроэнергии в каждый текущий момент времени; неизбежность аварий оборудования и необходимость в связи с этим резервирования генерирующих мощностей и электрических связей. Эти свойства, несомненно, влияют и затрудняют организацию рынка в электроэнергетике, притом в разной степени в различных моделях рынка. Однако следует отметить еще ряд особенностей ЭЭС, важных в этом отношении. 1. Специализированный транспорт электроэнергии (по проводам), что приводит к территориальной ограниченности электроэнергетического рынка: в нем могут участвовать только те потребители и производители, которые непосредственно подключены к ЭЭС, причем через электрические связи с достаточной пропускной способностью; участию в рынке только существующих (действующих) электростанций; наличию технического (физического) барьера для вхождения в рынок новых производителей. 2. Изменения нагрузки потребителей в суточном, недельном и сезонном разрезах. Это обусловливает: необходимость развивать генерирующие мощности в соответствии с годовым максимумом нагрузки (с учетом резервов); в остальные периоды года электростанции будут недогружены и получать меньшие доходы, которые могут оказаться недостаточными для окупаемости инвестиций; экономическую целесообразность иметь в системе электростанции разного типа (базисные, пиковые, полупиковые) с различающимися экономическими показателями (удельными капиталовложениями, издержками производства); необходимость оптимизировать структуру генерирующих мощностей (по типам электростанций) и режимы работы ЭЭС в разных временных разрезах. Наличие электростанций разных типов приводит, в свою очередь, к формированию маргинальных цен на конкурентном оптовом рынке (в моделях 3 и 4) и «излишка производителей» у наиболее эффективных электростанций. 12 3. Большая капиталоемкость и длительные сроки строительства электростанций и некоторых линий электропередачи (ЛЭП). Следствиями этого являются: невозможность быстрого устранения дефицита, если он образовался на рынке по тем или иным причинам. Требуется несколько лет для проектирования и строительства новых электростанций. Более того, если электростанции строятся частными инвесторами (в моделях 3 и 4), то еще примерно 10 лет будет необходимо для окупаемости инвестиций. Следовательно, частный инвестор должен будет знать условия развития ЭЭС, в первую очередь цены оптового рынка, на 1520 лет вперед; необходимость заблаговременного планирования и последующего финансирования развития генерирующих мощностей ЭЭС, чтобы не допустить формирования дефицита на рынке электроэнергии. 4. Пообъектное развитие ЭЭС. Расширение рынка в какой-либо ЭЭС происходит путем строительства отдельных (конкретных) новых электростанций (и ЛЭП). Для этого требуются капиталовложения (инвестиции), которые увеличивают цены (или тарифы) на электроэнергию. При конкурентном рынке (моделях 3 и 4) каждая новая электростанция, строящаяся частным инвестором, помимо эксплуатационных издержек должна иметь инвестиционную составляющую, необходимую для окупаемости инвестиций. Следовательно, цена, которую сможет предложить на оптовом рынке новый производитель электроэнергии (НПЭ), будет выше, чем цена, предлагаемая действующей электростанцией того же вида. Это создает экономический (ценовой) барьер для вхождения в рынок новых производителей в дополнение к физическому барьеру, отмечавшемуся выше. Более подробно это будет рассмотрено в разделе 9. 5. Положительный эффект масштаба, присущий ЭЭС в целом, т.е. эффект снижения издержек производства, транспорта и распределения электроэнергии (и ее цены) при увеличении общей мощности ЭЭС (подробнее см. раздел 7). В наибольшей мере этот эффект реализуется в регулируемой монополии (модель 1). В других моделях он последовательно снижается (в модели 2) или даже теряется совсем (в моделях 3 и 4). При конкурентном оптовом рынке нельзя, в частности, реализовать известный эффект от объединения ЭЭС, который состоит в уменьшении необходимых вводов электростанций в обеих ЭЭС при сооружении межсистемной связи. Затраты на строительство этой связи должны нести транспортно-сетевые компании, а экономия достигается в сфере генерации. К тому же неизвестно, какие именно электрогенерирующие компании, которых несколько в каждой ЭЭС, и каким образом могут получить эффект от снижения необходимых вводов. Обоснование коммерческой эффективности межсистемной связи становится невозможным. Можно видеть, что указанные свойства ЭЭС по-разному проявляются в различных моделях рынка. Однако в целом они свидетельствуют о несовершенстве электроэнергетического рынка. В моделях 1 и 2 его монополистический характер 13 очевиден, что приводит к необходимости регулирования цен (тарифов) на электроэнергию. В моделях 3 и 4, как будет показано в разделе 9, производители электроэнергии сохраняют «рыночную власть» (market power), имея возможность создавать дефицит и поднимать цены на электроэнергию путем прекращения или замедления строительства новых электростанций. Этому способствует экономический барьер, отмеченный выше в п. 4. 6. Сопоставление моделей: критерии, факторы Как отмечалось в разделе 2, до начала реформирования электроэнергетики России не было сделано комплексное обоснование его эффективности. Такое обоснование, несомненно, представляет исключительно сложную работу, однако его нужно было сделать в том или ином объеме. В данном и следующих разделах мы попытаемся хотя бы качественно сопоставить рассмотренные четыре модели рынка в электроэнергетике. Целесообразно сопоставлять их последовательно, как стадии все более глубокого реформирования, отталкиваясь от модели 1. Главными критериями при сравнении моделей следует, по-видимому, принять экономичность и надежность электроснабжения страны (экономики, населения). Дополнительно нужно учитывать также социальные и экологические последствия реформирования и энергетическую безопасность страны. Полный анализ по всем этим критериям провести очень трудно, поэтому сделаем определенные упрощения и допущения. Во-первых, предположим, что экологические последствия реформирования невелики, т.е. они примерно одинаковы во всех моделях рынка, и отвлечемся от этого критерия. Во-вторых, из социальных последствий будем рассматривать лишь изменения конечной цены электроэнергии для населения (ее увеличение или уменьшение) при переходе от одной модели рынка к другой. В этом случае социальный критерий включается в критерий экономичности электроснабжения. Далее, из индикаторов (факторов, показателей) энергетической безопасности в данном случае можно выделить два, связанных с масштабными и длительными нарушениями электроснабжения: 1) крупные системные аварии и 2) дефицит мощности и энергии, образующийся в процессе развития ЕЭС. Первый из них тесно связан с критерием надежности электроснабжения, и мы расширим последний, включив в него вероятность системных аварий. Второй индикатор целесообразно выделить в самостоятельный качественный критерий: «Обеспечение бездефицитного развития ЕЭС страны». Таким образом, при сопоставлении моделей рынка будут использоваться три основных критерия: 1) экономичность электроснабжения; 2) надежность электроснабжения (с учетом крупных системных аварий); 3) обеспечение бездефицитного развития ЕЭС. 14 Следует отметить важную особенность первого критерия – принципиальное отличие экономической эффективности для производителей и потребителей электроэнергии. Одной из главных целей реформирования ставится повышение эффективности производства благодаря конкуренции. Эта цель, вообще говоря, может и не быть достигнута, если эффект от конкуренции окажется ниже затрат на организацию конкурентного рынка. Но даже если она и достигается, то очень важно, кто получает эффект – производитель или потребитель электроэнергии. Если весь выигрыш достается производителю, то экономичность электроснабжения для потребителей не повышается, т.е. по этому, первому критерию реформирование не дает результата. Для потребителей экономический эффект будет получен лишь в случае, если конечная цена на электроэнергию снижается. В связи с этим при сопоставлении моделей рынка по экономическому критерию следует исходить из принципа: углубление реформирования должно давать эффект как производителям, так и потребителям электроэнергии. Иными словами, должен обеспечиваться компромисс интересов производителей и потребителей. Концепции реформирования электроэнергетики исходят из того, что в сферах генерации и сбыта электроэнергии можно организовать конкуренцию (которая должна давать экономический эффект), а сферы транспорта и распределения электроэнергии остаются монопольными, подверженными государственному регулированию. При переходе от модели 1 к последующим моделям рынка происходит последовательное выделение этих сфер и разделение их на множество компаний. В связи с этим интересно рассмотреть, как распределяются полные издержки в электроэнергетике по отдельным сферам и каким может быть эффект от конкуренции в разных сферах. Будем рассматривать условия, в которых ЕЭС России функционировала и развивалась последние 23 года, не учитывая затраты на реформирование электроэнергетики. Постараемся оценить доли издержек в разных сферах в тарифах на электроэнергию у конечных потребителей ( в среднем по ЕЭС). Рассмотрим эксплуатационные издержки в четырех сферах (генерация, транспорт, распределение и сбыт), добавив к ним инвестиционную составляющую тарифа, необходимую для развития ЕЭС (строительства новых объектов, включая распределительные сети). Таким образом, эксплуатационные издержки в каждой сфере связаны лишь с функционированием существующих объектов и их оборудования, включая их модернизацию и обновление за счет амортизационных отчислений, а также нормальную прибыль. К сфере транспорта электроэнергии отнесем основные электрические сети ЕЭС (принадлежащие сейчас Федеральной сетевой компании (ФСК) «ЕЭС России»), а также оперативно-диспетчерское управление всех уровней. В сферу распределения электроэнергии наряду с линиями 6110 кВ и кое-где 220 кВ входят также низковольтные сети (220380 В). Поэтому число обслуживаемых линий и подстанций в сфере распределения значительно больше, чем в сфере транспорта. 15 Издержки в сферах транспорта и распределения включают потери в электрических сетях. В сферу сбыта электроэнергии входят фактически лишь «энергосбыты» разных уровней, собирающие плату с потребителей. С учетом сделанных пояснений в таблице представлена экспертная оценка автора, основанная на изучении ряда материалов. Цифры, приведенные в таблице, несмотря на возможную их погрешность, позволяют установить следующие положения: 1. Наибольшую долю составляют издержки в сфере генерации. Именно здесь можно ожидать получения основного эффекта от конкуренции. 2. Издержки в сферах транспорта и распределения электроэнергии суммарно равны 35 %. Эти сферы остаются монопольными и над ними сохранится государственное регулирование. Следовательно, при реформировании электроэнергетики издержки в этих сферах могут быть снижены лишь путем совершенствования регулирования. Оценка долей производственных издержек разных сфер электроэнергетики в тарифах конечных потребителей (в среднем по ЕЭС) Вид сферы конкурентная монопольная монопольная конкурентная Наименование сферы Генерация электроэнергии Транспорт электроэнергии Распределение электроэнергии Сбыт электроэнергии Развитие электроэнергетики Итого Доля, % 55 10 25 5 5 100 3. Доля издержек в сфере сбыта очень мала. Поэтому эффект от конкуренции в этой сфере (на розничных рынках) будет очень небольшим по абсолютной величине. 4. Доля инвестиционной составляющей тарифа, обеспечивающей развитие ЕЭС, также невелика. Если даже темпы развития повысятся, то увеличение тарифов будет не очень большим, так как инвестиции разносятся на всех потребителей ЕЭС. Такой механизм инвестирования новых электростанций заложен в модели 1 и, как будет показано ниже, сохраняется в модели «Единственный покупатель». В моделях 3 и 4 этот механизм принципиально меняется. Фундаментальными для сопоставления моделей рынка являются вопросы государственного регулирования и эффекта от конкуренции. Государственное регулирование тарифов на электроэнергию предусматривается в моделях 1 и 2. Кроме того, в моделях 3 и 4 тарифы также должны регулироваться при 16 возникновении дефицита или временном отсутствии условий для конкуренции. Государственное регулирование сохраняется в моделях 3 и 4 в монопольных сферах транспорта и распределения электроэнергии. Следовательно, государственное регулирование в большей или меньшей степени неизбежно во всех моделях электроэнергетического рынка. Стремление «избежать» государственного регулирования из-за его трудностей или недостаточной эффективности может быть осуществлено лишь частично. Поэтому при любых моделях рынка необходимо его совершенствование. Государственное регулирование нежелательно («мешает») лишь производителям (энергокомпаниям). Для потребителей же электроэнергии оно является благом, так как препятствует использованию «рыночной власти» и необоснованному повышению цен. Как уже отмечалось, государственное регулирование монопольных электроэнергетических компаний (РАО «ЕЭС России» и АО-энерго), образованных в начале 90-х годов, явилось новым видом деятельности. Процесс становления этой деятельности сопровождался специфическими для России трудностями: инфляцией, неплатежами, стремлением по разным причинам к занижению тарифов на электроэнергию, необходимостью частого их пересмотра и др. Естественно, что в регулировании тарифов имелось много недостатков, некоторые из них сохраняются и сейчас. Однако это не означает, что государственное регулирование нельзя сделать эффективным. В принципе, оно может обеспечивать и нормальное функционирование регулируемых компаний, и оптимальное развитие ЕЭС, и заинтересованность энергокомпаний в повышении эффективности производства (с получением дополнительной прибыли). Опыт Китая свидетельствует об этом. В частности, в разделе 11 будет рассмотрена схема регулирования тарифов производителей электроэнергии, при которой достигается компромисс интересов производителей и потребителей. Если тарифы устанавливать на достаточно длительный срок (несколько лет), то у производителей появляются стимул и возможность (время) для снижения издержек производства и получения максимальной экономической прибыли. При очередном пересмотре тарифов можно часть этой прибыли оставлять производителю, а за счет остальной части снижать тариф. Такой способ регулирования тарифов может применяться как в регулируемой монополии, так и в модели рынка «Единственный покупатель». Эффект от конкуренции, как можно уяснить при более глубоком его анализе, состоит не только в прямом соперничестве конкурентов. Стремление попасть в рынок и по возможности вытеснить из него других действительно заставляет участников рынка снижать издержки производства и предлагать более низкие цены. Однако главной движущей силой в повышении эффективности производства является стремление производителей к получению максимальной прибыли. Это – общий закон рыночной экономики. 17 В экономической теории [2022] принято различать несколько видов прибыли: нормальная, экономическая, монопольная, «излишек производителя». Не останавливаясь на этом подробно, отметим, что прибыль выше нормальной считается «сверхприбылью». При этом монопольная прибыль и «излишек производителя» не обусловлены повышением эффективности и снижением издержек производства. Их получение связано с особыми состояниями (видами) рынка (которые возможны и в электроэнергетике). Только экономическая прибыль представляет собой дополнительную, сверх нормальной прибыль, которую фирма (компания) может получать при успешной (выше средней) деятельности в результате внедрения новшеств, достижений НТП и т.п. Для ее получения должны снижаться издержки производства (ниже средних по отрасли), что приводит в конечном итоге к снижению цен продуктов. Поэтому образование экономической прибыли приветствуется. Получение экономической прибыли возможно, если цены продуктов на рынке фиксированы. Тогда производитель, снижая издержки производства, сможет получать эту дополнительную прибыль. Естественно, он будет стремиться получать ее в максимально возможном для него размере. Такая ситуация имеет место, в частности, на рынках с совершенной конкуренцией, когда имеется много продавцов и покупателей и ни один из них не может влиять на цену продукта. Она для всех них фиксирована. В конкурентных моделях 3 и 4 на оптовом рынке электроэнергии будут формироваться равновесные цены в соответствии со спросом и предложением. При этих ценах (сложившихся, зафиксированных) у производителей, попавших в рынок, будет стимул к получению максимальной прибыли путем снижения издержек производства. Этот стимул и будет вторым фактором (наряду со стремлением попасть в рынок), обеспечивающим повышение эффективности производства при конкуренции. Между тем, как уже отмечалось выше, это же стремление производителя к получению максимальной прибыли можно использовать и при регулировании тарифов в моделях 1 и 2, если тарифы устанавливать на период в несколько лет, достаточный для реального снижения издержек. 7. Модель 1: качественный анализ При сопоставлении моделей рынка целесообразно начать с анализа достоинств и недостатков модели 1 (регулируемая монополия), как отправной точки реформирования (рис.1). При этом необходимо учитывать также конкретные особенности и состояние электроэнергетики России. Анализируя модель 1 по критерию экономической Генерация эффективности, можно отметить две главные ее положительные особенности: 1) наиболее 18 полную реализацию эффекта «масштаба производства», присущего ЭЭС; 2) установление тарифов для потребителей на уровне Транспорт Распределение Сбыт Потребители Рис. 1. Модель 1 регулируемая монополия . оптимизация структуры генерирующих мощностей, схем электрических сетей и режимов работы ЭЭС в целом; снижение доли административно-управленческих расходов при укрупнении компаний. В вертикально-интегрированной монопольной компании эффект от этих факторов можно реализовать наиболее просто и полно. Благодаря положительному эффекту масштаба электроэнергетические системы стран с рыночной экономикой развивались в бытность регулируемых монополий до размеров общенациональных, а затем и межгосударственных объединений ЭЭС. Для частных монопольных компаний обеспечивался при этом рост их основного капитала, материализованного в электрических станциях и сетях. Для потребителей электроэнергии постепенно снижались тарифы вследствие уменьшения удельных издержек производства (на киловатт-час). Следовательно, экономический эффект достигался и для производителей, и для потребителей. Установление тарифов по средним издержкам обеспечивает их низкий уровень, т.е. дает дополнительный экономический эффект потребителям. По критерию надежности электроснабжения модель 1 следует считать наилучшей ввиду наибольшей целостности ЭЭС, ответственности монопольных компаний за надежное электроснабжение, заблаговременного и оптимального планирования развития ЭЭС (включая обеспечение резервов мощности) и наиболее просто осуществимого оперативно-диспетчерского управления. В отечественной электроэнергетике обеспечивался уровень надежности 0,996, а в странах Запада – даже 0,9996. В модели 1 не возникает также проблем с обеспечением бездефицитного развития ЭЭС благодаря включению необходимых инвестиций в инвестиционную 19 составляющую тарифов. Эти инвестиции раскладываются (делятся) на всю электроэнергию, отпускаемую монопольной компанией, вследствие чего инвестиционная составляющая оказывается небольшой (подробнее см. [3]). Потенциально, в регулируемых монополиях возможно даже «переинвестирование» ввиду заинтересованности частных компаний в увеличении своего основного капитала и «перестраховочного» поведения регулирующих органов. Последние, будучи тоже ответственными за надежное электроснабжение, склонны, скорее, допустить излишек генерирующих мощностей, чем их дефицит. Это явилось одной из причин ускоренных вводов и создания, тем самым, излишних резервов мощностей во многих странах Запада. В связи с этим представляется явным недоразумением (или намеренным введением в заблуждение) утверждение о том, что в регулируемых монополиях имеется недостаток инвестиций и для их привлечения необходим переход к конкурентному рынку. Несмотря на отмеченные положительные качества модели 1, состояние электроэнергетики России в 90-е годы все более ухудшалось. Сейчас оно близко к критическому, за которым может последовать тяжелый кризис. Каковы же причины этого? Можно указать три основных фактора, которые совокупно усиливали друг друга: 1) приватизация (акционирование) отрасли в начале 90-х годов; 2) трудности и недостатки в государственном регулировании деятельности образованных монопольных компаний (РАО «ЕЭС России» и АО-энерго); 2) общий экономический кризис в стране. Приватизация электроэнергетики кардинально изменила цели и мотивацию в управлении компаниями. Главной целью стало получение максимальной прибыли. По своей сущности эта цель прямо противоречит задачам обеспечения надежности электроснабжения и его эффективности для потребителей (снижению тарифов). Ради максимальной прибыли занижаются и откладываются «на потом» расходы на ремонты и обновление оборудования, создание резервов, запасов и т.п. Все более начинают превалировать интересы бизнеса, в том числе и «непрофильного» (не связанного с электроэнергетикой России). Растут численность и зарплаты управленческого персонала, чрезвычайно возросла статья «прочие расходы». К руководству компаниями приходят менеджеры, хотя для обеспечения надежного и эффективного функционирования и развития ЕЭС нужны, в первую очередь, высококвалифицированные и опытные руководители – инженеры широкого профиля. Все это затруднило и усложнило работу органов государственного регулирования (ФЭК, РЭК, сейчас ФСТ). Теперь именно на них ложится главная ответственность за электроснабжение страны и регионов. Одновременно, им приходится противостоять собственническим интересам регулируемых компаний. Как свидетельствует опыт Китая, регулировать деятельность и тарифы государственных компаний гораздо легче и проще. 20 Необходимо учитывать также, что организовывать и налаживать деятельность регулирующих органов пришлось в начале 90-х годов заново, причем в обстановке общего экономического кризиса. Инфляция и неплатежи нарушили финансовоэкономическую деятельность энергокомпаний, регулировать которую было исключительно трудно. Обесценивание основных фондов приводило к занижению амортизационной составляющей тарифов, которую, к тому же, приходилось расходовать не на обновление оборудования, а на другие насущные нужды. Прибыль у энергокомпаний практически отсутствовала, дивиденды акционерам не выплачивались, вследствие чего работники энергокомпаний, имеющие акции, продавали их за бесценок. Теперь эти акции оказались в собственности различных компаний и банков, в том числе иностранных. Тарифы на электроэнергию приходилось пересматривать очень часто, поэтому не было возможности создать у регулируемых компаний стимулы к снижению издержек и получению дополнительной (экономической) прибыли. Как уже отмечалось, это возможно лишь при фиксировании тарифов для производителей на достаточно длительный срок (несколько лет). В Китае, например, при отсутствии инфляции тарифы пересматриваются только по инициативе самих производителей. Следует отметить также неудачные изменения в законодательстве по изъятию инвестиционной составляющей из тарифов на электроэнергию и оплате инвестиций на развитие ЕЭС и региональных ЭЭС из прибыли энергокомпаний. Это нарушило нормальный процесс самофинансирования развития энергосистем регулируемыми монопольными компаниями и фактически исключило возможности влияния на этот процесс и контроля за ним со стороны регулирующих органов. Положение улучшилось после включения инвестиционной составляющей в абонентную плату РАО «ЕЭС России». Определенное отрицательное влияние оказали также неоднократные реорганизации и кадровые перестановки в органах государственного регулирования и Министерстве энергетики РФ. Таким образом, недостатки в государственном регулировании электроэнергетических монопольных компаний в 90-е годы объяснялись, главным образом, объективными условиями, а не принципиальной невозможностью эффективного регулирования. Аналогично, кризисное состояние электроэнергетики России в конце XX века также было обусловлено не какими-то серьезными недостатками модели 1, а совсем другими причинами. К 20002002 гг. финансовое положение РАО «ЕЭС России» и АО-энерго стабилизировалось (в том числе с возвращением им накопившихся ранее неплатежей). Можно было начинать широкомасштабный процесс обновления и модернизации энергетических объектов, завершения строительства ранее начатых объектов и др. при одновременном совершенствовании деятельности регулирующих органов. Вместо этого было принято и законодательно оформлено никак не обоснованное предложение РАО «ЕЭС России» о переходе к конкурентному рынку. 21 Усилия руководящего и инженерного персонала переключились на реструктуризацию энергетических компаний, создание рыночных структур, на чисто бизнесные операции по приобретению активов за рубежом и т.п. В результате, процесс обновления энергетического оборудования и объектов отодвинулся на много лет в ожидании частных инвестиций, а состояние электроэнергетики продолжает ухудшаться. 8. Модель 2 рынок «Единственный покупатель» и сопоставление ее с моделью 1 Эта модель (рис.2) занимает промежуточное положение между моделями 1 и 3. От регулируемой монополии (рис.1) она отличается разделением генерации на несколько независимых (финансово самостоятельных) электрогенерирующих компаний (ЭГК), которые начинают конкурировать друг с другом за поставку электроэнергии единому Закупочному агентству. Могут появиться также новые производители электроэнергии (НПЭ). Остальные сферы остаются вертикально- интегрированными в рамках одной компании, которая по отношению к потребителям по-прежнему является монополистом. Естественно, эта компания (Закупочное агентство) должна регулироваться государством в своей деятельности, включая назначение цен на электроэнергию, покупаемую у производителей и продаваемую потребителям. За ней сохраняется также обязанность бесперебойного снабжения потребителей электроэнергией. Компания Закупочное агентство покупает электроэнергию у ЭГК и НПЭ по долгосрочным контрактам с оговоренными ценами, сроками и условиями поставки. С действующими (существующими) производителями контракты заключаются на период 24 года. Цены назначаются индивидуально для каждого производителя на уровне, близком к его издержкам производства. Контракты с новыми производителями заключаются на срок 1015 лет, достаточный для окупаемости инвестиций в новую электростанцию. Цены на электроэнергию устанавливаются при этом бо- лее высокие с учетом необходимости возврата инвестиций. ЭГК НПЭ ЭГК Транспорт Закупочное агентство Распределение 22 НПЭ Сбыт Потребители Рис.2. Модель рынка «Единственный покупатель». Условия поставок и, особенно, цены на электроэнергию, закладываемые в контракты Закупочного агентства с производителями, должны контролироваться и согласовываться регулирующими органами, чтобы избежать злоупотреблений в ущерб потребителям. Фактически это будут регулируемые цены (тарифы), как и при регулируемой монополии. Вместе с тем, долгосрочный характер контрактов и заключение их производителями с одним и тем же Закупочным агентством создают ряд благоприятных возможностей и обстоятельств. Во-первых, при избытке генерирующих мощностей конкурирующие производители вынуждены предлагать как можно более низкие цены. Одновременно при наличии контракта на несколько лет у производителей будут стимул и время для снижения издержек производства, чтобы получать более высокую прибыль. Во-вторых, имеется возможность не допустить дефицита мощностей (и электроэнергии). Закупочное агентство, отвечая за надежность электроснабжения потребителей, будет заблаговременно планировать развитие ЭЭС на своей территории прогнозировать электропотребление, составлять перспективные балансы мощности и энергии и др. При появлении необходимости оно может заключать с ЭГК или НПЭ долгосрочные контракты на дополнительные поставки электроэнергии (от новых электростанций). Срок этих контрактов должен превышать срок, необходимый для окупаемости инвестиций в новые электростанции при ценах поставляемой электроэнергии, оговоренных в контракте. Тем самым инвестору будет гарантирован возврат капиталовложений, что позволяет предусматривать в контрактах низкий процент начислений на вложенный капитал. Использование долгосрочных контрактов снижает риски и повышает финансовую устойчивость генерирующих компаний. В целом по Закупочному агентству цены различных производителей будут осредняться аналогично тому, как это происходит в регулируемой монополии. В осреднение попадут и более высокие цены в контрактах на поставку электроэнергии от новых электростанций. Это позволяет обеспечить низкий уровень тарифов у конечных потребителей. Наряду с этим в модели «Единственный покупатель» реализуется эффект конкуренции между производителями электроэнергии. Как отмечалось ранее, 23 издержки на генерацию составляют преобладающую часть (5060 %) полных издержек в электроэнергетике. Поэтому внедрение данной модели рынка, с одной стороны, позволит реализовать основную часть возможного эффекта от конкуренции, а с другой, постепенно приведет к снижению издержек производства и цен (тарифов) у конечных потребителей электроэнергии по сравнению с регулируемой монополией. В этом ее главное преимущество перед последней. Следует заметить, что сферы транспорта и распределения электроэнергии, на долю которых приходится 3040 % полных издержек, во всех моделях рынка остаются монопольными и регулируемыми (эффект от конкуренции в них отсутствует). В сфере сбыта электроэнергии сейчас расходуется лишь около 5 % общих издержек. Поэтому организацию конкурентных розничных рынков следует признать явно нецелесообразной. Таким образом, в модели рынка «Единственный покупатель» сохраняются основные достоинства регулируемой монополии и отсутствуют недостатки конкурентного рынка электроэнергии, рассмотренные в разделе 3. В частности: предотвращается повышение оптовых цен на электроэнергию до уровня маргинальных; наоборот, появляется возможность их постепенного снижения; не возникает проблем с развитием ЭЭС; не произойдет существенного усложнения оперативно-диспетчерского управления, которое останется в составе Закупочного агентства; отпадет необходимость в создании Администратора торговой системы, спотового и розничных рынков; административные и накладные расходы увеличатся лишь в сфере генерации, однако это будет компенсировано эффектом от конкуренции. Определенные изменения должны будут внесены в систему регулирования тарифов производителей электроэнергии ввиду перехода на долгосрочные контракты (см. раздел 11). Модель «Единственный покупатель» реализована сейчас, как отмечалось в разделе 4, в электроэнергетике Китая, Республики Корея, ряде стран Латинской Америки, а также в Испании, Северной Ирландии и, возможно, в некоторых других странах. Конкретные формы ее реализации различаются в зависимости от особенностей страны. Анализируя и сопоставляя модель 2 с моделью 1 по трем критериям (экономичность, надежность, обеспечение бездефицитного развития ЕЭС), можно отметить следующие моменты. Экономическая эффективность модели 2, с одной стороны, несколько уменьшается в связи с раздроблением сферы генерации. При этом частично нарушается целостность ЕЭС и снижается положительный эффект масштабов производства: будет труднее реализовать потенциально возможное уменьшение резервов мощности; эффект от внедрения достижений НТП в сфере 24 генерации будет оставаться в основном независимым генерирующим компаниям (в меньшей степени «доходить» до потребителей), увеличатся административноуправленческие расходы и др. Однако, с другой стороны, экономическая эффективность повысится ввиду конкуренции между производителями электроэнергии. Можно ожидать, что эффект от конкуренции будет все же больше, чем снижение эффективности от частичного нарушения целостности ЕЭС и уменьшения эффекта масштабов производства. Что касается тарифов для потребителей электроэнергии, то они в модели 2 будут примерно такими же, как в модели 1, ввиду аналогичного осреднения тарифов производителей, или даже несколько ниже, если часть эффекта от конкуренции будет передаваться потребителям (см. раздел 11). Следовательно, можно констатировать, что по экономическому критерию модель «Единственный покупатель» имеет преимущества по сравнению с регулируемой монополией или, во всяком случае, не хуже последней. По критерию надежности модели 2 и 1 должны быть примерно равноценны, так как в них могут поддерживаться необходимые уровни резервов мощности и обеспечиваются одинаковые условия для оперативно-диспетчерского управления. Возможно, что при более глубоком анализе обнаружатся факторы, обусловленные раздроблением сферы генерации, из-за которых надежность электроснабжения в модели 2 может снижаться. Однако такое снижение вряд ли будет очень существенным. В модели «Единственный покупатель» вполне обеспечивается бездефицитное развитие ЕЭС, благодаря заключению долгосрочных контрактов (на 1015 лет) на поставку электроэнергии от новых электростанций. Компания Закупочное агентство, несущая ответственность за электроснабжение, будет, как и регулируемая монополия, заблаговременно планировать развитие ЕЭС, в том числе оптимизировать структуру и сроки ввода генерирующих мощностей. Механизм финансирования строительства новых электростанций оказывается аналогичным механизму финансирования строительств электростанций за счет кредитов в регулируемой монополии. Возврат инвестиций так же, как и кредитов, включается в тарифы на электроэнергию и оплачивается потребителями. Поэтому по данному критерию модели 1 и 2 можно считать равноценными. Одновременно, в модели 2, как и в модели 1, будут иметься отмечавшиеся выше трудности с осуществлением государственного регулирования тарифов на электроэнергию, покупаемую Закупочным агентством у производителей и продаваемую потребителям. Потребуется совершенствование и усиление государственного регулирования. Один из способов такого совершенствования описывается в разделе 11. Заканчивая анализ модели 2, следует отметить, что Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности по своей организационной структуре перед началом реформирования электроэнергетики был достаточно близок к модели 25 «Единственный покупатель». Встречаются даже ссылки на то, что он создавался специально под эту модель рынка. Почему же ФОРЭМ оказался недостаточно эффективным? Почему сейчас некоторые утверждают, что модель 2 – это уже пройденный этап, который показал свою неэффективность, поэтому нужно переходить к конкурентному рынку? Отвечая на эти вопросы, можно указать две основные причины. Во-первых, ФОРЭМ не был в действительности рынком, соответствующим модели «Единственный покупатель». АО-электростанции и большинство избыточных АО-энерго, поставляющих электроэнергию на ФОРЭМ, не были и пока еще не являются независимыми производителями. Они принадлежат РАО «ЕЭС России» как дочерние компании. Поэтому электроэнергетика России представляла и представляет собой пока 2-уровневую регулируемую монополию. Регулируемый ФОРЭМ служит сейчас фактически «механизмом осреднения» оптовых цен на электроэнергию. РАО «ЕЭС России», владеющее АО-электростанциями и почти всеми АО-энерго, является монополистом на ФОРЭМе. Известны многочисленные случаи «ущемления» доступа на ФОРЭМ атомных электростанций и АО-энерго, не принадлежащих РАО «ЕЭС России». На ФОРЭМе не было настоящей конкуренции производителей, какая возможна в модели 2. Во-вторых, в 90-е годы тарифы на электроэнергию, поставляемую на ФОРЭМ АО-электростанциями, по указанным ранее причинам приходилось часто пересматривать. Они устанавливались по фактическим издержкам, вследствие чего у производителей не было стимулов к их снижению. Если же тарифы устанавливать на длительный срок и производители электроэнергии будут действительно независимыми, то можно реализовать и эффект конкуренции производителей за вхождение в рынок, и их стремление к получению максимальной прибыли, о чем говорилось в разделе 6. Условия для этого появились лишь в 20002002 гг., когда уже началось реформирование. Вместо перехода к конкурентному рынку следовало бы направить усилия на совершенствование государственного регулирования и реализацию настоящей модели 2. Вместе с тем близость ФОРЭМа к модели «Единственный покупатель» позволяет легко и быстро скорректировать концепцию реформирования и реализовать эту модель хотя бы как промежуточный этап реформирования. При этом удастся избежать тяжелых последствий перехода к конкурентному рынку, которые были рассмотрены в разделе 3. 9. Анализ модели 3 конкуренция на оптовом рынке Эта модель (рис. 3) существенно отличается от предыдущей модели рынка. Покупатели перемещаются на другую сторону высоковольтных транспортных сетей. 26 ЭГК Оптовый рынок НПЭ ЭГК НПЭ ЭГК Т р а н с п о р т РСК РСК РСК РСК Ра с п р е д е л е н и е Потребители Потребители Потребители Потребители Рис.3. Модель 3 конкуренция на оптовом рынке. 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, владеющая высоковольтными сетями и обеспечивающая доставку электроэнергии от производителей к РСК; Системный Оператор, обеспечивающий оперативно-диспетчерское управление производством и транспортом электроэнергии; рынок краткосрочных контрактов, или биржа электроэнергии, куда покупатели и продавцы подают предложения, определяющие цену на электроэнергию (через каждый час или полчаса). Такой рынок называется спотовым. Его работу организует независимый Администратор торговой системы. 27 Кроме того, может возникнуть форвардный рынок для заключения долгосрочных контрактов (на 13 года) между производителями и РСК. В этом случае спотовый рынок дополняется балансирующим рынком. Формально преимуществом модели 3 считается [1] появление оптового рынка, на котором будут конкурировать не только производители электроэнергии, но и покупатели (распределительно-сбытовые компании), причем последние будут иметь возможность выбора поставщика. Однако, если попытаться уяснить, какой конкретно эффект в смысле снижения издержек производства может дать конкуренция между покупателями электроэнергии, то обнаруживается, что такого эффекта фактически нет. Сфера распределения электроэнергии, которая охватывается РСК, остается монопольной и регулируемой. Здесь эффект конкуренции проявиться не может. Сфера же сбыта электроэнергии, которая также охватывается РСК, в модели 3 тоже является монопольной. Следовательно, можно констатировать, что никаких преимуществ у модели 3 перед моделью 2 практически нет. Совсем другое дело с недостатками модели 3, их много, и они уже указывались в разделе 3. Рассмотрим подробнее два из них. 1. Формирование маргинальных цен на оптовом рынке электроэнергии. Для иллюстрации этого недостатка воспользуемся анализом тарифов на ФОРЭМе в 2003 г., который проведен в [6] для Европейской секции ЕЭС (ЕЕЭС) России (включая ОЭС Урала). Тогда еще отсутствовал сектор свободной торговли и среднеотпускные тарифы электростанций, устанавливаемые ФЭК, достаточно хорошо характеризовали средние за год издержки производства электроэнергии (включая нормальную прибыль). На рис. 4, заимствованном из [6], в порядке возрастания тарифов построен ступенчатый аналог кривой предложения (КП) электростанций, выходивших на ФОРЭМ в ЕЕЭС. Ступени этого графика характеризуют количество энергии, отпущенной за 2003 г. по соответствующему тарифу. Эти данные были размещены на сайте ФОРЭМа [23]. Можно видеть, что самые низкие тарифы (и издержки) имеют гидроэлектростанции (от 11,5 до 29,1 коп/кВтч). Далее идет группа ТЭС на природном газе, тарифы которых меньше, чем средний тариф АЭС (рассматриваемых совместно). Замыкают баланс энергии ЕЕЭС тепловые электростанции второй группы (ТЭС2) с наиболее высокими тарифами. Средний тариф покупки электроэнергии на европейской части ФОРЕМа был в 2003 г. около 45,5 коп/кВтч. Этот тариф нанесен на рис. 4 пунктирной линией. При таком тарифе потребителям было отпущено 233,75 млрд.кВт ч, что можно рассматривать как их платежеспособный спрос. Через эту точку с несколько условным наклоном проведена линия С, имитирующая кривую спроса потребителей (зависимость спроса от цены электроэнергии). 28 Если предположить, что цены электроэнергии на ФОРЭМе в 2003 г. не регулировались (был бы введен конкурентный оптовый рынок), то на нем сформировалась бы равновесная цена (маргинальная), равная примерно 58,0 коп/кВтч. Тогда все электростанции продавали бы электроэнергию по этой цене и получили дополнительную прибыль («излишек производителя»), равную заштрихованной площади. Количественно она составляет около 40 млрд.руб (в год). Это при том, что через европейскую часть ФОРЭМа проходила в 2003 г. примерно лишь четверть электроэнергии, произведенной в ЕЭС России. При маргинальной цене 58,0 коп/кВтч увеличение цены для оптовых покупателей (по сравнению со среднеотпускным тарифом 45,5 коп/кВтч) составило бы 12,5 коп/кВтч, или 27,5 %. Фактически оно было бы даже несколько больше с учетом платы Системному Оператору, Администратору торговой системы и т.п. (Среднеотпускной тариф 45,5 коп/кВтч. был выше, чем средневзвешенный тариф электростанций, на величину общесистемных расходов РАО «ЕЭС России», включая абонентную плату). По отдельным ОЭС из-за ограничений по пропускной способности межсистемных связей указанные тарифы и цены будут несколько отличаться от приведенных значений, средних по ЕЕЭС. Как видно из рис.4, повышение оптовой цены на электроэнергию и образование «излишка производителя» никак не связаны с повышением эффективности производства. Оно обусловлено лишь тем, что в ЕЭС России имеются электростанции разных видов, издержки которых различаются в несколько раз. Как уже отмечалось, формирование маргинальных цен – это отрицательное свойство конкурентного рынка электроэнергии. В модели «Единственный покупатель» оно отсутствует. В 29 рассмотренном примере при реализации модели 2 отпускной тариф потребителям (45,5 коп/кВтч) сохранился бы или даже снизился благодаря конкуренции между производителями электроэнергии. 2. Трудности со строительством новых электростанций. При конкурентном оптовом рынке (модель 3) новые электростанции будут строиться частными инвесторами и окупать инвестиции за счет продажи вырабатываемой ими электроэнергии. Цены на электроэнергию, которые нужны для окупаемости инвестиций, должны превышать эксплуатационные издержки аналогичных действующих электростанций на величину инвестиционной составляющей. Поэтому при формировании на оптовом рынке маргинальных цен на уровне издержек действующих электростанций будет образовываться ценовой барьер для строительства новых электростанций. Поясним это с помощью рис. 5, заимствованного из [3]. Он построен применительно к Европейской секции ЕЭС России для уровня 20052006 гг., когда Цена, издержки иизиздержки цент кВт.ч Годовая выработка Рис.5. Формирование цен на оптовом рынке Европейской секции ЕЭС. 32 ожидалось прекращение регулирования цен. Издержки и цены рассчитаны в центах на киловатт-час с использованием прогнозных данных, приведенных в [24]. На рис. 5 изображены: кривые средних и предельных издержек (КСИ и КП) электрогенерирующих компаний (ЭГК) с действующими электростанциями на угле и природном газе (предполагается, что в ЕЕЭС имеется три такие одинаковые компании), а также с ГЭС и АЭС (по одной компании). Издержки ГЭС и АЭС приняты постоянными, не зависящими от годового производства электроэнергии ими (соответственно 0,5 и 1,37 цент/кВтч). Компания с ГЭС обеспечивает 10 % годовой выработки ЕЕЭС, компания с АЭС – 15 %, остальные три компании – по 25 %; агрегированная кривая предложения (КП) всех действующих электростанций. По достижению максимально возможной годовой выработки этих электростанций Qm агрегированная КП переходит в вертикальный участок (предложение становится абсолютно неэластичным); уровни цен электроэнергии, которые необходимы для строительства новых электростанций частными инвесторами с учетом окупаемости (возврата) инвестиций: КЭС с парогазовыми установками (КЭС – ПГУг – 4,13 цент/кВтч), АЭС (5,01 цент/кВтч) и КЭС на угле (КЭСу – 5,94 цент/кВтч); кривые спроса потребителей (С1 и С2); уровень тарифов при предшествовавшем регулировании цен (2,23 цент/кВтч). После прекращения регулирования цен при спросе С1 рыночное равновесие перейдет из точки А в точку В с повышением цены примерно на 30 % (аналогично тому, как это было на рис.4). Наиболее экономичные ГЭС и АЭС начнут получать сверхприбыль («излишек производителя»), а у потребителей снизится спрос и появятся дополнительные расходы. Уровень цены в точке В явно недостаточен для привлечения инвестиций в новые электростанции, и они строиться не будут. По мере роста электропотребления кривая спроса переместится в положение С2 и равновесие установится в точке D на вертикальном участке кривой предложения КП. Это равновесие будет характеризоваться: ограничением электропотребления на уровне максимально возможной выработки электроэнергии действующими электростанциями Qm , т.е. дефицитом электроэнергии; еще большими затратами у потребителей; получением монопольной прибыли всеми производителями (в дополнение к «излишку производителя»); 33 продолжающейся недостаточностью цены для привлечения инвестиций в новые электростанции и отсутствием их строительства. Строительство новых электростанций станет возможным лишь при дальнейшем увеличении спроса (перемещении линии С вправо), что будет сопровождаться еще большими ростом цен, дефицитом и монопольными прибылями производителей. Фактически при конкурентном оптовом рынке производители сохраняют «рыночную власть» (market power) путем ограничения производства на уровне действующих электростанций (прекращения строительства новых) и повышения тем самым цен на электроэнергию для получения монопольной прибыли. Следовательно, при реализации модели 3 развитие генерирующих мощностей может происходить лишь при постоянном дефиците мощностей, очень высоких ценах, монопольных прибылях производителей и соответствующем ущербе для экономики и социальной сферы. Другие недостатки модели 3, тоже достаточно серьезные, были пояснены в разделе 3, и мы на них не будем останавливаться. Сопоставляя модель 3 с моделью 2 по трем критериям, отобранным в разделе 6, можно убедиться, что модель 3 хуже по всем критериям. В экономическом отношении модель 3 неприемлема для потребителей уже только из-за повышения цен на электроэнергию до маргинальных. К этому нужно добавить затраты на организацию оптового рынка и специальных рыночных структур, а также увеличение административно-управленческих расходов от создания новых компаний. Эта модель выгодна лишь производителям электроэнергии, которые начнут получать «излишек производителя» сверхприбыль, не требующую от них никаких усилий (кроме «проталкивания» этой концепции реформирования через все инстанции и настойчивой ее реализации). Часто высказывают аргумент, что в будущем, со временем цены на электроэнергию будут уменьшаться благодаря снижению издержек под воздействием конкуренции. Однако автору не встречалось каких-либо количественных обоснований этого аргумента: какие электростанции нужно заменить новыми, более эффективными, каковы требующиеся для этого инвестиции, сколько это займет времени, какова будет конкретная динамика снижения цен и т.п. Если кто-нибудь и пытался сделать такое обоснование, то, повидимому, не решился его опубликовать, так как оно дало явно отрицательный результат. Для снижения маргинальных цен на 30 % (на столько, как минимум, они превысят средневзвешенные тарифы при переходе к конкурентному оптовому рынку) потребуется заменить более половины электростанций (с соответствующими инвестициями) и это займет несколько десятилетий. Самое же 34 главное в том, что при модели «Единственный покупатель» аналогичное снижение может быть достигнуто для средневзвешенных тарифов без повышения цен до маргинальных. По критерию надежности электроснабжения модель 3 явно уступает модели 2 в связи со снижением целостности ЕЭС, резким усложнением оперативнодиспетчерского управления и трудностями поддержания необходимого уровня резервов мощности по мере развития ЕЭС (см. следующий критерий). Упоминавшиеся системные аварии в 2003 г. в странах Запада служат подтверждением этому. Недостаток модели 3 в части обеспечения бездефицитного развития ЕЭС (отсутствующий в модели 2) достаточно подробно рассмотрен выше и не требует дополнительных комментариев. Таким образом, модель 3, не имея фактически преимуществ перед моделью 2, уступает последней во всех отношениях с точки зрения потребителей электроэнергии, а также в отношении общих затрат в электроэнергетику и надежности электроснабжения. Лишь в части прибылей производителей электроэнергии модель 3 лучше модели 2. 10. Анализ модели 4 конкуренция на оптовом и розничном рынках Модель 4 отличается от модели 3 возможностью конкуренции не только на оптовом, но и на розничных рынках (рис.6). Потребители электроэнергии теперь могут снабжаться от разных распределительно-сбытовых 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. 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. 35 На оптовом рынке электроэнергии в модели 4 сохраняются те организационные структуры, которые имелись в модели 3: транспортносетевая компания, независимый Системный Оператор и рынок краткосрочных контрактов с независимым Администратором рынка. В связи с резким увеличением числа покупателей деятельность этих структур, естественно, усложняется. 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, которые они также переносили на потребителей. НПЭ Оптовый рынок ЭГК НПЭ ЭГК НПЭ Т р а н с п о р т СК Розничный рынок РСК СК РСК СК Ра с п р е д е л е н и е Потребитель Потребитель Потребитель 36 Потребитель Потребитель Рис.6. Модель 4 конкуренция на розничном рынке. 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 [1]. 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 организации розничных рынков. Поскольку модель 3 не имела преимуществ перед моделью 2 («Единственный покупатель»), а рассматриваемая модель 4 обладает преимуществами перед моделью 3, целесообразно непосредственно сравнить модели 2 и 4. Перечисленные выше преимущества модели 4 связаны, главным образом, с организацией розничных рынков электроэнергии. Количественно оценить эффект от конкуренции на розничных рынках очень трудно, если только вообще возможно. Если предположить, что он составит 1020 %, а издержки сбыта составляют лишь около 5 % общих издержек (см. таблицу), то конкуренция на розничных рынках может снизить общие издержки на 0,51,0 %. Но это только потенциально возможное снижение, реальное снижение будет определяться еще и затратами на организацию и функционирование розничных рынков. Для этого потребуется создание упоминавшейся системы учета и платежей. Кроме того, произойдет дальнейшее повышение административных и накладных расходов ввиду появления множества чисто сбытовых компаний. Оценка всех этих затрат и расходов также весьма затруднительна. В [25], например, увеличение издержек на распределение и сбыт электроэнергии при переходе к конкурентному рынку оценивается более чем в 2 раза. Следовательно, положительный эффект от конкуренции на розничных рынках будет 1020 %, а увеличение издержек из-за дополнительных расходов в 2 раза. Ситуация выглядит таким образом, что потребители получат возможность выбирать себе поставщика, но цены на электроэнергию у любого из поставщиков будут выше, чем было ранее у одного монопольного поставщика. Таким образом, вряд ли можно рассчитывать на положительный результирующий эффект для потребителя от организации розничных рынков электроэнергии (в соответствии с моделью 4). Скорее всего, он будет отрицательным, если его удастся более детально подсчитать. Между тем в модели 4 сохраняются и даже усиливаются все недостатки по отношению к модели «Единственный покупатель», которые отмечались ранее применительно к модели 3: нарушение целостности ЕЭС, формирование маргинальных цен на оптовом рынке, трудности с развитием генерирующих 37 мощностей и др. Еще больше увеличатся административные и накладные расходы, усложнится оперативно-диспетчерское управление и координация деятельности расширившегося множества компаний. Даже чисто визуальное сопоставление рис.6 с рис.2 дает представление о том, насколько дробится и нарушается целостность ЕЭС, возрастает число компаний и усложняются взаимосвязи в модели 4 по сравнению с моделью 2. Сопоставим теперь модель 4 с моделью 2 по трем критериям, применявшимся ранее. В экономическом отношении модель 4 так же плоха для потребителей, как и модель 3, из-за формирования маргинальных цен на оптовом рынке и увеличения административно-управленческих расходов. Последние еще более возрастут ввиду дробления сфер распределения и сбыта электроэнергии с образованием множества дополнительных компаний. Кроме того, цены на электроэнергию у конечных потребителей увеличатся в связи с созданием упоминавшихся автоматизированных систем учета и контроля на розничных рынках электроэнергии. Следовательно, по экономическому критерию модель 4 хуже для потребителей, чем модель 2. Преимущества в части получения сверхприбылей сохраняются в модели 4 лишь для производителей электроэнергии. Однако для страны и общества в целом это является не преимуществом, а недостатком. По критерию надежности модель 4 уступает не только модели 2, но и модели 3 вследствие дробления сфер распределения и сбыта электроэнергии. Факт снижения надежности при переходе к конкурентному рынку признает даже РАО «ЕЭС России». В Концепции обеспечения надежности в электроэнергетике [26], утвержденной Председателем Правления РАО «ЕЭС России» А.Б.Чубайсом, записано, в частности, следующее: «…Основные проблемы в обеспечении надежности возникают из-за хозяйственного разделения участников единого технологического процесса генерации, передачи, распределения и потребления электроэнергии. … Анализ зарубежного опыта показывает, что рост конкуренции и экономия издержек приводят к снижению уровня резервов всех видов, что непосредственно влияет на надежность текущего функционирования, а отсутствие стимулов для долгосрочных инвестиций создает проблему покрытия перспективного спроса, закладывая базу для снижения надежности в будущем…» [26, с.3]. По критерию обеспечения бездефицитного развития ЕЭС в модели 4 сохраняются все недостатки, которые имеются у модели 3 (по сравнению с моделью 2). Резюмируя проведенное сопоставление, можно достаточно уверенно утверждать, что модель рынка «Единственный покупатель» имеет несомненные преимущества (для потребителей электроэнергии) перед моделью 4, которая заложена в концепции реформирования электроэнергетики России. Модель 4 38 имеет плюсы лишь для производителей электроэнергии и организации бизнеса (перепродажи и т.п.). Поэтому необходимо срочно скорректировать принятую концепцию в направлении уменьшения глубины реформирования до модели «Единственный покупатель». 11. Схема регулирования тарифов производителей в долгосрочных контрактах При установлении регулирующими органами в модели рынка «Единственный покупатель» цен на электроэнергию в долгосрочных контрактах с производителями необходимо выдержать достаточно очевидный главный принцип система регулирования тарифов должна быть выгодна как производителям, так и потребителям электроэнергии. Это означает, что для производителей должна иметься возможность получения максимальной прибыли путем снижения издержек производства, но тарифы должны снижаться во времени (при прочих равных условиях) в пользу потребителей. Рассмотрим, как это можно осуществить. Эффект конкуренции в модели рынка «Единственный покупатель» проявляется двояким образом: 1) конкуренция между самыми дорогими производителями, которые будут замыкать баланс мощностей ЭЭС, за заключение контракта с Закупочным агентством (за «вхождение» в рынок электроэнергии). Для них это жизненно важно, так как в противном случае они неизбежно разорятся и прекратят существование. Для дешевых производителей (например, ГЭС) вхождение в баланс оказывается гарантированным, поэтому в такой конкуренции они не участвуют; 2) стремление всех производителей, попавших в рынок, получать максимальную прибыль, если тарифы для них зафиксированы на достаточно длительный срок, в течение которого они реально смогут снизить издержки. Первый фактор конкуренции должен дать большой эффект в части снижения издержек наиболее дорогих производителей. Однако он не затрагивает остальных (большинство) производителей. Поэтому очень важно использовать второй (можно сказать, главный) фактор конкуренции стремление производителей к получению максимальной прибыли. Для этого необходимо фиксировать тарифы (регулируемые цены) на электроэнергию, индивидуальные для каждого производителя, на достаточно длительный срок. Это как раз и предусматривается в модели «Единственный покупатель» заключение долгосрочных контрактов с каждым конкретным производителем (электростанцией или электрогенерирующей компанией). Прибыль, которую производитель может получить сверх «нормальной» прибыли, традиционно закладываемой в тарифы на электроэнергию, будет называться экономической прибылью (в соответствии с теорией 39 микроэкономики). При фиксированной цене (тарифе) производитель может получать максимальную экономическую прибыль за счет снижения издержек производства. Если же при государственном регулировании экономическая прибыль будет изыматься у производителей, то у них не будет стимула повышать эффективность производства. Компромисс интересов производителей и потребителей при регулировании тарифов (с точки зрения указанного главного принципа) может быть достигнут, если часть экономической прибыли будет оставаться у производителей, а за счет остальной части будут снижаться тарифы. Контракты, заключаемые Закупочным агентством с действующими и новыми производителями, как отмечалось в разделе 8, различаются по срокам, ценам и условиям поставки электроэнергии. Рассмотрим сначала общую схему установления (регулирования) тарифов для действующих производителей. Она не может считаться совершенно новой, так как некоторые ее положения, особенно в части удлинения сроков пересмотра тарифов, уже неоднократно предлагались ранее. Для определенности будем предполагать, что контракты с действующими производителями заключаются на срок 3 года (хотя в принципе он может быть другим). С учетом положений, рассмотренных выше, схема регулирования тарифов может быть следующей: 1) тариф устанавливается каждому производителю на 3 года вперед (т.е. пересматривается раз в 3 года); 2) предусматривается ежегодная корректировка тарифа для учета инфляции, изменений цен топлива и других факторов, не зависящих от производителя; 3) может быть установлено (хотя и необязательно) некоторое снижение тарифа по годам этого трехлетнего периода (например, по 1 % в год); 4) вся экономия издержек производства, т.е. экономическая прибыль, которую производитель может получить за 3 года, остается производителю; 5) при установлении тарифа на следующий трехлетний период за основу принимаются тариф предыдущего года и фактические издержки производителя. Новый тариф назначается в промежутке между тарифом прошедшего года и фактическими издержками. Тем самым, с одной стороны, обеспечивается снижение тарифа (в пользу потребителя), но с другой стороны, часть экономической прибыли, полученной («заработанной») производителем за предыдущие 3 года, продолжает оставаться ему и на следующие 3 года. Это создает для производителя долговременный (более чем на 3 года) стимул для повышения эффективности производства. На рис. 7 показана картина изменения тарифа и издержек производства для четырех этапов пересмотра тарифа. При этом предполагается, что отсутствует необходимость корректировки тарифа, о которой сказано выше в пункте 2; тариф устанавливается неизменным на трехлетний срок; 40 на первый срок тариф установлен на уровне существовавшего до этого тарифа Т0; на новый срок тариф назначается строго посредине между предыдущим тарифом и фактическими издержками производства, т.е. половина экономической прибыли, достигнутой производителем за предыдущий период, оставляется ему на следующий период. Можно видеть, что у производителя имеется стимул для получения максимальной прибыли и снижения издержек производства. Одновременно тариф постепенно снижается, т.е. соблюдаются интересы потребителей. При снижении тарифа у каждого действующего производителя будет, естественно, снижаться и осредненный (средневзвешенный) тариф всех производителей, от которого зависят цены на электроэнергию, продаваемую закупочным агентством потребителям. Следовательно, в модели рынка «Единственный покупатель» можно не только предотвратить повышение оптовых цен до уровня маргинальных, что произойдет при введении конкурентного рынка, но и достигнуть их снижения. Тариф, издержки Экономическая прибыль Тариф То Издержки 0 6 3 Рис.7. Схема регулирования тарифов. 41 9 Годы Рассмотренная общая схема регулирования тарифов требует, конечно, детализации во многих аспектах. Однако она, несомненно, значительно проще, чем упоминавшаяся в разделе 3 система регулируемых двусторонних договоров, которая разрабатывается РАО «ЕЭС России» для регулируемого сектора ФОРЭМа. Насколько известно автору, Федеральная служба по тарифам разрабатывает сейчас процедуру ежегодной корректировки (индексации) тарифов на электроэнергию, что позволит устанавливать их на несколько лет. Такая схема может применяться также для регулирования тарифов в изолированных ЭЭС, где нет условий для конкуренции и сохраняются монопольные вертикально-интегрированные энергокомпании. Контракты, заключаемые Закупочным агентством с новыми производителями (на строительство новых электростанций), будут иметь свои особенности ввиду более длительных сроков (1015 лет), необходимости возврата инвестиций и др. Очевидно, что они должны заключаться на основе конкурсов между разными компаниями по критерию минимума предлагаемой ими цены электроэнергии. Здесь не видно принципиальных трудностей, и мы не будем останавливаться на таких контрактах. 12. Возможности реализации модели рынка «Единственный покупатель» в России Организация модели «Единственный покупатель» в России будет иметь особенности, связанные, в первую очередь, с большой территорией страны и сложившейся иерархической структурой ЕЭС. Кроме того, необходимо учитывать современное состояние реформирования электроэнергетики, из которого будет осуществляться переход к этой модели. В настоящее время наша электроэнергетика находится где-то между моделью 1 (регулируемая монополия) и моделью 3 (конкурентный оптовый рынок), причем все еще ближе к модели 1. На регулируемом секторе ФОРЭМа продается более 80 % проходящей через него электроэнергии, причем доля продаж через ФОРЭМ составляет только около 50 % от общего объема производимой в стране электроэнергии. Тарифы на остальную электроэнергию, производимую и продаваемую непосредственно АО-энерго, также пока регулируются. При скорректированных планах реформирования отрасли введение полноценного конкурентного оптового рынка будет возможно не ранее 20082009 гг. Конкурентные розничные рынки (модель 4) смогут быть организованы лишь в еще более отдаленной перспективе. Следовательно, современное состояние электроэнергетики России (между моделями 1 и 3) как раз близко к модели 2 («Единственный покупатель»). Об этом говорилось в разделе 8. 42 Учитывая структуру ЕЭС России, следует рассматривать реализацию двухуровневой модели «Единственный покупатель» (рис.8): ОГК НПЭ ОГК Федеральное закупочное агентство (ФЗК) ТГК Региональное закупочное агентство (РЗК) Потребители Региональное закупочное агентство (РЗК) ТГК Потребители Рис. 8. Двухуровневая модель рынка «Единственный покупатель». 1) Федеральное закупочное агентство (ФЗА), осуществляющее закупку (и последующую продажу) электроэнергии на территории, где обеспечивается параллельная работа энергосистем (все ОЭС, кроме ОЭС Востока); 2) региональные закупочные агентства (РЗА), охватывающие территории соответствующих АО-энерго. В изолированных ЭЭС, где нет условий для конкуренции между производителями, сохраняются вертикально-интегрированные монопольные энергокомпании. Вопрос о создании РЗА на территории ОЭС Востока нуждается в специальной проработке. За основу для Федерального закупочного агентства может быть принят существующий регулируемый ФОРЭМ с создаваемыми сейчас оптовыми генерирующими компаниями (ОГК). В качестве самого ФЗА может выступать компания (ОАО или холдинг), близкая по функциям к современному РАО «ЕЭС России» (преобразованное РАО «ЕЭС России»). В состав ФЗА войдут Федеральная сетевая компания (ФСК), ЦДУ Системный оператор, аналог Администратора торговой системы, который будет заниматься заключением долгосрочных контрактов и взаиморасчетами, и другие необходимые структуры и организации. Деятельность ФЗА, включая установление тарифов на покупаемую и продаваемую электроэнергию, будет регулироваться, как и сейчас, Федеральной службой по тарифам (ФСТ). 43 Региональные закупочные агентства могут создаваться на базе существующих АО-энерго (возможно, с их укрупнением), из которых выделяются (когда это целесообразно) территориальные генерирующие компании (ТГК). Они будут, как и сейчас, продавать электроэнергию потребителям на своей территории, выполняя функции единственного «гарантирующего поставщика». Их деятельность и тарифы на электроэнергию, отпускаемую потребителям, будут регулироваться региональными энергетическими комиссиями (РЭК) или филиалами ФСТ. Специального изучения требует вопрос о выделении из АО-энерго теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) с включением их в ТГК. Учитывая, что тарифы на тепловую энергию продолжают регулироваться, ТЭЦ не смогут полноценно участвовать в рынке электроэнергии. Кроме того, деятельность РЗА также должна регулироваться. В связи с этим при преобразовании АО-энерго в РЗА может оказаться целесообразным сохранение ТЭЦ в их составе с одновременным регулированием (как и сейчас) тарифов и на электрическую, и на тепловую энергию. В этом случае некоторые РЗА могут быть избыточными и продавать ФЗА часть своей электроэнергии (на рис. 8 показан случай, когда все РЗА являются дефицитными). Взаимодействие Федерального и региональных закупочных агентств будет близко к взаимоотношениям на регулируемом секторе ФОРЭМа. ФЗА будет покупать электроэнергию по долгосрочным контрактам (на 24 года) у ОГК и избыточных РЗА, а продавать ее дефицитным РЗА. Одновременно ФЗА будет осуществлять долгосрочное прогнозирование, проектирование и планирование развития ЕЭС, заключая (на конкурсной основе) долгосрочные контракты (на 1015 и более лет) с ОГК или новыми производителями электроэнергии на строительство новых электростанций, необходимых для покрытия перспективных потребностей (в нужных местах, в требующиеся сроки и оптимального с точки зрения ЕЭС вида). Как уже отмечалось, цены на электроэнергию, покупаемую у разных производителей (в том числе новых), будут усредняться при продаже ее дефицитным РЗА. Одновременно при установлении тарифов на длительные сроки может быть обеспечено постепенное снижение цен благодаря конкуренции между производителями электроэнергии. Региональные закупочные агентства наряду с покупкой (или продажей) электроэнергии у ФЗА будут закупать ее у ТГК, расположенных на их территории или связанных с ними электропередачами достаточной пропускной способности. При этом ТГК будут конкурировать с ФЗА за поставки электроэнергии РЗА, т.е. опосредствованно конкурировать с ОГК (с их осредненной по стоимости электроэнергией). Тем самым будут обеспечиваться минимально возможные тарифы у конечных потребителей электроэнергии. При реализации в России рассмотренной двухуровневой модели рынка «Единственный покупатель» отпадет необходимость в организации спотового рынка и связанных с ним сложных и дорогостоящих автоматизированных систем учета и взаиморасчетов торговой системы. В долгосрочных контрактах с 44 производителями могут оговариваться зависимость тарифов от фактического производства электроэнергии (например, для ГЭС), выполнение функций поддержания частоты (балансирования нагрузки) и др. При этом исключаются отмечавшиеся ранее трудности в оперативно-диспетчерском управлении ЕЭС, включая оптимизацию режимов электростанций и поддержание надежности электроснабжения в аварийных ситуациях. Отпадет необходимость также в создании конкурентных розничных рынков электроэнергии и множества сбытовых компаний, эффективность которых, как отмечалось в разделе 10, очень сомнительна. Таким образом, переход к модели рынка «Единственный покупатель» из существующего состояния реформирования вполне возможен и не связан с какими-то принципиальными трудностями. Несмотря на большие преобразования и затраты, сделанные по организации конкурентного оптового рынка, сейчас еще не поздно остановиться на модели «Единственный покупатель» и избежать дальнейших затрат и, самое главное, тяжелых последствий для экономики и населения. 13. Заключение Анализ, проведенный в препринте, можно кратко обобщить следующим образом. 1. В странах с рыночной экономикой, включая сейчас и Россию, неизбежна организация в той или иной форме рынка и в электроэнергетике. За рубежом такие формы (модели организации рынка) достаточно разнообразны. Практически все страны прошли через стадию естественной регулируемой монополии, причем некоторые сохранили ее до настоящего времени. 2. Причиной реструктуризации электроэнергетики в странах Запада были выявившиеся недостатки регулируемых монополий: высокие тарифы на электроэнергию (56 цент/кВтч и выше в ряде стран), «переинвестирование» излишнее развитие и избыточные резервы генерирующих мощностей (3040 %), недостаточное внедрение достижений НТП и др. Главной целью реформирования ставилось снижение цен на электроэнергию благодаря организации конкуренции в сферах генерации и сбыта. 3. Ни в одной из стран, начавших реструктуризацию электроэнергетических монополий, этот процесс нельзя считать законченным. В концепции реформирования периодически вносятся коррективы, иногда кардинальные. Сейчас еще не выработано модели электроэнергетического рынка, которая была бы достаточно хороша во всех отношениях и применима во всех странах. 4. Концепция реформирования, заложенная в закон РФ «Об электроэнергетике», принята без должного ее обоснования. Среди основных ее целей, помимо общих слов о повышении эффективности производства и использования электроэнергии, называется привлечение инвестиций. О снижении 45 цен умалчивается (и как об этом можно говорить, если оптовые цены у нас 1,52,0 цент/кВтч). Между тем для потребителей электроэнергии (остальных отраслей экономики и населения) повышение эффективности ее производства может выражаться лишь в снижении цен на электроэнергию (это и ставилось главной целью на Западе). Выдвижение в качестве цели реформирования привлечения инвестиций следует считать недоразумением. С одной стороны, инвестиции вполне обеспечиваются в регулируемой монополии путем включения инвестиционной составляющей в тарифы для потребителей. Как уже отмечалось, в странах Запада имелось даже «переинвестирование». С другой стороны, для привлечения частных инвестиций при конкурентном оптовом рынке необходимы очень высокие цены на электроэнергию (46 цент/кВтч). Такие цены для условий России просто неприемлемы. 5. Переход к конкурентному рынку, предусмотренный законом «Об электроэнергетике», не только связан с большими затратами на организацию конкурентных оптового и розничных рынков и создание множества генерирующих, сетевых и сбытовых компаний, но и приведет к тяжелым негативным последствиям: повышению оптовых цен на электроэнергию до уровня маргинальных (вместо их снижения); для Европейской секции ЕЭС это повышение оценивается в 2040 %, а для ОЭС Сибири с большой долей ГЭС в 1,62,3 раза; снижению надежности электроснабжения; трудностям с развитием генерирующих мощностей (возможному дефициту) и др. Некоторые из этих недостатков конкурентного рынка были известны заранее, другие осознаны уже в процессе реформирования. 6. Зарубежный опыт последних лет подтверждает трудности с организацией конкурентного рынка и возможные последствия от его введения. Франция, Япония и некоторые штаты США откладывают реструктуризацию своей электроэнергетики, сохранив регулируемые монополии. Многие страны, в том числе Южная Корея и Китай, остановились в реформировании на модели рынка «Единственный покупатель», которая является промежуточной между регулируемой монополией и конкурентным рынком. В ряде стран, перешедших к конкурентному рынку, произошли кризисные явления, связанные с дефицитом электроэнергии и ростом цен на нее (Калифорния, Аргентина, Бразилия, Чили), или крупные системные аварии (США, Канада, несколько стран Западной Европы). Страны, где случились кризисы, восстановили регулирование цен на электроэнергию, т.е. вернулись фактически к модели «Единственный покупатель». 7. Недостатки конкурентного рынка электроэнергии обусловлены, в первую очередь, особенностями электроэнергетических систем, в которых он организуется. Эти особенности приводят к общему несовершенству электроэнергетического рынка: его территориальной ограниченности, наличию 46 физического (технического) и экономического (ценового) барьеров для вхождения в рынок новых производителей, формированию маргинальных цен и «излишка производителя», невозможности быстрой ликвидации дефицита и др. Производители электроэнергии, несмотря на конкуренцию друг с другом, сохраняют «рыночную власть», имея возможность создавать дефицит и поднимать цены на электроэнергию путем прекращения или замедления строительства новых электростанций. 8. Анализ и качественное сопоставление основных моделей рынка в электроэнергетике по трем критериям (экономичность электроснабжения, надежность электроснабжения и энергетическая безопасность) показали несомненные преимущества модели «Единственный покупатель». В ней можно реализовать эффект конкуренции производителей электроэнергии (по сравнению с регулируемой монополией) и одновременно отсутствуют недостатки конкурентного рынка. При анализе обнаружено, что с точки зрения потребителей электроэнергии (заинтересованных в снижении цен) модель конкурентного оптового рынка не имеет никаких преимуществ перед моделью «Единственный покупатель». Преимущества есть лишь для производителей электроэнергии, у которых появляется возможность получать сверхприбыль («излишек производителя» и монопольную прибыль). Но с точки зрения общества и государства это нужно рассматривать не как преимущество, а как недостаток. В связи с этим предлагается скорректировать концепцию реформирования электроэнергетики России под модель «Единственный покупатель». 9. В рынке «Единственный покупатель» сохраняется государственное регулирование деятельности Закупочного агентства, а также тарифов на покупаемую и продаваемую им электроэнергию. В 90-е годы прошедшего века имелись объективные трудности в осуществлении государственного регулирования. Это был новый вид деятельности, который отсутствовал в СССР. Период его становления совпал с общим экономическим кризисом, инфляцией, неплатежами и др., которые поставили энергокомпании в тяжелое финансовоэкономическое положение. Регулировать их при таком состоянии было очень трудно, тарифы приходилось часто пересматривать и т.п. В настоящее время ситуация относительно стабилизировалась и имеются возможности для улучшения и совершенствования деятельности регулирующих органов. Особенно важно перейти к системе установления тарифов для производителей на длительный срок (несколько лет), чтобы у них появились стимулы к снижению издержек производства. 10. В разделе 11 рассмотрена возможная схема регулирования тарифов производителей на рынке «Единственный покупатель» при заключении с ними долгосрочных контрактов на поставку электроэнергии единому Закупочному агентству. Благодаря установлению тарифов на длительный срок при такой схеме их регулирования становится возможным реализовать два основных эффекта конкуренции: 47 стремление производителей войти в рынок и остаться в нем (заключить контракт с Закупочным агентством); стремление производителей к получению максимальной прибыли (путем снижения издержек при фиксированной цене на электроэнергию). При этом в рынке «Единственный покупатель» будет в полной мере реализовываться эффект конкуренции в сфере производства электроэнергии, на которую приходится 5060 % полных издержек в электроэнергетике. Именно в этой сфере можно ожидать получения основного эффекта от конкуренции. 11. На сферу сбыта электроэнергии приходится сейчас лишь около 5 % полных издержек, поэтому эффект от конкуренции в этой сфере по абсолютной величине может быть очень небольшим. В то же время организация розничных рынков потребует создания сложных автоматизированных систем учета и расчетов за электроэнергию, а иногда и дублирования распределительных сетей. Одновременно резко увеличатся административно-управленческие и накладные расходы в связи с появлением множества конкурирующих сбытовых компаний. По некоторым оценкам издержки в сфере распределения и сбыта электроэнергии увеличатся при этом в 2 раза. Они явно превысят эффект от конкуренции на розничных рынках, поэтому их создание следует признать экономически нецелесообразным. 12. Структура электроэнергетики России, образованная в начале 90-х годов при акционировании, РАО «ЕЭС России», АО-энерго, АО-электростанции, ФОРЭМ была очень близка к модели «Единственный покупатель». Однако по многим причинам, в том числе из-за отмеченных выше трудностей государственного регулирования тарифов в 90-х годах, организовать должную конкуренцию производителей тогда не удалось. В настоящее время, после стабилизации положения в экономике и электроэнергетике, такие возможности появились, в частности для установления тарифов на несколько лет (с ежегодной индексацией их для учета инфляции). Переход (или возврат) к модели рынка «Единственный покупатель» из существующего сейчас состояния реформирования вполне возможен и не связан с какими-то принципиальными трудностями. В разделе 12 показан один из вариантов реализации в электроэнергетике России двухуровневой модели «Единственный покупатель». 13. В целом, несмотря на большие преобразования и затраты, сделанные по организации конкурентного оптового рынка, сейчас еще не поздно остановиться на модели «Единственный покупатель». Для этого необходимо как можно скорее скорректировать концепцию реформирования с внесением поправок в закон РФ «Об электроэнергетике». Такая корректировка может рассматриваться как первый (промежуточный) этап реформирования (так сделано в Южной Корее), который позволит избежать излишних затрат и тяжелых последствий, а также не спеша определить с учетом зарубежного опыта пути дальнейшего реформирования. 48 Аллегорическая концовка. Представьте, дорогой или уважаемый читатель, что Вы наметили себе цель, закупили необходимое снаряжение и продукты и пошли. Пройдя значительную часть пути и израсходовав дополнительные средства, Вы вдруг обнаружили, что перед Вами пропасть. Что делать? Продолжать путь и упасть в пропасть только потому, что Вы уже понесли большие затраты и прошли значительную часть пути? PERICULUM IN MORA! Литература 1.Hunt S., Shuttleworth G. Competition and Choice in Electricity. – John Wiley, Chichester, England, 1996. 2. Волков Э.П., Баринов В.А., Маневич А.С. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. – М.: Энергоатомиздат, 2001. – 432 с. 3. Беляев Л.С., Подковальников С.В. Рынок в электроэнергетике: Проблемы развития генерирующих мощностей. – Новосибирск: Наука, 2004. – 221 с. 4. Об электроэнергетике. Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. № 35ф3. 49 5. Беляев Л.С. Электроэнергетические системы и рынок в электроэнергетике // Энергия: экономика, техника, экология. – 2004. № 1, с. 1017 и № 2, с. 2127. 6. Беляев Л.С. Маргинальные цены оптового рынка электроэнергии и «излишек производителя» // Энергия: экономика, техника, экология. – 2004. – № 12. – С. 2-9. 7. Васильев Ю.С., Глебов И.А., Демирчян К.С. и др. Предпосылки самодостаточного развития электроэнергетики России // Изв. РАН. Энергетика. – 2001. - № 3. – С. 332. 8. Батенин В.М., Масленников В.М. Какие перспективы у энергетики России // Энергия: экономика, техника, экология. – 2004. № 9. – С. 211. 9. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации. Постановление Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 г. № 526. 10. Privatization of KEPCO comes to a halt // Biz & Economy. Seoul, May 31, 2004. - 2 p. 11. China Huaneng Group. – Beijing, China, 2005. 12. Rudnick H., Barroso L.A., Skerk C., Blanco A. South American Reform Lessons // IEEE Power & Energy. – 2005. – V. 3, № 4. 13. Волькенау И.М., Зейлигер А.Н., Хабачев Л.Д. Экономика формирования электроэнергетических систем. – М.: Энергия, 1981. – 320 с. 14. Беляев Л.С., Войцеховская Г.В., Савельев В.А. и др. Системный подход при управлении развитием электроэнергетики. – Новосибирск: Наука, 1980. – 240 с. 15. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро. 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с. 16. Труды института «Энергосетьпроект». Вып. 1.– М.: Энергия, 1970. – 296 с. 17. Вопросы построения автоматизированных информационных систем управления развитием электроэнергетических систем. Вып. 2. Структура и принципы построения I очереди АИСУ /Под ред. Л.С.Беляева и А.Н.Зейлигера. – Иркутск: СЭИ СО РАН, 1975. – 150 с. 18. Проектирование и эксплуатация энергетических систем и электрических сетей. Труды института « Энергосетьпроект». Вып. 20. – М.: Энергия, 1980. – 136 с. 19. Экономико-математические модели оптимизации проектирования и планирования развития электроэнергетики. Сборник научных трудов. – М.: ЭНИН им. Г.М.Кржижановского, 1985. – 150 с. 20. Макконнелл К.Р., Брю С.Л. Экономикс: принципы, проблемы и политика. Пер. с 14-го англ. изд. – М.: ИНФРА – М, 2003. – 972 с. 50 21. Хайман Д.Н. Современная микроэкономика: анализ и применения. Т.2. – М.: Финансы и статистика, 1992. – 372 с. 22. Фишер С., Дорнбуш Р., Шмалензи Р. Экономика. – М.: Дело, 1998. – 830 с. 23. http:// www. cdrforem. ru / activity от 22.03.04. 24. Projected Costs of Generating Electricity. Update 1998 // Nuclear Energy Agency – International Energy Agency, OECD. – Paris, 1998. 25. Платонов В.В. Возможно ли незатратное получение энергии и как обеспечить надежное электроснабжение при минимизации тарифов. – М.: ИБРАЭ РАН, 2003. – 24 с. Препринт № IBRAE – 2003 – 11. 26. Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике. – М.: РАО «ЕЭС России», 2004. Лев Спиридонович БЕЛЯЕВ Недостатки реализуемой концепции реформирования электроэнергетики России и необходимость ее корректировки 51 Препринт ИСЭМ СО РАН, 2006. № 1 Редактор Г.Г.Боннер Утверждено к печати Институтом систем энергетики им. Л.А.Мелентьева СО РАН Подписано к печати 14 февраля 2006 г. Формат 70х80х1/16 Уч.-изд. л. 2,6 Тираж 150 экз. Заказ № 52 Изд.лиц. № 00639 от 05.01.2000 г. Лиц. ПЛД № 40-61 от 31.05.99 г. Отпечатано на ризографе ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130 52
