• Содержание номера
  • Рейтинг:  0 
 

Инвестиционные риски реформы электроэнергетики

 

Автор

Тукенов Ануар, Аналитическая служба ИПГ "Евразия"

 

    1. Условия, необходимые для привлечения инвестиций
    Целью проводимой в России реформы электроэнергетики является создание условий для привлечения инвестиций и повышение эффективности отрасли. Поэтому сначала определимся, каковы должны быть эти условия и что означает понятие <эффективность рынка>.
    В экономике эффективным признается рынок какого-либо товара, на котором:

  • товар поставляется (продается) производителями, имеющими наименьшие издержки на его производство;
  • товар потребляется (покупается) покупателями, которые наиболее высоко его ценят;
  • товара производится столько, сколько покупается.
        Эффективный рынок обеспечивает рыночное равновесие в краткосрочный и долгосрочный периоды.
        Рыночное равновесие в краткосрочный период - равновесие между меняющимися спросом и предложением товара. В краткосрочный период производители получают доход, как минимум равный переменным издержкам производства.
        Рыночное равновесие в долгосрочный период - наличие в отрасли оптимального для имеющегося спроса уровня производственных мощностей. Такое равновесие обеспечивается только в случае, если в долгосрочный период производители получают доход, покрывающий средние за период издержки (постоянные и переменные) и позволяющий получать нормальную прибыль. При выполнении последнего условия производители заинтересованы оставаться на рынке.
        В то же время данный уровень прибыли не создает достаточных стимулов для новых инвестиций, которые появляются, когда производители начинают получать экономическую прибыль, т. е. когда спрос превышает предложение или, что одно и то же, уровень производственных мощностей в отрасли становится ниже оптимального. (Поэтому равновесие рынка в долгосрочный период, как правило, является колебательным процессом.)
        Главным условием равновесия рынка в краткосрочный и долгосрочный периоды является конкурентное ценообразование, при котором конкурентная (равновесная, клиринговая) цена устанавливается равной предельным издержкам самого неэкономичного из востребованных производителей. Предельными считаются издержки производства последней, дополнительной единицы продукции, равные переменным издержкам на производство этой дополнительной единицы. Поэтому на электростанциях предельные издержки - это известные энергетикам относительные приросты расхода топлива.
        Следовательно, эффективность рынка и своевременное привлечение в отрасль инвестиций определяется конкурентным ценообразованием, основными условиями которого являются:
  • большое количество производителей, ни один из которых (или никакая группа производителей) не обладает рыночной властью и не может самостоятельно влиять на рыночное ценообразование (о подобной ситуации говорят: производители вынуждены соглашаться с конкурентной ценой, устанавливаемой рынком);
  • такой характер предельных издержек производства, при котором отдельно взятому предприятию экономически нецелесообразно увеличивать объем производства до уровня, позволяющего ему иметь рыночную власть (начиная с определенного объема производства наблюдается снижение положительного эффекта от его масштаба);
  • своевременная и доступная информация о рыночных ценах.
        И хотя второе условие (об ограниченности положительного эффекта масштаба производства) в электроэнергетике выполняется плохо из-за специфики производства электроэнергии, соблюдение двух других позволяет, как показывает зарубежный опыт, создать достаточно эффективный конкурентный рынок электроэнергии.
        Таким образом, инвестору для принятия решения о вложениях в электроэнергетическую отрасль необходимо знать ответы на названные выше вопросы.

        2. Условия для конкуренции
        Большинство принципиальных решений по реструктуризации РАО <ЕЭС> (отделение конкурентных видов деятельности по производству и сбыту электроэнергии от монопольной сетевой деятельности, создание ФСК и РСК, учреждение системного оператора и некоторые другие) отвечают базовым принципам перехода от монопольного к конкурентному рынку электроэнергии и вопросов не вызывают.
        Однако настораживают возможные последствия формирования оптовых генерирующих компаний (ОГК) на базе крупных федеральных станций и территориальных генерирующих компаний (ТГК), сформированных на основе генерирующих активов АО-энерго и укрупненных по региональному признаку.
        Необходимость создания крупных генерирующих компаний при реформировании РАО <ЕЭС> обосновывается тем, что это повышает рыночную стоимость приватизируемых активов и отвечает интересам как государства, так и акционеров. Зарубежной практике знакомы примеры подобного подхода к реформированию электроэнергетики.
        Так, в Англии и Уэльсе в 1990 г. на базе генерирующих мощностей монопольного производителя электроэнергии CEGB (Central Electricity Generating Board) были созданы три крупные генерирующие компании, приватизированные в два этапа, а затем в 1995-1997 гг. разбитые на более мелкие компании.
        Данная схема реструктуризации отрасли объяснялась избытком генерирующих мощностей накануне реформирования электроэнергетики и заниженной почти в пять раз по отношению к бухгалтерской рыночной стоимостью приватизируемых электростанций. Чтобы повысить продажную стоимость последних и вернуть государству затраченные на их строительство средства, было принято решение о дроблении прежнего монополиста на привлекательные для инвесторов крупные компании.
        Однако обвинения крупных генерирующих компаний в манипуляциях с ценами на рынке и других проявлениях рыночной власти послужили главной причиной того, что в 1997 г. было принято решение о необходимости дальнейшего дробления генерирующих компаний и переходе к другой модели рынка. В результате, затратив порядка 3 млрд фунтов стерлингов, Англия и Уэльс в 2001 г. перешли на новые правила торговли электроэнергией.
        Высокая степень концентрации производства является предметом озабоченности на дерегулированных рынках электроэнергии и других зарубежных стран, так как может привести к появлению на рынке олигополии. После создания ОГК России угрожает та же проблема.
        Как известно, олигополия - рынок, на котором доминируют несколько крупных производителей-олигополистов. Чтобы олигополия (или монополия) не привела к появлению рыночной власти у отдельных ОГК, законодательно предусмотрены следующие превентивные меры:

  • ОГК будут формироваться по экстерриториальному принципу (т. е. электростанции одной ОГК рассредотачиваются по разным территориям);
  • многочисленность конкурирующих между собой крупных компаний - 10 ОГК, как минимум 1 ТГК и, возможно, ОГК на базе атомной генерации;
  • ограничение права любой ОГК иметь более 35% от суммарной установленной генерирующей мощности в пределах одной ценовой зоны.
        Реально конкуренция между производителями имеет место только в пределах ценовой зоны, где они расположены и где происходит формирование равновесной (конкурентной) цены.
        Ценовые зоны должны занимать компактную территорию, определяемую, например, границами федеральных округов или объединенных энергосистем.
        Распределение генерирующих мощностей тепловых ОГК по федеральным округам и по объединенным энергосистемам представлено в таблицах (ГЭС в силу низкой себестоимости электроэнергии и режимов работы занимают особую нишу на рынке и не являются в полном смысле конкурентами ТЭС), из которых следует, что в случае установления ценовых зон указанным образом принятый состав генерирующих мощностей ОГК компаний создаст, особенно на Урале и в Центре, предпосылки для доминирования отдельных компаний на рынках электроэнергии.

    Таблица 1. Установленная мощность тепловых ОГК по федеральным округам, МВт
    Федер. округ ОГК-1 ОГК-2 ОГК-3 ОГК-4 ОГК-5 ОГК-6
    Уральский 2326 5865 882 4800 4949
    Приволжский 4830

    600

    Центральный 1885
    5025 1730 2400 2950
    Северо-Западный
    430 1060

    2727
    Южный
    2400

    1340 2245
    Сибирский


    1400
    1250

    Таблица 2. Установленная мощность тепловых ОГК по объединенным энергосистемам, МВт
    Объед. энергосистема ОГК-1 ОГК-2 ОГК-3 ОГК-4 ОГК-5 ОГК-6
    Урала 7156 5865 882 5400 4949
    Центра 1885
    5025 1730 2400 2950
    Северо-Запада
    430 1060

    2727
    Северного Кавказа
    2400

    1340 2245
    Сибири

    1690 1400
    1250

        Из теории и практики товарных рынков известно, что в случае олигополии возможен только один из трех вариантов ценообразования:

  • явный или неявный ценовой сговор олигополистов (картельное соглашение);
  • ценовое лидерство одной компании;
  • ценовая война между олигополистами.
        Ценовой сговор повсеместно преследуется по закону, но, как правило, факт сговора доказать невозможно. Однако если последний имеет место, то олигополисты устанавливают неоправданно высокие цены на рынке.
        Ценовое лидерство имеется, когда цену на рынке определяет один из олигополистов, обычно самый крупный и влиятельный, а остальные в своей ценовой политике вынуждены следовать за ним. Подобное ценообразование существует, например, на рынке автомобилей, но на рынке электроэнергии по ряду причин не практикуется.
        Ценовая война между олигополистами за рынок сбыта (за покупателей) возникает, если они не могут (не хотят) достичь картельного соглашения или следовать политике ценового лидерства. Результатом обычно становится снижение рыночной цены до уровня, позволяющего покрывать только переменные, т. е. текущие, издержки производства. Особенно вероятны такие цены, если производители приобрели производственные мощности (электростанцию) по низкой цене, например в результате приватизации, и им нет необходимости закладывать в цены возмещение больших постоянных издержек.
        Наглядным примером олигополии на дерегулированном рынке электроэнергии и ценовой войны между олигополистами является рынок электроэнергии Казахстана1. При этом в первую очередь от ценовой войны и низких цен (на уровне переменных издержек производства) пострадали производители электроэнергии. Однако в ближайшее время негативные изменения ощутят и потребители, так как низкие доходы в отрасли не позволяют своевременно ремонтировать оборудование и осуществлять новое строительство.
        Такой сценарий развития событий вполне вероятен и для рынка электроэнергии России, особенно учитывая наличие электростанций с большой единичной мощностью. Поэтому целесообразно принять следующие превентивные меры по избежанию (или смягчению) негативных последствий олигополии: по возможности равномерно распределить генерирующие мощности ОГК по ценовым зонам; разделить финансовую и бухгалтерскую отчетность электростанций, входящих в ОГК; ввести ограничения на установленную мощность не только для отдельного производителя, но и для группы производителей и др.

        3. Границы оптового рынка
        В концепции стратегии РАО <ЕЭС> говорится о необходимости формирования единого централизованного оптового рынка электроэнергии на Европейской части России, Урале и в Сибири.
        Однако полноценная конкуренция между производителями электроэнергии этого огромного региона возможна только при условии, что цена сделки между продавцом (производителем) и покупателем (потребителем) не будет зависеть (или будет мало зависеть) от их местоположения. Другими словами, местоположение производителя и расстояния между ним и потребителями не должны влиять (или мало влиять) на цену электроэнергии. В противном случае близлежащие производители всегда будут иметь преимущество перед дальними.
        Отметим также, что централизованное управление огромным оптовым рынком с суммарной установленной мощностью порядка 200 МВт и сотнями участников на данном этапе представляется проблематичным. По крайней мере, таких прецедентов за рубежом нет. Даже крупнейшие дерегулированные оптовые рынки почти в три раза меньше по установленной мощности.
        Поэтому в России по примеру Австралии целесообразно сформировать семь региональных рынков в рамках семи существующих объединенных энергосистем (ОЭС) или семи федеральных округов, в каждом из которых будут свой оптовый и розничные рынки. (В США дерегулированные рынки электроэнергии объединяют в лучшем случае несколько штатов.) При этом:

  • все межрегиональные магистральные сети по-прежнему находятся в ведении ФСК, но в рамках каждого из семи рынков будут сформированы свои передающая и распределительные компании;
  • системный оператор (СО) на каждом из рынков будет иметь филиалы. В функции последних, в частности, входит обеспечение по границам рынка баланса между собственным производством электроэнергии на этом рынке и ее импортом с других рынков, с одной стороны, и собственным потреблением и экспортом на другие рынки, с другой. Головной офис СО станет выполнять аналогичные функции, но уже в пределах ЕЭС;
  • сходные решения можно принять и в отношении администратора торговой системы: филиалы организовывают торговлю электроэнергией на региональных рынках, головной офис - торговлю между субъектами разных рынков.
        Помимо повышения управляемости рынком и энергосистемой, такое решение позволило бы:
  • упростить организационно-технические мероприятия по переходу к дерегулированному рынку, так как состав субъектов ОЭС и соответственно будущий состав участников каждого рынка уже известен и имеются схема, территориальный орган и технические средства оперативно-диспетчерского управления, функционирующие в течение многих лет;
  • в зависимости от топологии сетей и количества ЛЭП, подверженных перегрузкам, применить наиболее подходящую модель организации торговли на каждом рынке.

        4. Правила оптовой торговли электроэнергией
        Из опыта зарубежных либерализованных оптовых рынков известны три подхода (модели) к организации торговли на них: централизованный, децентрализованный и интегрированный.
        Централизованный подход (или пул производителей) отражает мнение тех специалистов, которые считают, что в силу специфики рынка электроэнергии (невозможность складирования электроэнергии, мгновенность процессов ее производства, передачи и потребления и т. д.) торговля на нем не может быть либерализована полностью и конкуренция должна иметь место только между производителями. Потребители не принимают участия в ценообразовании и оплачивают электроэнергию по цене, рассчитанной системным оператором на основе его издержек на покупку электроэнергии и системные услуги.
        Отбор наиболее экономичных генераторов для поставки электроэнергии производится централизованно системным оператором на основе ценовых заявок (или экономических показателей) станций в результате оптимизационных расчетов. Цена электроэнергии самого дорогого из отобранных генераторов определяет цену покупки у всех остальных генераторов и вместе с другими издержками системного оператора служит основой для определения цены продажи электроэнергии всем оптовым покупателям.
        Централизованные оптимизационные расчеты позволяют использовать так называемое узловое ценообразование, в основе которого лежит идея о том, что цена в разных узлах сети должна отличаться только на величину издержек на ее доставку. В случае с электроэнергией это потери на передачу энергии и повышение цены ее поставки в какой-либо узел из-за системных ограничений, когда электроэнергия покупается у более дорогого генератора. На практике, однако, из-за сильного усложнения расчетов потери при узловом методе ценообразования не учитываются - они оплачиваются отдельно.
        Децентрализованный подход отражает мнение тех специалистов, которые считают, что либерализованный рынок электроэнергии в части организации торговли не должен отличаться от других товарных рынков и участники рынка электроэнергии должны иметь право свободно торговать друг с другом путем заключения двусторонних договоров. Системный оператор при этом обеспечивает поставки купленной (проданной) электроэнергии в пределах пропускной способности сетей и не вмешивается в коммерческую деятельность участников рынка.
        Естественно, при подобной организации торговли нет места узловому ценообразованию. Вместо этого цены устанавливаются по индивидуальным договоренностям между продавцами и покупателями. При достаточно большом числе участников рынка, отсутствии у кого-либо из них рыночной власти и хорошо организованной рыночной информации данный подход обеспечивает равновесные (т. е. уравновешивающие спрос и предложение) конкурентные цены.
        Интегрированный подход является своего рода компромиссом между первой и второй точками зрения и предусматривает для участников рынка возможность торговать электроэнергией по их усмотрению - как через пул, так и по двусторонним договорам.
        Участники пула покупают-продают электроэнергию по узловым ценам, определяемым в результате оптимизационных расчетов. Другие участники рынка, предпочитающие двустороннюю торговлю, покупают-продают электроэнергию по ценам, установленным их двусторонними соглашениями. Однако в случае ограничений на передачу они оплачивают разницу между узловыми ценами в узле генерации (поставки) и узле потребления.
        На практике стоимость потерь на передачу при расчете узловых цен не учитывается, и разность узловых цен возникает только при перегрузках сети по маршруту поставки (примером такого рынка является РJМ, объединяющий энергосистемы нескольких штатов на северо-востоке США).
        В России изначально было решено создать интегрированную модель организации торговли на оптовом рынке электроэнергии, т. е. предусматривающую и двустороннюю, и централизованную торговлю по узловым равновесным ценам, которые определяются оптимизационными расчетами.
        Такое решение, скорей всего, было вызвано наличием в энергосистеме около 60 <узких> (т. е. испытывающих перегрузки) сечений в передающих сетях - проблема, для решения которой узловое ценообразование считается хотя и сложным, но эффективным средством.
        При узловом ценообразовании оптимизация состава и режимов генераторов, работающих на каком-либо рынке, предполагает, что выбор последних для поставки электроэнергии в сеть производится исключительно по экономическим соображениям на основе предельных издержек на производство, с учетом расходов на пуск-остановку энергетических блоков и издержек холостого хода.
        Однако для переходного периода оптового рынка электроэнергии России были установлены внеэкономические приоритеты для отдельных категорий производителей, а сам рынок разбит на два сектора: сектор свободной торговли и регулируемый сектор с разными разрешенными объемами торговли (15 и 85% соответственно) и разным ценообразованием (узловое и тарифное соответственно).
        Данные меры, а также учет в узловом ценообразовании стоимости потерь на передачу электроэнергии между почти 6000 (!) узлов привели к значительному усложнению оптимизационных расчетов и схемы работы рынка. В результате правила функционирования рынка переходного периода, как и ценообразование в секторе свободной торговли, непонятны подавляющему большинству участников рынка. Хочется надеяться, что эти и другие недостатки переходного рынка будут устранены на последующих этапах реформы.
        С этой целью наряду с уже перечисленными предложим следующие меры:
        1. Тщательное изучение вопроса о целесообразности применения интегрированной модели организации торговли, предполагающей сложные централизованные оптимизационные расчеты и узловое ценообразование, в качестве целевой модели всего рынка электроэнергии России.
        В случае создания семи региональных оптово-розничных рынков с их самостоятельными механизмами балансирования и управления перегрузками проблема <узких сечений> может оказаться не столь острой и повсеместно или на отдельных рынках удастся применить более простую и понятную (но не менее эффективную) децентрализованную модель. Для управления перегрузками существуют более простые методы (деление на ценовые зоны, встречная покупка, продажа прав на пропускную способность), нежели узловое ценообразование, применяемое преимущественно при большом числе <узких сечений> в пределах одного рынка.
        2. Если все же узловое ценообразование останется, необходимо исключить из узловых цен стоимость потерь на передачу, которые должны оплачиваться отдельно (например, в тариф за использование сетей должны быть заложены расходы на покупку электроэнергии для компенсации потерь электросетевыми компаниями).
        Кроме того, преимущества узлового ценообразования при управлении перегрузками проявляются в полной мере при условии, что оптимизационные расчеты и установление узловых цен производятся не только при определении плановых объемов производства накануне операционного дня, но и в течение операционных суток с учетом постоянно меняющейся ситуации на рынке. На рынке PJM (США), например, узловые цены (без учета потерь) для порядка 2800 узлов рассчитываются как накануне, так и каждые 5 минут в течение всего операционного дня.
        3. Чтобы создать условия для сопоставимости цен спроса и предложения электроэнергии, тариф на передачу электроэнергии не должен зависеть от местонахождения покупателя и продавца (<почтовая марка>, зональный тариф, тариф по точке подключения), иначе невозможно обеспечить равные условия для конкуренции при заключении двусторонних сделок.
        4. Поддержка экономически неэффективных (или неконкурентных по себестоимости), но по разным причинам (социальная защита населения, безопасность энергосистемы и т. д.) необходимых электростанций (ТЭЦ, АЭС) за счет сетевого тарифа.
        Для обеспечения данной меры нужно, чтобы:

  • тариф применялся как к потребителям (покупателям), так и к производителям;
  • величина тарифа была дифференцирована в зависимости от местоположения станции, ее назначения и других определяемых правительством критериев. При необходимости тариф может быть и отрицательным, т. е. предусматривающим, что станция получит (а не заплатит) по тарифу за выдаваемую в сеть электроэнергию (примером успешного применения отрицательного тарифа является рынок электроэнергии Швеции).

        5. Цена газа, используемого в качестве топлива для электростанций
        Инвестирование в электроэнергетику России осложняется ситуацией с ценами на газ, используемый в качестве первичного энергоносителя на многих электростанциях России. Никто не может быть уверен в том, что существующий низкий уровень цен сохранится достаточно долго (по крайней мере, на срок окупаемости инвестиций в отрасль), а не поднимется до мирового уровня.
        На западных рынках электроэнергии, где, как известно, цена на газ никем не дотируется, электростанции на газе поставляют электроэнергию на рынок преимущественно в пиковые и полупиковые часы, когда базовые электростанции не в состоянии покрыть увеличившуюся в данные часы нагрузку. Соответственно цена на полупиковую, и особенно пиковую, электроэнергию значительно (иногда многократно) выше, нежели на базовую.
        Подобное ценообразование позволяет:

  • базовым электростанциям, имеющим высокие удельные капитальные затраты, но использующим относительно дешевое топливо (угольные электростанции, АЭС, ГЭС), производить дешевую электроэнергию, возмещая постоянные издержки даже при относительно низком уровне прибыли за счет длительной работы;
  • пиковым и полупиковым электростанциям, имеющим относительно низкие удельные капитальные затраты, но использующим дорогое топливо (ГТЭС и ПГЭС), получать прибыль, достаточную для возмещения постоянных потерь даже при кратковременной работе.
        В России же в случае повышения стоимости газа до уровня мировых цен практически все существующие электростанции, использующие газ и работающие в базовом режиме, окажутся неконкурентоспособными и само производство электроэнергии на них станет убыточным.
        Как пример можно привести Джамбульскую ГРЭС в Казахстане мощностью 1200 МВт, использующую в качестве топлива газ и мазут. Эта станция после повышения цен на газ и мазут в 2000 г. практически не работает, так как оказалась неконкурентоспособной.
        В то же время неясна ситуация и с электростанциями, работающими на угле. Если цена газа все же будет оставаться низкой достаточно долго, они в течение всего этого периода будут уступать газовым электростанциям по всем показателям - экономическим, техническим и экологическим.
        В подобных условиях вкладывать средства в генерирующие мощности в России крайне рискованно. Вместе с тем проблема привлечения инвестиций в отрасль становится все более острой и уже сегодня требует решения, тем более если учесть длительный характер инвестиционного цикла.
        Решение данной проблемы видится в следующем.
        Вероятней всего, цена газа в России в ближайшее десятилетие все же достигнет мирового уровня, что делает строительство крупных паросиловых электростанций на газе (в первую очередь ГРЭС) нецелесообразным. Для использования этого вида топлива сегодня имеет смысл строить только относительно дешевые ПГЭС и ГТЭС с тем, чтобы в случае повышения цены на газ они могли использоваться в пиковые и полупиковые часы работы энергосистемы. Пока же ПГЭС и ГТЭС могут работать и в базовом режиме, замещая выбывающие генерирующие мощности. (В качестве основных базовых должны строиться угольные электростанции.)
        Кроме того, предстоит приватизация Правительством РФ электростанций с паросиловым циклом, работающих на газе. Поэтому необходимо, чтобы инвесторам были даны гарантии возмещения разницы в топливной составляющей цены на электроэнергию в случае заметного повышения цены на газ, иначе желающих приобрести эти активы будет немного. В то же время повышение продажной цены госпакетов акций данных электростанций компенсирует в определенной мере возможные расходы на возмещение разницы в топливной составляющей цены.
        Единственной альтернативой предлагаемому решению проблемы привлечения инвесторов представляется отказ или отсрочка дерегулирования рынка электроэнергии и допуск на рынок независимых производителей электроэнергии (НПЭ). Однако в этом случае Правительство РФ (или его уполномоченный орган) должно будет заключить с НПЭ так называемое соглашение на покупку электроэнергии (СПЭ). СПЭ имеет долгосрочный (обычно на весь срок эксплуатации станции) характер, и в нем на указанный срок оговариваются все эксплуатационные (режимные) и финансовые вопросы взаимоотношений сторон, включая вопросы хеджирования рыночных цен.

  •  
    Добавить комментарий
    Комментарии (4):
    Zehra
    30.11.-0001 00:00:00
    Cool! That's a clveer way of looking at it!
    Tamires
    30.11.-0001 00:00:00
    Alright alirhgt alright that's exactly what I needed!
    Mahaley
    30.11.-0001 00:00:00
    This arctlie keeps it real, no doubt.
    oo
    30.11.-0001 00:00:00
    http://manipulator-avto.ru/ Аренда манипулятора.