 |
Основные модели рынка в электроэнергетике
|
|
|
|
Принято различать четыре основные модели организации электроэнергетического рынка [1-4 и др.]:
1. Регулируемая естественная монополия (отсутствие конкуренции). Такая модель целесообразна, если одна фирма может обеспечивать всю потребность в продукции с меньшими издержками и ценами, чем две или большее число фирм. В этой модели все аспекты работы рынка регулируются государством (тарифы, объёмы продаж, методики расчета тарифов и т.д.). Регулируемые вертикально-интегрированные компании занимаются всеми сферами производства, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии, несут ответственность за бесперебойное электроснабжение на своей территории.
Развитие энергосистем обеспечивается путём включения инвестиций в тарифы для потребителей, которые устанавливаются на уровне средних издержек компании с добавлением инвестиционной составляющей.
Естественные электроэнергетические монополии сформировались в странах Запада в 30-х – 40-х годах прошлого столетия и на протяжении нескольких десятилетий обеспечивали быстрое развитие электроэнергетики. В 70-е – 80-е годы начали проявляться некоторые недостатки регулируемых монополий: высокие тарифы в ряде стран (5-6 цент/кВт.ч и выше), «переинвестирование» - излишнее развитие генерирующих мощностей (с резервами до 30-40 %) и др. Главной причиной считаются трудности и недостатки государственного регулирования. Возникла идея организации конкуренции в сферах генерации и сбыта электроэнергии. Ожидается, что конкуренция заменит государственное регулирование, повысит эффективность производства и приведёт к снижению цен на электроэнергию. Сферы транспорта и распределения электроэнергии считаются объективно монопольными, и в них сохраняется государственное регулирование. Следующие модели рынка характеризуются последовательным выделением и разделением сфер генерации, транспорта, распределения и сбыта с образованием соответствующих компаний.
|
|
|
Недостаток данной модели устройства рынка в отсутствии стимула у электростанций в снижении издержек производства.
2. Единый покупатель (конкуренции среди Поставщиков). В данной модели устройства рынка Единый Покупатель (“Закупочное агентство”) покупает электроэнергию у всех Поставщиков. Электрогенерирующие компании (ЭГК) конкурируют друг с другом за поставку электроэнергии “Закупочному агентству”. Последнее продаёт электроэнергию всем Покупателям по ценам, которые формируются как средневзвешенная цена поставок электроэнергии Поставщиками за расчётный период (период может быть любым), с добавлением “инвестиционной составляющей”, необходимой для строительства новых электростанций.
“Закупочное агентство” ответственно за бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией и своевременное развитие электроэнергетической системы. При необходимости оно заключает долгосрочные договоры с инвесторами на строительство электростанций. (Процедура конкурса на строительство электростанций не входит в тему данной статьи).
Данная модель рынка “Единый покупатель” позволяет:
· За счёт конкуренции среди Поставщиков получить наименьшую стоимость поставок электроэнергии на оптовый рынок.
· Разработать систему расчётов, исключающую непредсказуемый характер цен на электроэнергию для Покупателей.
· Обеспечить возможность получения средств необходимых для строительства новых электростанций, путём включения “инвестиционной составляющей” в тарифы всех Покупателей.
· Полностью управлять процессом развития электроэнергетической системы.
|
|
|
3. Конкуренция на оптовом рынке (конкуренция среди Поставщиков и оптовых Покупателей). На территории бывших АО-энерго образуются нескольких распределительно-сбытовых компаний (РСК), монопольно снабжающих потребителей на своей территории. Образуются конкурентные отношения среди Поставщиков и оптовых Покупателей. Прекращается регулирование цен на оптовом рынке. Поскольку ценообразование происходит по маржинальному принципу, то оптовые цены повышаются до ценовых заявок электростанций, замыкающих баланс, т.е. максимальных из прошедших конкурентный отбор.
Необходимо подчеркнуть, что, цены на рынке электроэнергии повышаются выше средних издержек производства по системе в целом, только вследствие изменения алгоритма расчета цен на рынке, а не из-за какого - либо увеличения затрат Поставщиков.
Появляется ценовой барьер для вхождения в рынок новых производителей электроэнергии, возникают трудности с финансированием строительства новых электростанций. Далее будет подробно рассмотрено, почему возникают эти трудности.
Сохраняется регулирование цен на розничных рынках электроэнергии.
4. Конкуренция на оптовом и розничных рынках (конкуренция среди Поставщиков, оптовых и розничных Покупателей). Дополнительно разделяются сферы распределения и сбыта электроэнергии с образованием регулируемых сетевых компаний (по территориям) и множества независимых сбытовых компаний. Количество управленческого персонала ещё более вырастает. Организуются розничные рынки электроэнергии, на которых конкурируют друг с другом сбытовые компании (покупающие электроэнергию на оптовом рынке) и потребители. Прекращается регулирование розничных цен.
Следует подчеркнуть, что все перечисленные модели – это модели рынка. В разных странах мира в тех или иных разновидностях реализованы все виды рассмотренных рынков: например, регулируемая монополия – в Японии, Франции, некоторых штатах США;
рынок «Единый покупатель» – в Южной Корее, Китае, Северной Ирландии, Мексике;
конкурентные рынки – в Англии, Скандинавских странах, Австралии, ряде штатов США.
Аспекты, требующие учёта
Необходимо хотя бы кратко рассмотреть ряд положений или моментов, которые важны для сопоставления моделей рынка.
|
|
|
Рынки 1 и 2 хороши для Покупателей электроэнергии, так как в них тарифы устанавливаются как средневзвешенная величина стоимости поставок Поставщиков. Финансирование развития ЭЭС обеспечивается за счёт включения “инвестиционной составляющей” в тарифы всех Покупателей.
Рынки 3 и 4 выгодны Производителям электроэнергии, которые продают электроэнергию по маржинальным ценам, которые, как правило, выше их собственных издержек.
Несомненно, конкуренция является движущей силой рыночной экономики. Благодаря конкуренции снижаются издержки производства и, в конечном итоге, цены продукции. Однако, очень важно различать, кто получит эффект от конкуренции – производители или потребители. Их интересы прямо противоположны.
Эффект для потребителей может быть лишь в снижении цен. Если цены не снижаются или, наоборот, повышаются, то никакого эффекта для потребителей нет – весь эффект от конкуренции достаётся производителям. Именно это происходит при переходе к конкурентным рынкам 3 и 4, в которых формируются маржинальные оптовые цены.
Главным недостатком конкурентных рынков следует считать повышение оптовых цен на электроэнергию до уровня маржинальных, соответствующих издержкам наименее экономичных электростанций, востребованных на рынке (рис. 1).
Создаётся парадоксальная ситуация – конкуренция вводится для повышения эффективности производства, снижения издержек и, следовательно, цен на электроэнергию, а в электроэнергетике, наоборот, цены на конкурентном оптовом рынке повышаются. Следовательно, потребители электроэнергии не только не получают эффекта от конкуренции, но ещё и понесут ущерб. Производителям же электроэнергии достанется весь эффект от конкуренции, а также «излишек производителя», образующийся при повышении цен [5]. Таким образом, конкурентный рынок в электроэнергетике выгоден лишь производителям электроэнергии.
Рис.1. Формирование маржинальной цены на конкурентном рынке
Формирование маржинальной цены на электроэнергию и образование «Излишка Поставщиков» никак не связано с эффективностью производства. Оно обусловлено лишь тем, что электростанции имеют разные издержки, обусловленные разными причинами (время постройки, вид топлива, тип турбин и т.п.).
|
|
|
Второй серьёзный недостаток конкурентных рынков 3 и 4 - появление трудностей со строительством новых электростанций, обусловленных изменением механизма их финансирования и образованием ценового барьера для вхождения в рынок новых производителей. Если в моделях 1 и 2 инвестиции в какую-либо новую электростанцию распределяются (делятся) на всю покупаемую в системе электроэнергию, то в моделях 3 и 4 эти инвестиции должны окупаться самой электростанцией, за счёт продажи своей электроэнергии. Вновь построенная электростанция должна включать инвестиционную составляющую в свой тариф.
В условиях ликвидации организации, предназначенной для управления развитием электроэнергетики в России (РАО ЕЭС), строительство новых электростанций частными инвесторами должно быть мотивировано рыночными механизмами. В моделях рынка 3 и 4 цены на электроэнергию на рынке, при которых инвестиции могут окупиться, должны превышать цены действующих электростанций на величину “инвестиционной составляющей” новой электростанции.
Приведём простейший расчёт величины “инвестиционной составляющей” в цене 1 кВт.ч. новой электростанции в условиях конкурентного рынка 3 и 4 моделей позволяющей окупить вложенные средства.
Стоимость строительства тепловых электростанций на угле оценивается ориентировочно в 25 тыс. руб/кВт.Примем за срок окупаемости электростанций период в 5 лет. Ставка рефинансирования Центробанка равна примерно 10%. В коммерческих банках величина оплаты за кредит выше ставки рефинансирования, но для упрощения расчётов можно принять ее, как процентную ставку кредитования строительства электростанций.
Предположим, что вновь построенная электростанция будет загружена ровным графиком с полной нагрузкой. Это также является допущением, так как тепловые электростанции изменяют нагрузку по сезонам года, временам суток, а в условиях конкурентного рынка добавляются неравномерности графика нагрузки, вызванные механизмом формирования конкурентных цен.
При принятых допущениях, которые заведомо снижают рассчитываемую величину, инвестиционная составляющая цены равна около 80 коп/кВт.ч.
Сегодняшние поставщики, как правило, электростанции, построенные в 60-70 годы, т.е. давно отработавшие свои амортизационные сроки, средневзвешенная стоимость поставки электроэнергии которых, находится в пределах 60-90 коп/кВт.ч. Себестоимость выработки на проектируемых электростанциях (без учёта инвестиционной составляющей) на 5-10 % ниже существующих за счет более совершенного оборудования, снижения численности обслуживающего персонала и т.д. Но, инвестиционная составляющая, добавленная к себестоимости (даже сниженной по сравнению с действующими электростанциями), в размере 80 коп/кВт.ч. делает новые электростанции неконкурентоспособными, а стало быть невостребованными на рынке. Такое положение будет сохраняться до тех пор, пока не возникнет дефицит мощности и электроэнергии с соответствующим монопольным повышением цен (рис. 2).
|
|
|
В условиях, когда спрос превышает предложение (дефицит мощности и электроэнергии), конкурентное ценообразование невозможно.
|
|
Рис 2. Цена на конкурентном рынке, при которой становятся востребованными вновь построенные электростанции.
Следовательно, при реализации моделей 3 и 4 развитие генерирующих мощностей может происходить лишь при постоянном дефиците мощностей, очень высоких ценах и монопольных прибылях существующих производителей, что угрожает быть серьёзным тормозом развития экономики и увеличения инфляции за счёт роста энерготарифов.
Приведём краткий расчёт инвестиционной составляющей тарифа на электроэнергию для всех Покупателей обеспечивающей получение необходимых средств для строительства электростанций, покрывающих ежегодный прирост потребления в 4%.
Исходные данные для расчета возьмём те же что и в предыдущем примере.
Срок возврата вложенных средств примем равным 5 лет.
Рассчитаем стоимость постройки электростанций, покрывающих увеличения потребления приведённую к 1 кВт. мощности. Т.е. необходимо каждый год строить по 0,04 кВт. генерации.
Сопоставление моделей
У конкурентных рынков электроэнергии (модели 3 и, особенно, 4), помимо двух рассмотренных, имеется ряд других существенных недостатков:
· Отсутствие органа, ответственного за бесперебойное электроснабжение страны и своевременное развитие ЕЭС и располагающего необходимыми для этого финансовыми ресурсами. «Гарантирующие поставщики», предусмотренные Законом «Об электроэнергетике» [9], могут лишь заключать договоры на поставку электроэнергии со всеми желающими потребителями. Однако у них нет 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.
· Снижение надежности электроснабжения потребителей вследствие административно-хозяйственного раздробления ЕЭС и усложнения оперативно-диспетчерского управления. Происходит общее ухудшение управляемости ЕЭС, возникает проблема перегрузки ветвей электрической сети (congestion management) и др. Мы не будем углубляться в эти проблемы.
· Увеличение административно-управленческих расходов в связи с образованием множества новых компаний и рыночных структур. Этот недостаток очевиден и не требует пояснений.
Следует учесть также, что затраты при производстве электроэнергии составляют ориентировочно 50-60 % от ее стоимости у конечных потребителей, затраты в сфере транспорта и распределения электроэнергии – 40-45 % и затраты в сфере сбыта электроэнергии – 5 %.
Транспорт электроэнергии остается регулируемой монополией в любых моделях рынка, поэтому наибольший эффект от введения конкурентных отношений на рынке электроэнергии может быть получен только в сфере генерации электроэнергии.
· Рыночный характер стимулирования инвестиций подразумевает скачкообразный характер развития:
Рост потребления при умеренных ценах на электроэнергию (отсутствие мотива для инвестиций в строительство электростанций) → дефицит электроэнергии → монопольное увеличений цены на рынке (появление мотивации для строительства новых электростанций) → ликвидация дефицита электроэнергии (снижение цен на рынке) → прекращение строительства новых электростанций → дефицит электроэнергии и т.д.
Кроме того, есть еще и временной аспект данной проблемы. Между временем наступления дефицита и монопольного повышения цены до момента ввода в работу новых генерирующих мощностей проходит значительное время. Это означает что, в течение нескольких лет потребители будут платить монопольно высокие цены за электроэнергию, в условиях растущего дефицита, до того, как необходимые мощности будут введены!
|
|
|
