Л. С. Беляев, доктор технических наук, О. В. Марченко, С. В. Подковальников, кандидаты технических наук, Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева, Иркутск
Цели реформирования электроэнергетики Российской Федерации сформулированы так: «Обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, повышение эффективности производства и потребления электроэнергии, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.
Стратегической задачей реформирования выдвинут перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования...»
В процессе реформирования электроэнергетики предполагается, в частности:
• создание федеральной сетевой компании, единой системы диспетчерского управления и администратора торговой системы;
• создание нескольких генерирующих компаний в роли самостоятельных участников оптового рынка электроэнергии;
• преобразование ФОРЭМ в полноценный конкурентный оптовый рынок электроэнергии; на втором этапе реформы, через 5-6 лет, намечается прекращение регулирования тарифов на электрическую энергию (при сохранении регулирования тарифов на ее передачу и системные услуги).
Для потребителей электроэнергии (населения и всех отраслей экономики) желательны как можно более низкие цены на нее. В частности, на Западе основной целью перехода к рынку в электроэнергетике было снижение цен. Об этом следует помнить, так как переход к рынку стал зачастую восприниматься как самоцель.
В соответствии с отмеченными выше целями реформирование должно проводиться в интересах потребителей электроэнергии (экономики и социальной сферы).
Самой же электроэнергетической отрасли, естественно, выгодны как можно более высокие цены. Они должны обеспечивать устойчивое функционирование и развитие электроэнергетики, в том числе строительство новых электростанций (для замены устаревших и для обеспечения прироста электропотребления).
Механизм повышения цен будет при этом сугубо рыночным - через создание дефицита электроэнергии со всеми вытекающими последствиями. В результате цели, поставленные правительством, не будут достигнуты.
После проведенной в начале 90-х годов приватизации (акционирования) были созданы РАО «ЕЭС России» и АО «Энер-го», представляющие собой естественные монополии, подлежащие регулированию со стороны государства. Им фактически безвозмездно были переданы основные фонды, вследствие чего они не должны никому выплачивать долги за сделанные ранее капитальные вложения. Это обстоятельство позволяет поддерживать в настоящее время очень низкие (по сравнению со странами Запада) цены на электроэнергию.
Регулируемая электроэнергетическая монополия (РАО «ЕЭС России» или АО «Энерго») представляет особый вид компании: она не вправе использовать средства, собираемые с потребителей, на какие-либо иные цели, кроме электро- и теплоснабжения. Со своей стороны, потребители должны оплачивать (из тарифов) все необходимые расходы компаний, обеспечивая рентабельность последних.
При самофинансировании в тарифы на электроэнергию (утверждаемые регулирующими органами) наряду с другими включаются две капитальные составляющие:
амортизационная, обеспечивающая простое воспроизводство (поддержание существующего уровня мощностей электроэнергетической системы), и
инвестиционная, гарантирующая расширенное воспроизводство (приросты мощностей), которая зависит от темпов роста электропотребления.
При сложившихся в России условиях (заниженная амортизационная составляющая тарифов; большой объем устаревшего оборудования, требующего замены или модернизации; спад электропотребления и др.) трудно четко выделить амортизационную и инвестиционную составляющие тарифа.
Поэтому удобнее объединить их в общую капитальную составляющую, за счет которой будет финансироваться все капитальное строительство, включая модернизацию и замену устаревшего оборудования действующих электростанций, а также строительство новых электростанций.
Согласно прогнозам исследований разных организаций (Энергетический институт им. Г. М. Кржижановского1, Институт энергетических исследований РАН2, Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН3), среднегодовая потребность электроэнергетики России в капиталовложениях возрастет от 4-5 млрд дол. в 2005 г. до 12-16 млрд дол. в 2015 г. при росте электропотребления за тот же период от 850-1000 до 1300 млрд кВт.ч в год. Капитальная составляющая тарифа, обеспечивающая самофинансирование всего необходимого капитального строительства, будет равна к 2005 г. менее 0,5 цента за 1 кВт.ч, а к 2015 г. - чуть более 1 цента за 1 кВт.ч.
По данным Энергетического института им. Г. М. Кржижановского, полная стоимость производства электроэнергии в 2010 г. составит 2,4 цента за 1 кВт.ч (72 коп. по курсу 2002 г.); цена на оптовом рынке в европейской части России при самофинансировании отрасли будет равна 3,4 цента за 1 кВт.ч, а при переходе к конкурентному рынку снизится до 3 центов за 1 кВт.ч (прогноз Института энергетических исследований).
Конкурентный оптовый рынок электроэнергии (и мощности) предполагает конкуренцию между несколькими (многими) независимыми (самостоятельными) генерирующими компаниями и (или) отдельными производителями электроэнергии. Покупателей электроэнергии может быть несколько или только один, когда конкурируют между собой лишь ставшие независимыми производители электроэнергии.
Конкуренцию существующим (выделившимся из монополии) электрогенерирующим компаниям могут составить новые независимые производители электроэнергии. Однако последние будут делать инвестиции лишь при условии, что обеспечивается финансовая эффективность новых электростанций, то есть возврат капитала в желаемый срок с удовлетворяющим производителя процентом.
Для этого необходимы достаточно высокие цены на оптовом рынке. При низких ценах новые независимые производители электроэнергии появляться не будут, и у электро-генерующих компаний не будет конкурентов.
Независимость выделившихся из монополии генерирующих компаний (как и новых производителей энергии) выражается в следующем:
компании могут вкладывать свободный капитал не только в новые электростанции, но и в другие отрасли экономики (это -их принципиальное отличие от регулируемой монополии);
образовавшиеся генерирующие компании теряют заинтересованность в строительстве новых электростанций; наоборот, им выгодно создание дефицита на оптовом рынке электроэнергии для повышения цен;
генерирующие компании начнут вкладывать капитал в новые электростанции лишь после повышения цен до уровня, обеспечивающего их финансовую эффективность;
финансовая эффективность электрогенерирующей компании для каждой новой электростанции должна обосновываться индивидуально, вследствие возможности вкладывать капитал в другие отрасли экономики и незаинтересованности в новом строительстве.
В условиях самофинансируемой монополии затраты на строительство новой электростанции распределяются на всех потребителей, а при конкурентном рынке они относятся на выработку лишь одной данной электростанции (за установленный срок окупаемости капиталовложений). Это обстоятельство очень сильно увеличивает капитальную составляющую цены электроэнергии.
Конкурентный рынок повышает финансовый риск (по сравнению с кредитами при регулируемой монополии), а, следовательно, и цену вкладываемого капитала (процент на капитал). По оценкам4, повышение составляет около 9%.
Конкуренция на оптовом рынке стимулирует снижение эксплуатационных издержек действующих электростанций и уменьшение цен на электроэнергию, но только до тех пор, пока в системе имеются избытки генерирующих мощностей.
Главное изменение в условиях финансирования новых электростанций при переходе от монополии к рынку состоит в значительном повышении уровня цен, необходимого для привлечения инвестиций в новые электростанции, и в сугубо рыночном механизме реализации такого повышения.
Повышение цен (по сравнению с самофинансируемой монополией) вызвано несколькими причинами:
распределением капиталовложений на выработку только одной новой электростанции (в установленный инвестором срок возврата);
- стремлением инвестора вернуть капитал с процентом, причем из-за повышенного финансового риска процент в условиях рынка будет больше, чем при монополии, финансируемой за счет кредитов;
- стремлением инвестора вернуть капитал за срок, значительно меньший срока службы электростанции.
Потенциальный инвестор предварительно оценивает финансовую эффективность новой электростанции. Уровень тарифов, при котором он сочтет строительство электростанции для себя эффективным, может быть определен как решение обратной задачи: найти цену, при которой капиталовложения окупятся за заданный срок. Эта цена будет зависеть также от технико-экономических показателей электростанции, цены топлива, налогов и других факторов.
Если имеющиеся тарифы ниже тарифа, выгодного для инвестиций, инвестор не будет вкладывать капитал в рассматриваемую электростанцию, и она не будет построена.
При переходе к конкурентному рынку уровень цен, требующихся для сооружения новых АЭС и электростанций на угле в европейской части России, почти в 2 раза выше, чем при сохранении регулируемой монополии с самофинансированием.
Нами были проведены расчеты цен на электроэнергию для двух вариантов: 1) самофинансирование регулируемой монополии; 2) для четырех типов электростанций - атомных; конденсационных (КЭС) электростанций на угле, газе; гидроэлектростанций, строящихся в условиях конкурентного рынка. В первом случае цены определены из условий компенсации всех затрат регулируемой энергокомпании (включая строительство новых электростанций, во втором -минимально необходимых для того, чтобы частный инвестор решился вложить капитал в сооружение электростанции.
Опустив сами расчеты из-за объемов журнальной статьи, перейдем к выводу. Как показали результаты наших расчетов, требующаяся в условиях рынка цена даже для наиболее эффективных КЭС на газе с парогазовой установкой (ПГУ) на 1,55 цента за 1 кВт.ч превышает средний отраслевой тариф. Для АЭС и КЭС на угле, которые должны будут строиться ввиду необходимости уменьшить потребление природного газа, это превышение составляет 2,67 и 3,19 цента за 1 кВт.ч. Что же касается ГЭС, то они будут явно неэффективны.
Таким образом, при переходе к конкурентному рынку цены, требующиеся для сооружения новых АЭС и КЭС на угле в европейской части России, будут на 2,5-3,0 цента за 1 кВт.ч., или почти в 2 раза выше, чем при сохранении регулируемой монополии с самофинансированием.
Приведенные оценки подтверждает опыт стран Запада, совершивших переход к рынку в электроэнергетике. Так, в Англии, США и других странах после перехода к рынку практически прекратилось строительство ГЭС, АЭС и КЭС на угле. В лучшем случае достраивались начатые и строились новые электростанции с парогазовыми установками на природном газе. В Польше уровень цен, необходимых для сооружения КЭС на угле, определен в 7 центов за 1 кВт.ч.
В Англии в 1995-1999 гг. тариф для промышленных потребителей (наиболее близкий к уровню цен на оптовом рынке) превышал 7 центов за 1 кВт.ч (для бытовых потребителей - 11 центов за 1 кВт.ч).
Следует заметить, что в странах Запада были во многом иные условия: высокие цены (5-7 центов за 1 кВт-ч), при которых было эффективно строительство электростанций на газе с ПГУ независимыми производителями электроэнергии; очень низкие темпы роста электропотребления, излишне большие резервы генерирующих мощностей (до 30-40%), при которых в течение многих лет мог не потребоваться ввод новых мощностей.
При переходе в электроэнергетике России к конкурентному рынку можно ожидать следующую ситуацию. При введении рынка (примерно в 2004 г.) цена на оптовом рынке, если оправдаются прогнозы, сначала несколько возрастет, а затем снизится по сравнению с ценами самофинансирования.
Однако такой уровень цен будет явно недостаточен для привлечения частных инвесторов, и строительство новых электростанций прекратится. Через некоторое время (например, в 2008 г.) возникнет дефицит электроэнергии, что приведет к неуправляемому повышению цен. При достижении определенного уровня цен, достаточно высокого, чтобы сделать инвестиции привлекательными, строительство новых электростанций возобновится, этот уровень будет зависеть от вида электростанций, строительство которых будет возможно.
Однако это потребует длительного времени, в течение которого кризис (дефицит) будет продолжаться, а цены могут быть очень высокими. После ввода новых электростанций цены снизятся, строительство опять прекратится, и начнется новый кризисный цикл.
Подобную цикличность можно считать «нормальной» для свободного рынка, однако самое главное состоит в том, что уровень цен, при котором строительство электростанций привлекательно для частного инвестора, будет гораздо выше, чем уровень тарифов при таком же строительстве в условиях регулируемой монополии и самофинансирования.
Следствием «рыночного» повышения цен в России будут:
излишние затраты у потребителей энергии - населения и всех отраслей экономики, кроме электроэнергетики;
сверхприбыли владельцев действующих электростанций, которым не нужно возвращать ни капиталовложения, ни, тем более, процент на них.
Концепция реструктуризации, предложенная РАО «ЕЭС России», представляет собой попытку естественного монополиста уйти от государственного регулирования. При этом монопольный характер электроэнергетики сохраняется и при переходе к конкурентному рынку, потребители остаются привязанными к электрическим сетям и не могут получать электроэнергию каким-то иным путем, за исключением, возможно, отдельных потребителей, которые смогут построить свои собственные электростанции или электроустановки.
Самостоятельные же электрогенерирующие компании, выделившиеся из РАО, получат свободу выбора в части строительства новых электростанций. Все они заинтересованы в повышении цен на электроэнергию, которое по законам рынка происходит при ее дефиците. Поэтому, даже не сговариваясь, они не будут строить новые электростанции, пока цены не возрастут до уровня, обеспечивающего им получение сверхприбыли.
Переход к конкурентному рынку в электроэнергетике России коренным образом изменит механизм финансирования строительства новых электростанций:
финансирование будет осуществляться частным инвестором с увеличением цен на электроэнергию вследствие возврата инвестиций с процентом на капитал, причем за срок, меньший срока службы электростанций;
повысится финансовый риск инвесторов со значительным увеличением процента на капитал (по сравнению с кредитованием в условиях регулируемой монополии);
производители электроэнергии, ставшие независимыми, а также другие инвесторы будут вкладывать средства в строительство новых электростанций только при таких ценах, которые обеспечат доход на капитал не ниже, чем в других отраслях экономики. При более низких ценах электростанции просто не будут строиться.
Итак, наши расчеты показали, что в европейской части России для обеспечения ввода новых АЭС и КЭС на угле частными инвесторами цены должны возрасти на 2,5-3,0 цента за 1 кВт.ч (на 75-90 коп. за 1 кВт.ч) по сравнению с тарифами, необходимыми при регулируемой монополии с самофинансированием. При этом будут неизбежны кризисные периоды дефицитов электроэнергии, во время которых повышение цен будет еще больше.
Повышение цен на электроэнергию, несомненно, резко отрицательно отразится на экономике и населении России, затруднится выход из кризиса, или он даже может стать более глубоким. При таком «рыночном» повышении цен, вызванном лишь необходимостью привлечения частных инвесторов для строительства новых электростанций, владельцы действующих электростанций будут получать огромные сверхприбыли.
Целесообразно сохранение региональных АО «Энерго» и регулирование цен на оптовом рынке электроэнергии с переходом к самофинансированию нового строительства. При этом тарифы на электроэнергию в европейской части составят к 2010-2015 гг. 2,5-3,5 центов за 1 кВт.ч, что значительно меньше, чем при переходе к конкурентному рынку (5,0-6,5 центов за 1 кВт.ч).
Недопустимо выделение из РАО «ЕЭС России» и АО «Энерго» независимых (самостоятельных) электрогенериру-ющих компаний. Реформирование РАО «ЕЭС России» необходимо, но не по той концепции, которая предлагается самим РАО, так как при ее реализации не будут достигнуты цели, поставленные правительством РФ. Необходимо совершенствование и усиление системы государственного регулирования тарифов на электроэнергию и тепло.
1 Волков Э. П., Баринов В. А., Маневич А. С. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. М.: Энергоатомиздат, 2001. — 432 с.
2 Основные положения стратегии развития электроэнергетики России на период до 2020 г. М: ИНЭИ РАН, 2000.
3. Некрасов А. С, Синяк Ю. В., Узяков М. Н. Энергетика России: экономика и реформирование. М.: ИНП РАН, 2001. - 77 с.
4 Dimson E. Discount Rate for a Power Station // Energy Economics. 1989. Vol. 11. № 3. P. 175-180; Ibbotson R. G., Singuefield R. A. Stocks, Bonds, Bills and Inflation. 1987 Yearbook. Chicago: Ibbotson Associates, 1987.
Для подготовки данной работы были использованы материалы с сайта http://www.auditorium.ru