И.А.Данилов. Ответы профессионала на "Развилки Путина" в электроэнергетике

 Третья развилка, о которой говорится в статье "Развилки Путина", как уже отмечалось,  определяет темпы снижения доли государства в экономике. По словам Набиуллиной,-  "власти должны определиться с темпами отказа государства от контроля за рядом активов, а не только с продажей миноритарных пакетов. Приватизационные программы должны быть реализованы и в регионах, добавила Набиуллина. С этим предложением премьер согласился, но с оговоркой.

 «Нам не очень приятно об этом говорить, но надо. Вот мы привлекали инвестиции в электроэнергетику, партнеры вложили миллиарды евро и долларов. А потом мы взяли и — тук, замедлили рост тарифов в энергетике. И наши партнеры вправе спросить: а как же обещания? Я к чему говорю: как бы не получилось так, что из определенных активов выйдем, а потом будем сдерживать рост тарифов по определенным обстоятельствам», — пояснил Путин." (выделено нами).

     Обратимся к мнению крупнейшего специалиста в области больших систем в энергетике д.т.н., профессора Льва Спиридоновича БЕЛЯЕВА,  которое мы изложим в сокращенном варианте (более подробно см. наш сайт "К созданию ЕЭС ЕврАзЭС - https://sites.google.com/site/eeseaec/). Предварительно приведем сведения о нем:

 БЕЛЯЕВ Лев Спиридонович

     Итак, мнение Льва Спиридоновича:

     1. Модели организации электроэнергетического рынка

     Принято различать четыре основных модели организации электроэнергетического рынка:

     Модель 1 – регулируемая естественная монополия,  которая явилась исходной формой рынка при последующем реформировании.

     Модель 2 – Единственный покупатель (Закупочное агентство), когда сфера генерации разделяется на несколько независимых (финансово самостоятельных) электрогенерирующих компаний (ЭГК), которые начинают конкурировать друг с другом за поставку электроэнергии единому Закупочному агентству. В рамках последнего остаются вертикально-интегрированными остальные сферы, и по отношению к потребителям оно по-прежнему является монополистом. Поэтому деятельность Закупочного агентства должна регулироваться государством, включая назначение цен на электроэнергию, покупаемую у производителей и продаваемую потребителям. В этой модели реализуется конкуренция  между производителями электроэнергии.

     Модель 3 – конкуренция на оптовом рынке, когда выделяется сфера транспорта электроэнергии, дробятся по территориям сферы распределения и сбыта и организуется оптовый рынок. При этом создаются транспортно-сетевая компания, территориальные распределительно-сбытовые компании (РСК) и специализированные рыночные структуры. Цены оптового рынка становятся свободными, а деятельность РСК и розничные цены продолжают регулироваться.

     Модель 4 – конкуренция на оптовом и розничных рынках, когда дополнительно разделяются сферы распределения и сбыта электроэнергии с образованием регулируемых распределительных (сетевых) компаний и множества независимых сбытовых компаний. Организуются розничные рынки электроэнергии со свободными ценами.

     Первые две модели представляют рынки с регулируемыми ценами (тарифами) и будут кратко называтьсярегулируемыми рынками, а третья и четвертая  - рынки со свободными ценами, или конкурентные  рынки. Переход от моделей 1 и 2 к моделям 3 и 4 принято называть дерегулированием. Как показал  практический опыт и теоретические исследования  для электроэнергетики дерегулирование является особенно важным преобразованием, связанным с многими негативными последствиями.

     Анализ зарубежного опыта выявил множество недостатков конкурентных рынков электроэнергии. Объясняются они особыми свойствами электроэнергетических систем (ЭЭС), которые составляют основу электроэнергетики. Эти свойства обусловливают крайнее несовершенство (в терминах микроэкономической теории) электроэнергетического рынка. В электроэнергетике не выполняются практически все условия совершенной конкуренции. Дерегулирование (освобождение цен электроэнергии) приводит к одному из видов несовершенного рынка – олигополии со всеми вытекающими из этого последствиями.

     Главной проблемой остается инвестирование модернизации и развития генерирующих мощностей. Надежды на привлечение частных инвестиций при переходе к конкурентному рынку оказались тщетными. Этот недостаток конкурентного рынка подтверждает, кстати, и зарубежный опыт. Угроза дефицита генерирующих мощностей в ЕЭС России стала реальной. Спад электропотребления во время финансово-экономического кризиса 2008-2009 гг. лишь несколько отодвинул эту угрозу.

     Еще одной серьезной проблемой явилось резкое повышение оптовых цен на электроэнергию в последние годы, ввиду уменьшения доли регулируемых двусторонних договоров. Несмотря на кризис, резко возросли сверхприбыли генерирующих компаний, которые они не спешат расходовать на инвестиции.

     Дефицит мощностей приведет к еще большему росту цен электроэнергии, что станет недопустимым для экономики и социальной сферы страны.

     Решить указанные проблемы (а к ним нужно добавить, как минимум, аварийность устаревшего оборудования и снижение надежности электроснабжения) в условиях конкурентного рынка не представляется возможным. Единственным реальным выходом является возобновление государственного регулирования цен электроэнергии и развития генерирующих мощностей ЕЭС. Практически это означает возврат к оптовому рынку «Единственный покупатель» и определенные преобразования на региональном уровне.

     2. Свойства электроэнергетических систем  (ЭЭС)  и их влияние на рынок электроэнергии

     Электроэнергетические системы (ЭЭС) обладают рядом свойств и особенностей, которые обусловливаютнесовершенство рынка электроэнергии и его отличия от рынков в других отраслях. Наряду с широко известными свойствами ЭЭС, следует выделить еще следующие. 

     1. Специализированный транспорт электроэнергии, создающий территориальную ограниченность рынка и технологический (физический) барьер для вхождения в рынок новых производителей. Существованиефизического барьера для новых производителей электроэнергии (НПЭ) играет решающую роль в рынках в краткосрочном периоде (в микроэкономическом понимании) Приход в такой рынок НПЭ просто невозможен – для этого новая электростанция должна быть запроектирована, построена и подключена к ЭЭС, что потребует нескольких лет. В краткосрочном рынке электроэнергии действующие производители ограждены от конкуренции со стороны НПЭ и могут повышать цены. Это является одной из главных причин несовершенства электроэнергетического рынка и устранить ее (сделать рынок совершенным) нельзя никакими  организационными и методологическими мерами.

     2. Взаимная зависимость процессов производства электроэнергии всех электростанций, входящих в ЭЭС. Электроэнергия производится совместно и одновременно всеми производителями (чего нет в других отраслях) в соответствии с общей нагрузкой потребителей, которая изменяется в течение суток и сезонов года. Режимы электростанций централизованно оптимизируются по их мгновенным (часовым) переменнымиздержкам, исходя из минимума переменных (топливных) издержек по ЭЭС в целом. Между тем, действительная стоимость электроэнергии (и ее цена) определяется общими средними  (удельными) издержками, включающими еще и постоянные издержки. В электроэнергетике эти общие средние издержки электростанций можно рассчитать только за год в целом по интегральным результатам их работы.

     Такое различие между часовыми и годовыми издержками существенно отражается на организации рынков электроэнергии и  ценообразовании в них. В частности, спотовые рынки  электроэнергии, организуемые в реальном времени (с часовыми или получасовыми интервалами), не являются настоящими краткосрочными рынками, рассматриваемыми в микроэкономике. Формирующиеся на них цены не отражают действительную стоимость электроэнергии, что делает их несостоятельными. Настоящими краткосрочными рынками электроэнергии могут быть лишь рынки, охватывающие период в один год или более и реализуемые путем долгосрочных контрактов (договоров).

     3. Большая капиталоемкость, длительные сроки строительства и службы электростанций.Следствиями этого являются:

- невозможность быстрого устранения дефицита, если он образовался на рынке по тем или иным причинам;

- необходимость заблаговременного планирования и последующего финансирования развития генерирующих мощностей ЭЭС, чтобы не допустить дефицита на рынке электроэнергии;

- превышение срока службы электростанций (30-40 лет) над «разумными» сроками окупаемости или возврата инвестиций (10-15 лет), при которых частный инвестор будет строить электростанцию (при моделях 2-4).

     В концепциях конкурентного рынка, как правило, не предусматривается централизованное планированиеразвития генерирующих мощностей. Предполагается, что это развитие будет осуществляться на основе «сигналов рынка». Однако, опыт стран, перешедших к конкурентному рынку, показал, что рынок далеко не всегда подает такие сигналы, и требуются специальные «нерыночные» меры для предотвращения дефицита мощностей.

     4. Пообъектное развитие ЭЭС. Расширение рынка в какой-либо ЭЭС происходит путем строительства отдельных (конкретных) новых электростанций (и ЛЭП), что по-разному проявляется при различных моделях организации рынка. В регулируемых рынках (модели 1 и 2) инвестиции в новые электростанции включаются в инвестиционную составляющую тарифов и окупаются за счет всей электроэнергии, потребляемой в ЭЭС. При конкурентном оптовом рынке (модели 3 и 4) инвестиции в какую-либо электростанцию должны окупаться за счет электроэнергии, вырабатываемой только одной этой электростанцией. Поэтому цена, которую может предложить на конкурентном оптовом рынке новый производитель электроэнергии, будет выше цены, предлагаемой действующей электростанцией того же вида. Это создает экономический (ценовой) барьер для НПЭ в дополнение к физическому барьеру, отмечавшемуся выше, что придает несовершенствоконкурентному рынку электроэнергии и в долгосрочном периоде.

     5. Положительный эффект масштаба, присущий ЭЭС в целом (как системе). В наибольшей мере он реализуется в регулируемой монополии (модель 1). В других моделях он последовательно снижается (в модели 2) или теряется совсем (в моделях 3 и 4), ввиду раздробления единой компании на множество различных компаний.

     Эти, а также другие свойства ЭЭС  явно недоучтены разработчиками концепций конкурентного рынка электроэнергии. Особенно это относится к несовершенству электроэнергетического рынка. В моделях 1 и 2 его монополистический характер очевиден, что приводит к необходимости регулирования цен (тарифов) на электроэнергию. В моделях 3 и 4 производители электроэнергии, освобожденные от регулирования, с одной стороны, могут образовать олигополию, а с другой – сохраняют «рыночную власть» (market power), имея возможность создавать дефицит и поднимать цены путем прекращения или замедления строительства новых электростанций.

     3. Недостатки конкурентного рынка

     Оппозиция переходу к конкурентному рынку (дерегулированию) в электроэнергетике существовала всегда, с самого его начала. Наиболее яркий пример этого представляют, пожалуй, США и Канада, где большинство штатов или провинций сохраняют регулируемые монопольные энергокомпании. Аналогичная оппозиция имеется и в России.

     В последние годы за рубежом активно обсуждаются ход и результаты реформ в разных странах в связи с проявившимися трудностями и отрицательными последствиями дерегулирования электроэнергетики. В целом они объясняются особыми свойствами электроэнергетических систем, приводящими к несовершенствуэлектроэнергетического рынка, что было рассмотрено в предыдущем разделе.

      Установлено одиннадцать трудностей, недостатков и отрицательных последствий организации конкурентных рынков электроэнергии.  Наиболее серьезными из них являются следующие.

     1. Повышение оптовых цен на электроэнергию с уровня средних издержек по ЭЭС в целом (при регулировании цен) до уровня издержек наименее эффективной электростанции, замыкающей баланс мощности ЭЭС. Более эффективные электростанции получают при этом дополнительную прибыль – «излишек производителя». В зависимости от структуры генерирующих мощностей конкретной ЭЭС это повышение может составлять 30-50 % и даже более. Как уже упоминалось, такое повышение происходит последние годы на российском ОРЭМе в связи с уменьшением доли регулируемых двусторонних договоров.

     2. Чрезвычайная изменчивость (и непредсказуемость) цен на спотовых рынках электроэнергии (рынке «на сутки вперед» - РСВ). Как отмечалось в предыдущем разделе, такие рынки не являются настоящими краткосрочными рынками, рассматриваемыми в микроэкономике. В Великобритании еще в 2001 г. (после 10 лет функционирования конкурентного рынка) ликвидировали РСВ и перевели всю торговлю на двусторонние долгосрочные контракты. Разработчики нашего НОРЭМа совершенно не учли этот Британский опыт.

     3. Трудности с инвестированием генерирующих мощностей из-за появления ценового барьера для новых производителей электроэнергии. При переходе к конкурентному рынку возникает дилемма (противоречие):

– либо при ценах оптового рынка, соответствующих издержкам действующих электростанций, новые электростанции строиться не будут, что приведет к дефициту мощностей (и электроэнергии);

– либо цены должны возрасти для окупаемости инвестиций (на 2-4 цент/кВт.ч и даже больше) с ущербомдля экономики и населения и с монопольными сверхприбылями действующих  производителей.

Ни та ни другая альтернатива не могут являться приемлемыми. Указанное противоречие может быть разрешено только путем государственного регулирования  цен и централизованного планирования развития ЭЭС. Повышенные цены, требующиеся для окупаемости инвестиций, должны получать лишь новые электростанции,  но не действующие.

     4. Снижение надежности электроснабжения, о чем свидетельствуют многочисленные аварии (в том числе, системные) в США, Западной Европе, России и других странах, перешедших к конкурентному рынку.

     5. Экспорт электроэнергии перестает быть взаимовыгодным. При конкурентном рынке он невыгоден потребителям  страны-экспортера, где повышаются спрос и цены, а также производителям страны-импортера, где цены снижаются. Между тем при регулировании цен экспорт может быть (и был) выгоден потребителям обеих стран – внутренние цены  в стране-экспортере снижаются за счет доходов от экспорта при сохранении нормы прибыли у производителей электроэнергии.

     6. Эффект от дерегулирования, если он имеется, получают, главным образом, производители электроэнергии. Наряду с возможной экономией издержек (под влиянием конкуренции), им достается «излишек производителя» и монопольная прибыль, если на оптовом рынке образуется дефицит.

     Указанные (а также другие) недостатки конкурентного рынка уже в полной мере проявляются в России. Особую угрозу для энергетической безопасности страны представляет проблема инвестирования генерирующих мощностей ЕЭС. Ее решение, по мнению автора, возможно лишь при возобновлении государственного регулирования  в электроэнергетике, т.е. при изменении концепции реформирования в направлении восстановления модели «Единственный покупатель» на Федеральном оптовом рынке электроэнергии.

Примечание: Указатель источников и ссылок см. здесь

       И в заключении приведем  своевольное трактование диалога между премьер-министром В.Путиным и главой Минэкономразвития Э.Набиуллиной. В.Путин, обращаясь к Э.Набиуллиной: "НАМ АРХИ НУЖНЫ МНЕНИЯ ПРОФЕССИОНАЛОВ. ПОЧИТАЙТЕ БЕЛЯЕВА Л.С." 

      И еще,  завершить этот блог мне хотелось бы очередной басней  Эзопа "Волы и ось":

      Волы тянули телегу, а ось скрипела; обернулись они и сказали ей: "Эх ты! мы везем всю тяжесть, а ты стонешь?"  

     Так и некоторые люди: одни  тянут, а другие  притворяются измученными.

     Есть еще, одна не менее замечательная мысль: "Думай, что ты способен на то или иное свершение, или думай, что не способен: так или иначе ты окажешься прав."     

     Спасибо за внимание всем заинтересованным читателям. С уважением, Данилов Илья Анатольевич.