Logo b1eb039490842d98c30c5e038f2bcd6d5e420fbacbf25c2a3260b03ded77dc0f
Электрические сети в Системеинформационно-консалтинговая группа

Сравнительный анализ моделей оптового рынка электроэнергии

22 октября 2017

С переходом России к рыночной экономике электроэнергетика в начале 90-х годов была приватизирована (акционирована) и вслед за другими отраслями промышленности вынуждена была перейти на рыночные отношения. Цель данной статьи – анализ основных достоинств и недостатков различных моделей рынка электроэнергии.

Основные модели рынка в электроэнергетике

Принято различать четыре основные модели организации электроэнергетического рынка [1-4 и др.]:

1. Регулируемая естественная монополия(отсутствие конкуренции).В этой моделивсе аспекты работы рынка регулируются государством (тарифы, объемы продаж, методики расчета тарифов и т.д.).Регулируемые вертикально-интегрированные компаниизанимаются всеми сферами производства, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии, несут ответственность за бесперебойное электроснабжение на своей территории.

Развитие энергосистем обеспечивается путем 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. Предполагалось, что конкуренция заменит государственное регулирование, повысит эффективность производства и приведет к снижению цен на электроэнергию. Сферы транспорта и распределения электроэнергии считаются объективно монопольными, и в них сохраняется государственное регулирование.

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 продает электроэнергию всем Покупателям по ценам, которые формируются как средневзвешеннаяцена поставок электроэнергии Поставщикамиза расчетный 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 счет конкуренции среди Поставщиков получить наименьшую стоимость поставок электроэнергии на оптовый рынок.
  • Разработать систему расчетов, исключающую непредсказуемый характер цен на электроэнергию для Покупателей.
  • Обеспечить возможность получения средств необходимых для строительства новых электростанций, путем включения “инвестиционной составляющей” в тарифы всех Покупателей.
  • Полностью управлять процессом развития электроэнергетической системы.

3. Конкурентный рынок(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.

  1. Конкурентныйрынок для оптовых и розничных покупателей(конкуренция среди Поставщиков, оптовых и розничныхПокупателей). Дополнительно разделяются сферы распределения и сбыта электроэнергии с образованием регулируемых сетевых компаний (по территориям) и множества независимых сбытовых компаний. Количество управленческого персонала еще 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 учета

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 счет включения “инвестиционной составляющей” в тарифывсех 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 достается 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).

Создается парадоксальная ситуация – конкуренция вводится для повышения эффективности производства, снижения издержек и,следовательно,снижения цен на электроэнергию, а в электроэнергетике, наоборот, цены на конкурентном оптовом рынке повышаются.Следовательно, потребители электроэнергии не только не получают эффекта от конкуренции, но еще 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

Формированиемаржинальной цены на электроэнергию и образование «ИзлишкаПоставщиков» 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 серьезный недостаток конкурентных рынков моделей 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 всюпокупаемую в системе электроэнергию, то в моделях 3 и 4 эти инвестиции должны окупаться самой электростанцией, за счет 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 электростанцийчастными инвесторами должнобыть мотивировано рыночными механизмами. В моделях рынка 3 и 4 цены на электроэнергию на рынке, при которых инвестиции могут окупиться, должны превышать ценовые заявкидействующихэлектростанций на величину инвестиционной составляющей новой электростанции.

Простейший расчет показывает, что величина инвестиционной составляющей в ценовой заявкеновой электростанции в условиях конкурентного рынка 3 и 4 моделей позволяющей окупить вложенные средствасоставляет, как минимум, 3500 руб/МВт.ч.

Это при условиях:ставка рефинансированияЦентробанка равна8%, (в коммерческих банках величина оплаты за кредит выше ставки рефинансирования, но для упрощения расчетов можно принять ее, как процентную ставку кредитования строительства электростанций), 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. Эти допущения снижают величину инвестиционной составляющей.

Поставщики, как правило,электростанции, построенные в 60-70 годы, т.е. давно отработавшие свои амортизационные сроки, средневзвешенная стоимость поставки электроэнергии которых,находитсясегодня в пределах 500-900руб/МВт.ч.Себестоимость выработки на проектируемых электростанциях (без учета инвестиционной составляющей)на 5-10 % ниже существующих за счет более совершенного оборудования, снижения численности обслуживающего персонала и т.д.Но, инвестиционнаясоставляющая, добавленная к себестоимости в размере 3500руб/МВт.ч. делает новые электростанции неконкурентноспособными, а стало быть невостребованнымина рынке. Невозможность финансирования строительства новых электростанций в условиях конкурентного рынка, при росте потребления может привести к дефициту мощности и соответственно к росту цены на электроэнергию.

В условиях дефицита мощности цена электроэнергии на конкурентном рынке определяется уже не ценовыми заявками поставщиков, а ценовыми заявками покупателей. Покупатели конкурируют между собой ценовыми заявками за право получить электроэнергию в условиях дефицита мощности. Графическое изображение механизма формирования цены на конкурентном рынке в условиях дефицита мощности представлено на рис.2.

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 прибавках к маржинальным ценамсуществующих производителей, чтоугрожает быть серьезным тормозом развития экономики и увеличения инфляции за счет роста энерготарифов.[3, 8]

В модели рынка №2 (Единый покупатель) инвестиционная составляющая тарифа на электроэнергию для всех Покупателей,обеспечивающая получениенеобходимыхсредств для строительства электростанций, покрывающихежегодный прирост потребления в 1%, составляет, ориентировочно, 120 руб/МВт.ч.

Сопоставление моделей

У конкурентных рынков электроэнергии (модели 3 и, особенно, 4), помимо двух рассмотренных, имеется ряд других существенных недостатков:

  • Отсутствие организации, ответственной 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 сетии 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 40-50 % от ее стоимости у конечных потребителей, затраты в сфере транспорта и распределения электроэнергии – 55-45 % 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.

Зарубежный опыт последних лет

На Западе реструктуризация электроэнергетики проводится в странах с высокими тарифами (кроме, возможно, Бразилии). Это, как уже отмечалось, явилось одной из причин реструктуризации, конечной целью которой ставилось снижение цен на электроэнергию.

Показателен в этом отношении пример США, где цены (тарифы) на электроэнергию различаются по территории в несколько раз. Реформирование начали штаты с очень высокими тарифами (5-6 цент/кВт.ч на оптовом рынке и выше), а штаты, где тарифы относительно низкие (3-4 цент/кВт.ч), сохраняют до сих пор регулируемые вертикально-интегрированные монопольные компании.

За время проведения реформы электроэнергетики в России (фактически с 2001 г.) за рубежом произошел ряд событий, которые подтверждают трудности с организацией конкурентного рынка и возможные его последствия.

Во-первых, такие развитые страны, как Франция и Япония, а также некоторые штаты США откладывают реструктуризацию своей электроэнергетики, сохраняя вертикально-интегрированные регулируемые монопольные компании (модель 1). Эти страны и штаты ограничились допуском к электроснабжению независимых производителей энергии и обеспечением раздельного учета затрат по сферам генерации, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии.

Во-вторых, многие страны остановились при реформировании на рынке «Единый покупатель» (модель 2). В частности, в Южной Корее в 1999 г. было принято решение о реструктуризации монопольной государственной компании KEPCO. Предусматривался поэтапный переход от модели 1 к модели 4. В 2001 г. из компании выделили 6 ЭГК, реализовав модель «Единый покупатель». Однако дальнейшее реформирование застопорилось. Намечавшаяся на 2003 г. приватизация одной из ЭГК (KOSECO) и введение конкурентного рынка (модель 3) не состоялись. Существенную роль в этом сыграла работа в 2003-2004 гг. тройственной комиссии (правительство, менеджмент и профсоюзы), которая признала, что дальнейшее раздробление KEPCO (т.е. переход к модели 3) не дает реального эффекта [10]. Продолжение реструктуризации KEPCO отложено на неопределенный срок.

Электроэнергетика Китая, преобразованная под модель «Единый покупатель», развивается невиданными темпами (по 50-100 ГВт в год). При этом, несмотря на дефицит во многих провинциях, поддерживаются умеренные тарифы на электроэнергию.

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 2000-2001 гг., который вынудил вернуться там к регулированию тарифов и деятельности энергокомпаний. На северо-востоке США и 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 аварии, хотя и меньших масштабов, «прокатились» в 2003 г. и осенью 2006 г. по странам Западной Европы.

В Чили и Аргентине в последние три года, а в Бразилии после кризиса 2001-2002 гг. отказались от конкурентного рынка и ввели регулирование тарифов из-за образовавшегося дефицита и роста цен на электроэнергию [11]. В Чили конкурентный рынок был введен даже раньше, чем в США и Западной Европе, но электроэнергетика развивалась при этом 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 капиталоемкие ГЭС (особенно в Бразилии), их строительство прекратилось с переходом к конкурентному рынку, что также привело через несколько лет к образованию дефицита.

Отмеченный зарубежный опыт, несомненно, нужно учитывать.

Заключение

  1. Конкурентный рынок вэлектроэнергетике (модели 3 и 4) нанес прямой ущерб потребителям в связи с повышением цен.
  2. В отличие от стран Запада реформа электроэнергетики в России началась при низких тарифах на электроэнергию. Низкие цены энергоносителей являются благом для России с ее суровым климатом и большой территорией (транспортными расходами). Их повышение приводит к снижению конкурентоспособности российской экономики, инфляции и т.п.
  3. Зарубежный опыт последних лет подтверждает недостатки конкурентных рынков.
  4. Развитие энергетики должно проходить под контролем государства. В этой важнейшей отрасли страны нельзя полагатьсяна рыночную стихию, необходимо совместить централизованное регулирование с оптимизацией работы электростанций за счет конкуренции. Такая возможность предоставляется в модели рынка «Единый покупатель».

Авторы:  Эксперты д.т.н. профессор Л.С.Беляев,  В.В. Шурупов