2015-07-04
411
Она включает следующие виды затрат.
1. Затраты на создание необходимых условий для внедрения конкурентного рынка:
• благоприятного инвестиционного климата для привлечения в электроэнергетику свободных капиталов в нужном размере;
• резервов генерирующих мощностей и производителей энергии в количестве, достаточном для надежного энергоснабжения и эффективной конкурентной среды:
• пропускной способности основных и распределительных электросетей, обеспечивающей конкуренцию:
• развитого рынка топлива, создающего возможность выбора видов топлива и поставщиков.
2. Прямые издержки на разработку и внедрение модели конкурентного рынка, в том числе:
• на НИР и проектирование:
• подготовку кадров и создание законодательной базы;
• формирование информационной и технической инфраструктуры рынка;
• реформирование механизма государственного регулирования.
3. Дополнительные операционные затраты на электроэнергетическом рынке, обусловленные расширением функциональной специализации субъектов рынка и появлением многочисленных посредников. Среди них появляются участники энергетического рынка, не владеющие ни энергетическими установками, ни сетями, - брокеры. действующие по поручению клиентов, торговцы энергией, дилеры различных новых видов услуг (измерения, содержания резервов, участия в регулировании частоты. напряжения, участия в действии противоаварийной автоматики и т.д.).
4. Возможные периодические повышения тарифов на электроэнергию, вызванные методом ценообразования на основе предельных издержек (затрат наименее экономичного генератора, замыкающего баланс энергосистемы).
5. Издержки, связанные с компенсацией ущерба от возможной потери управляемости региональных энергосистем, которая проявляется:
• в отсутствии координации развития электростанций и электросетей;
• снижении надежности энергоснабжения в связи с ухудшением резервирования:
• неоптимальных режимах работы электростанций (технологический оператор будет больше концентрировать внимание не на поддержании оптимальных режимов и обеспечении надежности функционирования всей энергосистемы, а на коммерческих контрактах между субъектами рынка).
6. Дополнительные затраты для разрешения противоречий между национальными (общественными) целями и краткосрочными коммерческими интересами производителей на электроэнергетическом рынке, в том числе в вопросах:
• энергетической независимости и экологической безопасности;
• национальных приоритетов в научно-технической области;
• социальной защиты работников ТЭК;
• государственной политики в области электрификации и энергосбережения.
В разных странах структура и величина указанных выше общественных издержек значительно колебались в зависимости от уровня подготовленности к рыночным преобразованиям, и, что важно отметить, эта подготовка осуществлялась в течение длительного времени (до 15 лет). Рассмотрим проблему применительно к российским особенностям.
Резервы генерирующих мощностей. С учетом ограничений по имеющейся мощности в целом по России в 2000 г. резерв был равен всего 12 % (минимально допустимый резерв в странах Европейского союза 28 %, а фактический значительно выше - более 40 %). Отсюда следует, что в России нет достаточных мощностей как для поддержания надежности энергоснабжения, так и для обеспечения конкуренции между производителями электроэнергии.
Пропускная способность магистральных электросетей не позволяет организовать полноценную конкуренцию на оптовом рынке (между генерирующими компаниями), а неразвитость региональных распределительных сетей - на розничном рынке (между поставщиками).
Высокий износ фондов в электроэнергетике создает неблагоприятные перспективы для снижения тарифов и поддержания необходимой для конкуренции избыточности баланса. Приватизация энергетических предприятий в этих условиях реально возможна лишь по заведомо заниженной стоимости.
Наличие ограничений по топливному балансу электростанций. С позиции национальных интересов недопустимо увеличивать далее долю природного газа, для которого электростанции являются замыкающими, т.е. наименее эффективными потребителями даже в случае применения прогрессивных энергетических технологий. Но в условиях свободной конкуренции ограничения по природному газу (так же, как необходимость развития в интересах государства атомной и угольной энергетики) будут противоречить коммерческим интересам частных производителей электроэнергии, а значит, тормозить приток инвестиций в отрасль.
Отсутствие информационной инфраструктуры на базе современных компьютерных и телекоммуникационных систем не позволяет не только в короткий срок. но даже в среднесрочной перспективе (до 5 лет) создать полноценно действующие специфические рыночные институты: биржу энергии, коммерческие и технологические операторы рынка.
Низкая правовая культура субъектов энергетического рынка, особенно в части контрактных отношений, а также отсутствие современных методов управления в энергокомпаниях (управленческий учет, контроллинг, бюджетирование, маркетинг) делают принципиально невозможным нормальное функционирование рынка.
Все перечисленное свидетельствует о необходимости серьезной подготовительной работы, что связано с весьма существенными затратами средств и времени. Тем не менее часто необходимость форсирования реформ объясняют проблемой привлечения внешних инвестиций в электроэнергетику. Однако на этот счет существует и другая точка зрения: проблема может быть решена путем включения в тарифы инвестиционной составляющей. Расчеты сторонников этой позиции показывают, что тогда можно избежать резкого роста тарифов (повышение всего на 60 - 70 %) и не потребуется продажа генерирующих мощностей иностранным инвесторам. И наоборот, в случае подобной распродажи тариф возрастет не менее чем в 3 - 4 раза.
ОБОСНОВАНИЕ МОДЕЛИ РЫНКА
Выбор оптимальной модели энергетического рынка (рис. 13.1) связан с рядом процедур.
Определение целей реформирования. Необходимость реформирования электроэнергетики - следствие неспособности отрасли обеспечить в полном объеме реализацию новых социально-экономических задач и приоритетов энергетической политики. В результате в таких областях менеджмента, как ценообразование, инвестиционная деятельность, внедрение новой технологии, топливоснабжение, охрана природной среды, возникают проблемы, которые не могут быть решены в рамках существующей формы организации (модели) энергетического рынка. Анализ этих проблем позволяет определить цели, ради которых предполагается осуществить реформирование или смену модели рынка. В качестве целей могут рассматриваться снижение тарифов на электроэнергию, привлечение внешних инвестиций, вовлечение в энергобаланс нетрадиционных возобновляемых источников и т.д.
Рис. 13.1. Схема выбора модели энергетического рынка
Обоснование концепции (территориальной структуры) рынка. Рассматриваются следующие варианты территориальной структуры:
• единый энергетический рынок на территории страны (концепция унитарного национального рынка);
• сеть региональных и зональных рынков в границах субъектов федерации и отдельных ОЭС, сформированных на базе одной модели (концепция унифицированных региональных рынков);
• региональные и зональные рынки, основанные на различных моделях (концепция дифференцированных региональных рынков). Выбор варианта концепции производится исходя из сформулированных целей реформирования и сложившихся национальных особенностей электроэнергетики.
Определение набора альтернативных моделей. На основе анализа особенностей различных моделей и характеристик энергетических рынков можно для любого варианта концепции предложить соответствующий набор наиболее приемлемых моделей. Пример распределения рассмотренных в главе 11 моделей по видам энергетических рынков приведен в табл. 13.1.
Таблица 13.1РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МОДЕЛЕЙ ПО ВИДАМ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
| Модель рынка | Вид рынка | ||
| Региональный | Зональный | Национальный (унитарный) | |
| Свободный доступ к транспортной сети (различные модификации) | + | + | + |
| Конкуренция с независимыми производителями (модель закупочного агентства) | + | ||
| Энергокомпания с вертикально-интегрированной структурой и управлением спросом | + | ||
| Горизонтальная интеграция региональных энергокомпаний с вертикально-интегрированной структурой | + | ||
| Конкуренция региональных энергокомпаний с вертикально-интегрированной структурой | + |
Оценка эффективности моделей. Относительную эффективность альтернативных моделей энергетического рынка предлагается определять с помощью экспертных оценок по следующему показателю: эффективность модели = полезность • реализуемость / затраты.
Полезность- это способность модели обеспечивать в процессе функционирования результаты, отвечающие целям реформирования. Необходимо сформировать набор показателей полезности или ожидаемых результатов, отражающих влияние рассматриваемых моделей рынка, в частности:
• на энерготарифы;
• инвестиции в развитие и реконструкцию производства;
• надежность энергоснабжения;
• технический уровень и состояние основных фондов электроэнергетики;
• использование местного энергопотенциала;
• качество природной среды;
• эффективность использования электроэнергии и повышение уровня электрификации.
Показатели полезности можно проранжировать, например, по 10-балльной шкале, исходя из приоритетов энергетической политики и относительной важности целей реформирования. Затем оценка по каждому показателю умножается на вероятность получения данного результата с помощью рассматриваемой модели (в диапазоне от 0 до 1). Для получения интегральной оценки эти величины суммируются. Таким образом, максимально возможная полезность составит сумму балльных оценок относительной важности по всему набору показателей полезности.
Реализуемость характеризует возможность создания условий, необходимых для внедрения и эффективного функционирования данной модели рынка электроэнергии (с учетом заданных временных и ресурсных ограничений). Например, для модели со свободным доступом к транспортной сети основные условия осуществимости следующие:
• избыточность баланса энергосистемы;
• достаточное число конкурирующих компаний-производителей;
• необходимая пропускная способность основной электросети;
• мощный информационно-вычислительный комплекс.
Для модели с независимыми производителями:
• наличие местных энергоресурсов (нетрадиционных возобновляемых, топливных, вторичных и др.);
• предоставление электросети для реализации электроэнергии;
• государственная поддержка (финансовая и законодательная).
Для модели энергокомпании с управлением спросом:
• значительные резервы энергосбережения и повышения энергоэффективности в народном хозяйстве;
• стимулы для диверсификации услуг по энергоснабжению в энергокомпании:
• стимулы для рационализации у потребителей;
• законодательная база.
По каждому из сформулированных условий определяется коэффициент вероятности его обеспечения (в диапазоне от 0 до 1) в заданной временной перспективе.Дляполучения итоговой оценки коэффициенты вероятностей перемножаются. Следовательно, если хотя бы одно из условий реализуемости получает нулевую оценку, данная модель исключается из дальнейшего анализа. Максимально возможная реализуемость выражается итоговым коэффициентом, равным единице.
Каждый из элементов затрат на разработку и внедрение модели рынка оценивается по 10-балльной шкале в зависимости от величины издержек и их распределениявовремени; отдельные оценки суммируются.
Определив, как показано выше, полезность, реализуемость и затраты на каждойизальтернативных моделей, можно выбрать оптимальную, т.е. ту модель, у которой показатель эффективности получает максимальное значение.
Следует подчеркнуть, что в моделях с управлением спросом и независимыми производителями, основанных на региональной энергомонополии, необходимо дополнительно учитывать при анализе эффективности значительные резервы совершенствования методов регулирования и координации, особенно в направлениях:
• реформирование функций и структуры регулирующих органов регионов;
• совершенствование методов нормативного регулирования тарифов;
• усиление механизмов интеграции и координации региональных энергокомпаний в рамках зональных оптовых рынков.
