Научная деятельность - Единомышленники

Н.И. Воропай

Введение. Реформирование электроэнергетики в большинстве стран определя­лось отсутствием у регулируемых монополий достаточных стимулов для повышения эффективности производства электроэнергии. Как правило, наиболее активные процес­сы реформирования начались в странах и регионах с высокими ценами на электроэнер­гию (4-6 цент/кВтч и даже выше на оптовом рынке) и большими резервами генери­рующих мощностей (до 30-40 %). Главной целью реформирования рассматривалось снижение цен на электроэнергию благодаря повышению за счет конкуренции эффек­тивности функционирования и развития ЭЭС.

Анализ показывает, что практически во всех странах, реформирующих электро­энергетику, обнаружились трудности с инвестированием развития генерирующих мощностей. Вводятся преимущественно малозатратные парогазовые и газотурбинные электростанции. Строительство новых гидравлических, атомных, а в ряде стран и угольных электростанций практически прекратилось. Основные причины состоят в том, что спотовый рынок не дает достаточных ценовых сигналов для развития генери­рующих мощностей вследствие высоких инвестиционных рисков.

Реализация системы управления инвестированием и развитием либерализованной электроэнергетики требует рационального сочетания рыночных механизмов и государ­ственного регулирования в процессе инвестиционного обеспечения развития отрасли. Государственное регулирование должно быть «мягким», косвенным, оно снижает инве­стиционные риски и перераспределяет их между инвесторами, потребителями, госу­дарством и страховыми фондами [1].

В статье рассматриваются принципиальные контуры системы обеспечения инве­стирования и развития электроэнергетики в рыночных условиях применительно к осо­бенностям России, а также дано обобщение подходов к управлению инвестиционными рисками в электроэнергетике.

Система обеспечения инвестирования и развития электроэнергетики России. В Федеральном законе «Об электроэнергетике», принятом в 2003 г., заложены принци­пиальные положения инвестиционной политики государства в электроэнергетике. Эти положения требуют конкретизации в виде системы возможных мероприятий и меха­низмов их реализации. Общая структура такой системы представлена на рисунке. Да­дим некоторые комментарии к этой схеме.

Формирование положительного инвестиционного имиджа страны и развитие ры­ночной инвестиционной инфраструктуры (фондового рынка и банковской системы) - это важнейшие задачи инвестиционной политики государства в области электроэнерге­тики. Необходимо существенно повысить уровень государственных гарантий инвесто­рам за счет исчерпывающего законодательства, стабильности и предсказуемости госу­дарственной политики в развитии электроэнергетики, наличия экономических меха­низмов реализации государственных гарантий и др. Это задачи Федерального Собрания и Правительства страны и их решение поможет существенно снизить соответствующие составляющие инвестиционных рисков.


Схема обеспечения инвестирования и развития электроэнергетики России 

Рис. Схема обеспечения инвестирования и развития электроэнергетики России.


 Важной задачей является также создание эффективной системы страхования ин­вестиционных рисков, в том числе и прежде всего путем так называемого рыночного страхования (опционы call и др.). Роль государства в этом плане состоит в формирова­нии законодательной базы для создания такой системы страхования, включающей эко­номические механизмы поддержки ее деятельности и обеспечения ее стабильности.

В этом же направлении работает и повышение инвестиционной привлекательно­сти электроэнергетических компаний, особенно формируемых генерирующих компа­ний, за счет обеспечения финансовой прозрачности их деятельности, экономической стабильности, предсказуемости и прозрачности действий менеджмента, других корпо­ративных мероприятий. Велика в этом плане и роль государства, которая состоит в формировании необходимой законодательной базы, регламентирующей деятельность генерирующих компаний и их менеджмента, а также включающей экономические ме­ханизмы, стимулирующие менеджмент компаний действовать в соответствующих на­правлениях и создающие экономические санкции при нарушении регламентирующего законодательства.

Еще одна сторона государственного регулирования рыночных отношений в элек­троэнергетике - это антимонопольное регулирование. Ключевой проблемой, в решении которой роль государства должна быть определяющей, является разработка государст­венной политики в развитии электроэнергетики и механизмов реализации этой полити­ки. Ответственными за эту разработку должны быть Правительство и, прежде всего, Минэнерго. Реализация данного направления деятельности осуществляется через раз­работку государственных стратегий и программ развития электроэнергетики, опреде­ляющих масштабы и пропорции развития отрасли, в том числе исходя из необходимо­сти стимулирования некоторых энергетических технологий, решения определенных социальных задач и др. Механизмами реализации государственной политики в разви­тии электроэнергетики являются налоговый, кредитный, экспортно-импортный и дру­гие экономические механизмы.

Важную роль в системе обеспечения инвестирования и развития электроэнергети­ки России должны иметь Федеральная и региональные энергетические комиссии, ос­новные задачи которых представлены на рисунке.

Рассмотренные составляющие создают требуемые условия для обеспечения инве­стирования и развития электроэнергетики. Обоснование развития электроэнергетики и необходимых для этого инвестиций выполняется в рамках системы управления разви­тием электроэнергетики и ЕЭС России, включающей разработку:

  • схем развития ЕЭС и ОЭЭС, которые необходимы исходя из системных свойств объекта;
  • стратегических планов развития электроэнергетических компаний;
  • планов ввода электроэнергетических объектов и соответствующих инвестици­онных программ;
  • программ для обеспечения бездефицитного развития электроэнергетики;
  • системы мониторинга инвестиционных программ.

 Все эти направления требуют методической проработки, что является самостоя­тельной задачей для дальнейших исследований. Здесь обратим внимание лишь на обос­нование разработки программ для обеспечения бездефицитного развития электроэнер­гетики.

Изложенные составляющие стимулирования привлечения инвестиций в генери­рующие объекты электроэнергетики требуют длительной проработки. Ввиду сложно­сти их обоснования и реализации возможны неэффективные и нерациональные реше­ния, которые не приведут к желаемым результатам в части притока внешних инвести­ций. Кроме того, как отмечалось выше, в условиях свободного рынка краткосрочные цели инвесторов, в том числе и самих генерирующих компаний, превалируют над дол­госрочными целями. Все это со временем может привести к недопустимому снижению резервов генерирующих мощностей, образованию дефицита генерации и, как следст­вие, росту тарифов на электроэнергию. Поэтому необходимы специальные мероприя­тия, предотвращающие возникновение подобных ситуаций.

Федеральный закон «Об электроэнергетике» предусматривает некоторые опера­тивные и долгосрочные меры по недопущению ситуаций возникновения дефицита мощности и вызываемого им роста тарифов на электроэнергию. Оперативными мерами являются введение ограничений на рост тарифов (price caps), а при возникновении де­фицита генерации и, вследствие этого, исчезновения условий для конкуренции - введе­ние регулирования в соответствующей зоне оптового рынка электроэнергии.

Основной долговременной мерой в рассматриваемом плане является создание го­сударственной системы планирования развития дополнительной генерации, обеспечи­вающей постоянное наличие избыточных генерирующих мощностей на оптовом рынке и недопущение возникновения их дефицита. Базой для развития такой «страхующей» дополнительной генерации может стать, например, атомная энергетика, полностью принадлежащая государству. В настоящее время в атомной энергетике имеются суще­ственные заделы по вводу дополнительных генерирующих агрегатов. Важную роль может сыграть также так называемая распределенная генерация, особенно мини-ГТУ- ТЭЦ, потенциальные возможности сооружения которых достаточно велики [2].

Рассматриваемая государственная система планирования развития дополнитель­ной генерации должна формировать экономические механизмы стимулирования гене­рирующих компаний и внешних инвесторов к вложению капиталов в строительство новых электростанций. Однако основным направлением является создание государст­венного Фонда развития энергетики и энергосбережения, предложение о котором на­правлено в июле 2003 г. в Правительство России тремя федеральными ведомствами - Минэнерго, ФЭК и Госстроем.

Формирование Фонда особенно актуально в период 2003-2005 гг., что связано с процессом реформирования электроэнергетики России. В дальнейшем, с укреплением рыночных отношений и приходом частных инвесторов возможно сокращение функций Фонда до обеспечения системной надежности и энергетической безопасности России.


 Обобщение подходов к управлению инвестиционными рисками. Из предыду­щего анализа видно, что основной проблемой, сдерживающей приток инвестиций в электроэнергетику, необходимое развитие генерирующих мощностей и поддержание требуемого уровня резервной генерации в рыночных условиях, являются инвестицион­ные риски. Попытаемся сделать некоторые обобщения по этой проблеме.

Несколько упрощая ситуацию, можно говорить о трех потенциальных источниках инвестиций:

  • внешние по отношению к электроэнергетике инвесторы (компании, банки, част­ные инвесторы и др.);
  • собственные средства электроэнергетических компаний;
  • государственные бюджеты (федеральный, региональные, местные).

Для внешних инвесторов интерес к развитию электроэнергетики определяется приемлемым уровнем рисков. Одним из факторов риска в настоящее время в России является нестабильная экономическая и правовая ситуация и недостаточные гарантии для инвесторов со стороны государства. Другим, более общим, фактором риска явля­ются длительные сроки возврата вложенного капитала для традиционных энергетиче­ских объектов. Кроме того, имеются и иные составляющие неопределенности, повы­шающие риски вложения инвестиций в электроэнергетику, в том числе, неопределен­ности цен на топливо, принципов регулирования экономических отношений, экологи­ческих ограничений и т. п.

В рассматриваемых условиях привлекательность вложения средств в электро­энергетику для внешних инвесторов возникает при достаточно высоком уровне ожи­даемой прибыли, которая компенсирует упомянутые риски [3, 4]. Следовательно, цена на электроэнергию должна быть достаточно высокой для того, чтобы ценовые сигналы обеспечивали мотивацию для инвестиций в электроэнергетику. Единственно благопри­ятной экономической средой для этого является нерегулируемый рынок электроэнер­гии.

Нерегулируемый рынок электроэнергии подвержен циклическому чередованию периодов дефицита и избытка генерирующей мощности с большими колебаниями цен [5]. При уменьшении резерва до некоторой предельной величины вследствие отсутст­вия мотивации по его содержанию имеет место быстрый рост цены на электроэнергию. Это происходит вследствие неэластичности краткосрочного спроса на электроэнергию и его покрытия. Наиболее характерным примером такой ситуации являются процессы в электроэнергетике Калифорнии в 2000 г. Рост цены на электроэнергию до некоторого достаточно высокого уровня приводит в действие ценовые сигналы для мотивации ин­вестиций в генерацию. После ввода новых генерирующих мощностей возникает их из­быток и цена на электроэнергию снижается под воздействием факторов конкуренции. Но при этом исчезает мотивация по поддержанию избытков мощностей, что со време­нем приведет к их дефициту и новому росту цен. Подобная цикличность независимо проанализирована также в [4].

Исследования [4] показывают, что в случае нерегулируемого оптового рынка электроэнергии в России с точки зрения формирования приемлемых ценовых сигналов для инвесторов при рассмотрении традиционных энергетических технологий и доста­точно больших мощностей агрегатов цены на электроэнергию на оптовом рынке могут возрасти до 4,5-6 цент/кВтч к 2010-2015 гг. (при средней цене около 2 цент/кВтч в начале 2003 г.), причем этот рост может быть быстрым и тяжелым для экономики и со­циальной сферы России. Эти оценки являются предварительными и их нужно уточнять.

Мотивация инвестирования собственных средств энергокомпаний в условиях не­регулируемого оптового рынка электроэнергии аналогична и также ведет к циклично­сти процесса с колебаниями цен, однако эти колебания могут быть меньшими по срав­нению с предыдущим случаем, поскольку инвестиции в новые электростанции могут относиться на всю прибыль компании.


Таким образом, нерегулируемый рынок электроэнергии создает недостаточные долговременные ценовые сигналы для обеспечения устойчивой мотивации инвестиций в развитие электроэнергетики вследствие высоких финансовых рисков для инвесторов. Возникающая при этом долговременная нестабильность развития ЭЭС с циклическим чередованием периодов избытка и дефицита генерирующих мощностей и связанными со свободным ценообразованием колебаниями цен на электроэнергию в широких пре­делах может привести к невозможности обеспечить надежность электроснабжения по­требителей по условиям как наличия достаточных генерирующих мощностей, так и их экономической доступности вследствие высоких цен на электроэнергию.

В последнее время специалисты широко обсуждают эту проблему. Ее решение принципиально возможно следующими путями:

  • снижением уровня рисков;
  • переложением рисков на других субъектов отношений (потребителей, государ­ство);
  • страхованием (возмещением) рисков.

Факторы рисков, связанные с нестабильностью экономической и политической ситуации, уже отмечались выше. Необходимое для устойчивой мотивации инвестиций снижение уровня этих рисков может быть достигнуто за счет специальной государст­венной ценовой, кредитной, бюджетной и другой политики, реализующей "мягкое" ре­гулирование экономических отношений в отрасли путем создания экономических сти­мулов для потенциальных инвесторов. Строго говоря, тем самым осуществляются как снижение рисков, так и частичное переложение их на государство.

Снижение сроков окупаемости энергетических объектов (и соответствующих рисков для инвесторов) возможно путем перехода на энергетические технологии высо­кой эффективности (газотурбинные и парогазовые установки) и энергообъекты высо­кой заводской готовности, вводимые за 2-3 года. Для ГТУ малой мощности дополни­тельным стимулирующим фактором с точки зрения снижения рисков являются относи­тельно небольшие капиталовложения в единичные объекты. Особенно значимым это является для малых ГТУ-ТЭЦ, вырабатывающих электроэнергию и тепло, что обуслов­ливает существующие прогнозы роста доли этих установок в различных странах [6].

Характерно, что и в России, даже в нынешних экономических условиях, такие ма­лые ГТУ-ТЭЦ, сооружаемые взамен муниципальных котельных, оказываются доста­точно перспективными. При этом для привлечения инвестиций могут быть задейство­ваны несколько иные механизмы, чем для случаев больших мощностей, в том числе, возможности региональных и местных бюджетов, причем не напрямую, а через налого­вые льготы и другие косвенные механизмы [2]. В данном случае также имеет место со­четание двух путей: снижение уровня рисков и частичное переложение их на регио­нальные и местные бюджеты.

Роль "мягкого" государственного регулирования исключительно высока не только в части стимулирования инвестиций в малые генерирующие установки на базе ГТУ, но и для более дорогих нетрадиционных возобновляемых источников электроэнергии ма­лой мощности, формирующих совместно с малыми ГТУ-ТЭЦ так называемую распре­деленную генерацию. Это подтверждается активным распространением таких устано­вок, особенно ветровых электростанций, в странах Западной Европы и США [7].

Целенаправленная и стабильная государственная политика в виде "мягкого" регу­лирования экономических отношений имеет существенное значение и в плане сниже­ния других неопределенностей и, соответственно, рисков, упомянутых выше (цены на топливо, экологические требования к электроэнергетике, рациональность и стабиль­ность структуры и принципов функционирования рынков электроэнергии и др.).


 Переложение инвестиционных рисков с инвесторов возможно не только на госу­дарство, но и на потребителей. В этом плане могут рассматриваться ряд возможных решений [3, 5 и др.]:

  • введение инвестиционной составляющей в тарифы на электроэнергию. По оцен­кам [4] для условий России это может привести к росту тарифов до 2,5-3,5 цент/кВтч к 2010-2015 гг. (вместо 4,5-6,0 цент/ кВтч в случае свободного ценообразования), что существенно менее болезненно для экономики и социальной сферы. Рациональным ор­ганизационным решением в этом случае является создание независимого инвестицион­ного фонда;
  • введение норматива резервной мощности, которую должны поддерживать гене­рирующие компании, сетевая компания или системный оператор в зависимости от осо­бенностей структурной организации электроэнергетики. Обоснование величины такого норматива должно производиться, исходя из требуемого уровня обеспечения надежно­сти электроснабжения потребителей. Затраты на создание и содержание резервной мощности включаются в тарифы на электроэнергию;
  • введение ставки за мощность в структуру тарифа на электроэнергию, т.е. ис­пользование двухставочных тарифов. Организационной формой реализации такого ре­шения может быть рынок мощности, в том числе (или отдельно) рынок резервной мощности как услуги по обеспечению надежности электроснабжения потребителей.

Рассмотренные случаи отражают различные способы регулирования экономиче­ских отношений в электроэнергетике, более "жесткие", чем изложенные ранее. Их реа­лизации способствуют долгосрочные контракты на поставки электроэнергии.

В [3] в качестве одного из возможных решений рассматривается создание так на­зываемого стратегического резерва мощности, независимого от рынка электроэнергии. Предполагается, что такой стратегический резерв должно поддерживать государство как гарант надежного обеспечения электроэнергией потребителей. Некоторые идеи реализации этого подхода изложены выше.

Специального рассмотрения заслуживают возможности страхования или, в более общей формулировке, возмещения инвестиционных рисков. Фактически это своего ро­да частичное переложение рисков на специальные страховые фонды, реализуемое од­нако за счет средств инвестора в виде его страховых взносов. Система возмещения рис­ков широко развита применительно к аварийным и другим чрезвычайным ситуациям, в том числе, в энергетике [8]. В части инвестиционных проблем в электроэнергетике этот подход пока недостаточно востребован.

В [9] обращается внимание на своеобразный рыночный способ "страхования" ин­вестиционных рисков на основе так называемой опционной стоимости капиталовложе­ний. Рассматривается так называемый финансовый опцион call, который определяется как контракт, дающий его владельцу право купить фиксированное число конкретных обыкновенных акций по фиксированной цене в любое время до или в назначенный день. Держа, но не используя опцион call, инвестор может избежать риска амортизации активов, так как может воспользоваться опционом, если только почувствует, что это ему выгодно. Этот подход требует еще дополнительного изучения, в том числе, с уче­том специфики инвестиционных процессов в электроэнергетике.


 Выводы

Зарубежный и российский опыт реформирования электроэнергетики свидетельст­вует о неотработанности процессов инвестирования и развития этой отрасли. Для пре­одоления возникших проблем рассмотрены принципиальные положения системы обес­печения инвестирования и развития электроэнергетики и ЕЭС России. Одной из основ­ных функций такой системы является снижение финансовых рисков для инвесторов. Кроме того, она должна обеспечивать создание условий для недопущения возникнове­ния дефицитов генерирующей мощности.

ЛИТЕРАТУРА

  • 1. Воропай Н.И. Инвестиции и развитие электроэнергетики в рыночной среде // ТЭК, 2002. - №3. - С. 68-71.
  • 2. Эффективность развития малых ТЭЦ на базе газотурбинных и дизельных энергоустановок при газификации регионов / А.В. Федяев, Е.В. Сеннова, О.Н. Федяева, А.М. Карасевич // Теплоэнергети­ка, 2000. - № 11. - С. 24-26.
  • 3. De Vries L.J., Hakvoort R.A. Market Failure in Generation Investment? The Dutch Perspective // Fifth International Conference on Power System Management and Control.- London, UK, 17-19 April, 2002, Conference Publication # 488.
  • 4. Беляев Л.С., Марченко О.В., Подковальников С.В. Рост цены электроэнергии, необходимый для развития электроэнергетики при переходе к конкурентному рынку // Изв. РАН. Энергетика, 2002. - № 5. - С. 49-61.
  • 5. Borenstein S. The Trouble with Electricity Markets (and Some Solutions). POWER Program of the University of California Energy Institute. - Berkley, 2000. - 27 p.
  • 6. The Future of CHP in the European Market - The European Cogeneration Study. Project EU "Future COGEN", No. 4.1031/P/99-169/ Final Publishable Report. - Brussels, 2001. - 88 p.
  • 7. Sakarias W.P. The Future of Renewables in the New California Marketplace // IEEE Power Engineer­ing Review, 1999. - Vol. 19, № 1. - Рp. 17-20.
  • 8. Лесных В.В. Анализ риска и механизмов возмещения ущерба от аварий на объектах энергети­ки. - Новосибирск: Наука, Сиб. предпр. РАН, 1999. - 251 с.
  • 9. Yahima M., Drillisch J., Hensing I., Hattori T. Liberalisation of the Electricity Industry and Security of Supply. CREIPI Report EY 97004. - Tokyo, 1998. - 49 p.

Об авторе.

Воропай Николай Иванович, 1943 г.р., д.т.н., профессор, чл.-корр. РАН. В 1966 г. окончил Ленинградский политехнический институт. Защитил кандидатскую диссер­тацию в 1975 г., докторскую - в 1990 г. Имеет более 250 научных публикаций, в том числе более 15 монографий, личных и в соавторстве. Директор Института систем энер­гетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН, заслуженный деятель науки РФ, Почетный энер­гетик РФ, Лауреат Государственной премии СССР и Премии Правительства РФ в об­ласти науки и техники. Область научных интересов: моделирование и анализ переход­ных процессов в ЭЭС, проблемы устойчивости, надежности и живучести ЭЭС, противоаварийное управление ЭЭС, обоснование развития ЭЭС, либерализация ЭЭС. 


 ДИСКУССИЯ

Ф.В. Веселое. Данный доклад определяет важнейшую проблему для реформиро­вания рынка электроэнергии в России - возможности и способы поддержания устойчи­вого развития в отрасли в конкурентной среде. Автор справедливо указывает, что при­мер действующих конкурентных рынков, организованных по классической схеме, сви­детельствует о том, что под действием рыночных сил происходит сокращение объемов предложения до уровня текущего спроса плюс минимальный резерв для поддержания текущей надежности (6-7%). Анализируя мировой опыт, автор показывает эту общую тенденцию на рынках с изначально избыточным предложением.

С главным тезисом автора о том, что поддержание и развёртывание инвестици­онного процесса потребует специальных мер (административных или стимулирующих) влияния на конкурентный рынок, нельзя не согласиться. Причём, целого набора мер, применительно к различным типам инвестиционных решений. В качестве одного из возможных подходов к решению инвестиционных проблем автор рассматривает со­трудничество государства и частных инвесторов в реализации проектов средней и ма­лой генерации на базе прогрессивных ПГУ и ГТУ технологий, особенно в части совме­стного электро- и теплоснабжения (ТЭЦ). Хотелось бы отметить, что большинство та­ких проектов может быть реализовано и без конкурентного рынка, причем для сниже­ния рискованности и повышения коммерческой привлекательности таких проектов бу­дут важны не столько долевое бюджетное финансирование (на что трудно рассчиты­вать) и даже не налоговые льготы, а долгосрочные контракты на покупку энергии и те­пла со стороны муниципальных потребителей. Оптимальной формой для таких проек­тов являются концессионные схемы типа СЭП («строительство»-«эксплуатация»- «передача»), и мировой опыт имеет массовые успешные примеры решения локальных энергетических проблем таким способом.

Тем не менее, остаются проблемы «крупной» генерации, которые действительно не могут быть решены без корректировки ценовых сигналов конкурентного рынка. Здесь ключевым является вопрос о том, кто и как должен использовать дополнитель­ные средства, поступающие от потребителей (за счет, например, платежей за мощность или платы за поддержание резерва сверх оперативного).

В отношении предложенной схемы обоснования развития электроэнергетики в рыночной среде представляется важным подчеркнуть приоритет государства как гаран­та стратегической устойчивости энергоснабжения. Это означает качественное измене­ние содержания государственных стратегий и программ развития электроэнергетики: они должны не просто задавать целевые ориентиры для развития отрасли, обоснован­ные с позиций энергетической безопасности, экономической эффективности и т.д., но и содержать четко обоснованный набор рыночных механизмов, который делал бы их реализацию выгодной для энергокомпаний и интересной для частных инвесторов.