Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ состояния проблемы управления развитием электроэнергетики россии в современных условиях 13
1.1 Ретроспективный анализ результатов инвестиционной и ценовой политики государства в электроэнергетике России 13
1.2 Методология отраслевого и корпоративного инвестиционного планирования в электроэнергетике 32
1.3 Теоретические основы формирования государственной ценовой политики в электроэнергетике и методы прогнозирования цен энергетического рынка 44
Выводы по главе 1 51
ГЛАВА 2. Разработка методического подхода к согласованию параметров отраслевой инвестиционной и ценовой политики в электроэнергетике 52
2.1 Концептуальная модель анализа сбалансированности инвестиционных и ценовых параметров на разных уровнях управления развитием электроэнергетики 52
2.2 Метод оценки необходимых ценовых условий для реализации вариантов отраслевой инвестиционной политики 62
2.3 Методический подход к оценке влияния ценовой политики регулятора на инвестиционный потенциал отрасли и формированию сбалансированных параметров инвестиционной и ценовой политики в электроэнергетике 76
Выводы по главе 2 90
ГЛАВА 3. Апробация методического подхода к согласованию параметров отраслевой инвестиционной и ценовой политики в электроэнергетике 91
3.1 Оценка инвестиционных возможностей электроэнергетики при сдерживании роста цен электроэнергии 91
3.2 Оценка необходимых ценовых условий и последствий вариантов обновления тепловых электростанций России 105
3.3 Анализ влияния интеграции активов на инвестиционные возможности компаний электроэнергетического холдинга 114
Выводы по главе 3 123
Заключение 124
Список сокращений и условных обозначений 127
Список литературы
- Методология отраслевого и корпоративного инвестиционного планирования в электроэнергетике
- Теоретические основы формирования государственной ценовой политики в электроэнергетике и методы прогнозирования цен энергетического рынка
- Методический подход к оценке влияния ценовой политики регулятора на инвестиционный потенциал отрасли и формированию сбалансированных параметров инвестиционной и ценовой политики в электроэнергетике
- Оценка необходимых ценовых условий и последствий вариантов обновления тепловых электростанций России
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Электроэнергетический комплекс России, объединяющий по состоянию на конец 2015 г. электростанции суммарной мощностью 235 ГВт, является крупнейшей в мире системой централизованного энергоснабжения разных групп потребителей и играет важную роль в социально-экономическом развитии страны. Однако современное состояние отечественной электроэнергетики отличается высокой долей устаревшего оборудования. По оценкам Института энергетических исследований РАН (ИНЭИ РАН), к 2025 г. свыше 50% мощности российских тепловых электростанций (ТЭС) исчерпает свой индивидуальный ресурс службы. Достаточно острая проблема замены или продления срока службы отработавших ресурс энергоблоков стоит и в атомной энергетике. Технико-экономические показатели отрасли (удельный расход топлива на ТЭС, потери электроэнергии при ее передаче по сетям и т.д.) не соответствуют современным зарубежным стандартам. Отсутствие обновления мощностей не позволяет повысить эффективность производства электроэнергии и в долгосрочной перспективе ставит под угрозу надежность энергоснабжения потребителей даже при низких темпах роста спроса на электроэнергию и тепло.
Таким образом, важнейшей задачей инвестиционной политики отрасли является обновление (модернизация или замена) значительного числа устаревших производственных мощностей. Однако складывающиеся на энергетическом рынке цены не создают энергокомпаниям необходимых финансовых условий для реализации инвестиционных проектов по обновлению мощностей. Такая ситуация во многом обусловлена политикой ценового сдерживания, проводимой государством в энергетике. В частности, на рынке мощности в результате административного регулирования цены отбора формируются на уровне ниже затрат маржинальных производителей. Похожая проблема характерна и для рынка тепла. При этом существующий в отрасли административный механизм поддержки инвестиций на основе договоров поставки мощности (ДПМ), заключенных государством с энергокомпаниями, не распространяется на инвестпроекты, планируемые после 2018 г. В результате, заявляемые энергокомпаниями после 2018 г. объемы модернизации и замены действующих мощностей ТЭС не превышают 0,5-1 ГВт в год1, что явно недостаточно для компенсации прогнозного выбытия мощностей.
Таким образом, в настоящее время в отрасли отсутствуют эффективные ценовые механизмы поддержки востребованных инвестиционных решений. При этом государство располагает мощными рычагами ценового регулирования во всех сегментах энергетического рынка. Однако проводимая регулятором ценовая политика в настоящее время ориентирована преимущественно на решение текущих задач по сдерживанию инфляции и в недостаточной мере учитывает долгосрочные интересы отрасли.
1 Схема и программа развития ЕЭС России на 2016 – 2022 гг. (утв. Приказом Минэнерго РФ от 1 марта 2016 г. №147)
Следовательно, весьма актуальной научной проблемой является необходимость согласования параметров ценовой политики регулятора с актуальными задачами развития электроэнергетики. При этом переориентация ценовой политики на поддержку инвестиций, безусловно, должна выполняться с учетом макроэкономических ограничений на рост цен электроэнергии и тепла в целях сохранения конкурентоспособности российской экономики.
Степень разработанности проблемы. Методические аспекты
прогнозирования перспективных топливно-энергетических балансов и
обоснования рациональных приоритетов государственной инвестиционной
политики в электроэнергетике без детальной проработки ценовых механизмов
ее реализации получили освещение в работах Л.С.Беляева, Ф.В.Веселова,
Н.И.Воропая, А.Н.Зейлигера, А.А.Макарова, А.С.Макаровой, Л.А.Мелентьева,
А.С.Некрасова, В.В.Труфанова, Л.Д.Хабачева, Е.О.Штейнгауза, Дж.Вейанта,
Э.Кана, П.Массе, Б.Хоббса, У.Хогана, Ф.Швеппе и др. Макроэкономический
анализ последствий различных сценариев развития энергетики выполнялся в
работах Ю.Д.Кононова, А.А.Макарова, В.А.Малахова, А.С.Некрасова,
Ю.В.Синяка, М.Н.Узякова, Дж.Данцига, Д.Йоргенсона, П.Капроса, А.Манна, Н.Стерна, П.Уилкоксена, Э.Хадсона и др.
На корпоративном уровне управления разработка инвестиционных программ опирается на методические рекомендации по анализу коммерческой эффективности инвестпроектов и источников их финансового обеспечения, разработанные такими учеными как Ю.Л.Александров, П.Л.Виленский, П.В.Горюнов, В.В.Коссов, В.Н.Лившиц, Н.Г.Любимова, Е.С.Петровский, С.А.Смоляк, В.Беренс, Г.Бирман, Р.Брэйли, С.Майерс, С.Шмидт и др.
Таким образом, к настоящему времени хорошо разработана методология
как отраслевого, так и корпоративного инвестиционного планирования в
электроэнергетике. Вместе с тем, недостаточно исследованы методические
аспекты формирования долгосрочных параметров ценовой политики
регулятора, согласованных с актуальными инвестиционными задачами отрасли,
что во многом и препятствует решению накопившихся в отрасли проблем.
Применение принципов и методов формирования тарифов, предложенных в
трудах В.И.Денисова, А.И.Кузовкина, Г.П.Кутового, В.И.Михайлова,
С.В.Образцова, В.И.Эдельмана, Е.В.Яркина, П.Кляйндорфера, М.Кру,
Р.Познера и др., после состоявшейся в 2000-х гг. реформы отечественной
электроэнергетики возможно лишь в отдельных ее сферах2. В российских
условиях невозможно и применение наработанных за рубежом методов
прогнозирования динамики цены конкурентного (спотового) рынка
электроэнергии, поскольку такие методы: а) не отражают специфику сложившегося в России многосегментного энергетического рынка (раздельное ценообразование на электроэнергию и мощность, наличие нескольких конкурентных и тарифных механизмов с разными правилами ценообразования
2 согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике», регулируемыми сферами деятельности считаются услуги по передаче, распределению и диспетчеризации электроэнергии, теплоснабжение, а также деятельность гарантирующих поставщиков на розничном рынке
и т.д.), б) не учитывают широкий арсенал рычагов государственного воздействия на рыночные цены, что характерно для российского энергетического рынка.
Таким образом, для решения сформулированной выше научной проблемы необходимо дополнить существующие методы формирования экономически обоснованных инвестиционных приоритетов отрасли методами согласования последних с долгосрочными параметрами ценовой политики государства, включая анализ влияния изменения правил и/или ценовых параметров регулирования в сегментах энергетического рынка на инвестиционные возможности электроэнергетики и ее субъектов, анализ макроэкономических последствий вариантов роста цен электроэнергии и тепла, а также оценку необходимых ценовых условий, обеспечивающих финансовую реализуемость рациональной инвестиционной политики отрасли и ее привлекательность для частных энергокомпаний.
Объектом исследования является электроэнергетическая отрасль и ее
крупные производственные сегменты (атомная, тепловая и гидрогенерация,
электросетевой комплекс), а предметом исследования – процесс
формирования долгосрочных параметров отраслевой инвестиционной и ценовой политики в электроэнергетике, согласованных между собой с точки зрения реализации востребованных приоритетов развития отрасли и сохранения приемлемой с макроэкономической точки зрения ценовой нагрузки на экономику страны.
Целью исследования является разработка методического подхода к формированию сбалансированных параметров ценовой политики регулятора и отраслевой инвестиционной политики в средне- и долгосрочной перспективе. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи исследования:
1. Предложить концептуальную модель многоступенчатого анализа
степени сбалансированности инвестиционных и ценовых параметров на разных
уровнях и стадиях управления развитием энергетики на основе исследования
существующих подходов к формированию инвестиционной и ценовой
политики в энергетике.
2. Разработать метод, позволяющий оценивать необходимые ценовые
условия для реализации вариантов инвестиционной политики отрасли в
условиях высокой неопределенности информации о долгосрочной динамике
отраслевых операционных и капитальных затрат.
-
Разработать метод прогнозирования выручки электроэнергетики и ее субъектов с учетом различных вариантов ценовой политики регулятора в части изменения правил и параметров формирования цен в сегментах рынка электроэнергии, мощности и тепла.
-
Разработать методический подход к формированию сбалансированных параметров отраслевой инвестиционной и ценовой политики, позволяющий осуществлять обоснованную корректировку инвестиционных планов отрасли и/или параметров ее ценового регулирования.
Область исследования. Содержание и тема диссертации и полученные научные результаты соответствуют требованиям паспорта специальности 08.00.05 «Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами: промышленность)», а именно следующим пунктам:
1.1.21. «Состояние и основные направления инвестиционной политики в топливно-энергетическом, машиностроительном и металлургическом комплексах»;
1.1.24. «Тарифная политика в отраслях топливно-энергетического комплекса. Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации и управления отраслями и предприятиями металлургического комплекса».
Методология и методы исследования. Методологической базой работы являются основные положения теории системных исследований энергетики, сформированные научной школой академика Л.А. Мелентьева, методы применения этой теории в задачах управления развитием электроэнергетики, методы риск-анализа инвестиционных планов и традиционные методы финансово-экономических расчетов в энергетике.
Информационную базу исследования составляют отчеты инфраструктурных организаций электроэнергетического рынка (ОАО «АТС», ОАО «Системный оператор ЕЭС»), материалы электронной базы данных НП «Совет рынка», а также публичная корпоративная отчетность энергетических компаний России.
Научная новизна работы заключается в следующих результатах, полученных лично автором:
-
Предложена концептуальная модель анализа сбалансированности инвестиционных и ценовых параметров на разных уровнях и стадиях инвестиционного планирования в энергетике, новизной которой является дополнение существующих задач формирования приоритетов инвестиционной политики отрасли и компаний задачами финансово-экономического анализа влияния вариантов корректировки правил и параметров ценообразования энергетического рынка на реализуемость отраслевых и корпоративных инвестиционных планов.
-
Предложен метод прогнозирования необходимых ценовых условий реализации различных вариантов отраслевой инвестиционной политики в условиях высокой неопределенности долгосрочной динамики отраслевых показателей, включающий принципы и методики прогнозирования необходимой валовой выручки (НВВ) электроэнергетики, отличающийся укрупненным подходом к оценке долгосрочной динамики ключевых составляющих НВВ электроэнергетики (топливных, условно-постоянных затрат, капиталовложений и амортизационных отчислений).
-
Разработан метод оценки прогнозной выручки отрасли на основе параметров ценовой политики регулятора, включающий принципы и методики прогнозирования цен и натуральных показателей отпуска энергетической
продукции, отличающийся детализацией прогноза цен и натуральных объемов продаж по сегментам рынка электроэнергии, мощности и тепла, что позволяет оценивать потенциальные инвестиционные последствия изменения правил и параметров ценового регулирования различных сегментов энергетического рынка.
4. Предложен методический подход к формированию сбалансированных параметров отраслевой инвестиционной и ценовой политики, включающий методы оценки и концептуальную схему согласования необходимых объемов инвестиций и выручки отрасли, отличающийся тем, что для оценки НВВ отрасли использован метод, предложенный в п.2 (см. выше), для оценки прогнозной выручки – метод, предложенный в п.3, а в качестве критерия согласования – достижение равенства этих показателей на рассматриваемом горизонте анализа.
Теоретическая значимость работы заключается в дополнении
существующей методологии системного прогнозирования развития
электроэнергетики методами оценки потенциальных ценовых последствий
реализации той или иной инвестиционной стратегии развития отрасли, что
позволяет выполнять анализ количественной взаимосвязи инвестиционных и
ценовых параметров развития электроэнергетики и их последствий для отрасли
и потребителей. Результаты работы могут быть использованы в таких учебных
дисциплинах как «Состояние и перспективы развития энергетики», «Оптовые и
розничные рынки электроэнергии и мощности», «Государственное
регулирование деятельности энергокомпаний».
Практическая значимость исследования. Результаты исследования
могут быть использованы в практике государственного управления развитием
электроэнергетики для повышения экономической обоснованности
принимаемых ценовых решений в части изменения модели и/или ценовых
параметров рынков электроэнергии, мощности и тепла. В практике
корпоративного управления результаты исследования могут быть
использованы в процессах стратегического планирования при формировании параметров инвестиционных программ и источников их финансирования с учетом возможных вариантов ценовой политики регулятора.
Положения и результаты, выносимые на защиту:
1. Концептуальная модель анализа сбалансированности инвестиционных
и ценовых параметров на разных уровнях инвестиционного планирования в
энергетике.
2. Метод прогнозирования необходимых ценовых условий реализации
вариантов отраслевой инвестиционной политики.
-
Метод оценки прогнозной выручки отрасли и ее субъектов с учетом ценовых решений регулятора по изменению правил и параметров ценообразования в сегментах энергетического рынка.
-
Методический подход к формированию сбалансированных параметров отраслевой инвестиционной и ценовой политики.
Обоснованность и достоверность результатов подтверждена
сравнением расчетных показателей затрат и НВВ отрасли с фактическими
значениями за период 2011-2015 гг., использованием официальных параметров
социально-экономического развития страны на трехлетний период 2016-18 гг.
(включая темпы инфляции, цен газа, тепла, оптовой цены электроэнергии и
тарифов на услуги сетевых компаний), официальной отраслевой и публичной
корпоративной отчетности, а также обсуждением предложенного
методического подхода на ряде научных и научно-практических симпозиумов и конференций.
Апробация результатов исследования. Результаты диссертационного исследования использовались в ряде научно-исследовательских работ ИНЭИ РАН – в частности, при разработке проекта Энергетической стратегии России до 2035 г., Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 г., прогноза развития энергетических активов Группы «Газпром» до 2035 г. и ряда других работ. Имеется справка об использовании результатов диссертационного исследования в научной деятельности ИНЭИ РАН.
Ключевые положения диссертационного исследования были обсуждены
на следующих всероссийских и международных научно-практических
конференциях: «Реформы в России и проблемы управления» (Москва, ГУУ, 29-
30 апреля 2015 г.), «Инфраструктурные отрасли экономики: проблемы и
перспективы развития» (Новосибирск, НГТУ, 29 февраля 2016 г.), XXIII
Международной конференции студентов, аспирантов и молодых
учёных «Ломоносов» (Москва, МГУ им. М.В.Ломоносова, 11-15 апреля 2016 г.), «Анализ социально-экономического состояния и перспектив развития Российской Федерации» (Москва, ГУУ, 29 апреля 2016 г.), «Экономическое развитие общества в современных кризисных условиях» (Пермь, 10 ноября 2016 г.).
Публикации по теме исследования. В рецензируемых научных журналах, включенных в Перечень ВАК, опубликованы 6 статей общим объемом 3,3 п.л., из них авторских – 2,65 п.л.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы, списка сокращений и условных обозначений и четырех приложений. Основной текст (с учетом приложений) изложен на 165 страницах машинописного текста, включающего 24 таблицы и 32 рисунка. Список литературы содержит 120 наименований.
Методология отраслевого и корпоративного инвестиционного планирования в электроэнергетике
Одной из наиболее значимых тенденций развития мировой электроэнергетики является радикальная трансформация хозяйственной среды в отрасли, связанная с либерализацией национальных электроэнергетических рынков и расширением полномочий участников рынка в части принятия собственных управленческих решений в операционной и инвестиционной сфере. Эти процессы в полной мере затронули и Россию, где в течение 2000-х гг. также были проведены радикальные реформы, направленные на реструктуризацию и дерегулирование электроэнергетики. Развитие конкурентных принципов хозяйствования превращает энергетические компании в активных участников рыночных процессов и создает ощутимые стимулы для повышения текущей (эксплуатационной) эффективности функционирования отрасли.
Между тем, электроэнергетике как отрасли свойственны уникальные технологические особенности, которые необходимо адекватно учитывать в конструкции и правилах работы электроэнергетического рынка. Одной из важнейших таких особенностей является необходимость поддержания значительного объема резервных генерирующих мощностей, что обусловлено неравномерностью потребления электроэнергии в суточном и годовом разрезе и отсутствием экономически эффективных технологий ее аккумулирования. Однако классический (спотовый) конкурентный рынок принципиально ориентирует поставщиков на максимальное сокращение состава неиспользуемых производственных мощностей, что может привести к снижению общесистемного резерва мощности и в долгосрочной перспективе, при отсутствии новых вводов мощности, грозит нарушением надежности энергоснабжения потребителей.
Второй важнейшей особенностью отрасли является ее высокая инерционность – цикл проектирования и строительства большинства энергетических объектов занимает от 4 до 12 лет. Это означает, что инвестиционные решения в электроэнергетике необходимо принимать задолго до появления на рынке реального спроса на новые энергетические объекты. При этом обоснованный выбор инвестиционных решений должен выполняться с учетом высокой неопределенности перспективной динамики основных влияющих факторов (спроса, цен топлива, технико-экономических показателей различных технологий генерации и др.). В силу этого, в общем случае, рациональным является сбалансированное развитие разных типов генерации, что позволит избежать значительных экономических потерь в случае отклонения реальных условий развития отрасли от прогнозных. Целесообразные масштабы и пропорции развития разных типов генерации можно количественно оценить путем системного прогнозирования развития электроэнергетики, опираясь на наработанный в ходе многолетнего опыта системных энергетических исследований методический и модельный инструментарий (см. 1.2).
Между тем, в условиях преимущественно краткосрочных сигналов конкурентного рынка производители и потребители неизбежно будут ориентироваться на развитие генерации сравнительно малой мощности, с коротким циклом сооружения и низкими капиталовложениями (т.е. в основном парогазовые или газотурбинные мощности). Следствием этого в долгосрочной перспективе может стать резкое увеличение расхода природного газа как базового топлива рассматриваемых объектов генерации и возникновение серьезных диспропорций в топливно-энергетическом балансе страны. При этом вырастет и потенциальный ущерб потребителей от возможного резкого повышения цен газа на внутреннем рынке (например, в связи с необходимостью освоения новых месторождений, либерализацией внутреннего рынка газа и т.д.) или снижения объемов его добычи. Анализ зарубежного опыта функционирования конкурентных рынков показывает серьезные проблемы, связанные с обеспечением развития в рыночных условиях капиталоемких типов генерации с длительным циклом сооружения – угольных КЭС, АЭС, крупных ГЭС [18].
Таким образом, даже после дерегулирования электроэнергетики сохраняется необходимость государственного контроля за развитием отрасли. Этот контроль выражается, прежде всего, в организации системы регулярных комплексных работ по долгосрочному прогнозированию условий развития отрасли и формированию целевых параметров (приоритетов) инвестиционной политики электроэнергетики, отвечающих требованиям балансовой надежности, экономической и экологической эффективности. В настоящее время такая линейка прогнозных работ под эгидой государства выполняется в большинстве стран, осуществивших дерегулирование отрасли – США, Канаде, Австралии, странах Европейского союза, России (подробнее см. 1.2). Однако вторым и не менее важным элементом государственной системы обеспечения устойчивого развития отрасли в рыночной среде является разработка экономических механизмов, способных обеспечить коммерческую привлекательность инвестиционных решений, отвечающих намеченным приоритетам отраслевой инвестиционной политики. В свою очередь, одной из важнейших задач при разработке механизмов реализации общественно эффективных инвестиционных решений является количественное обоснование необходимого уровня и динамики цен электроэнергии, мощности и тепла (в том числе – в разрезе отдельных сегментов рынка). Это предопределяет высокую актуальность разработки методических основ формирования рациональной ценовой политики государства как инструмента управления развитием электроэнергетики в рыночной среде.
Теоретические основы формирования государственной ценовой политики в электроэнергетике и методы прогнозирования цен энергетического рынка
На протяжении большей части ХХ века электроэнергетика в большинстве стран мира представляла собой классическую естественную монополию. Весь комплекс операций производства (генерации), передачи, распределения и сбыта электрической энергии в пределах страны либо отдельных ее регионов осуществлялся вертикально-интегрированными энергокомпаниями (ВИЭК), тарифы на услуги которых регулировались государством. За рубежом управление развитием электроэнергетики осуществлялось в двух вариантах, в зависимости от «территориального охвата» ВИЭК. В странах с несколькими частными ВИЭК (США, Япония, Германия и др.) планирование велось в региональном разрезе в соответствии с зонами обслуживания компаний, а в странах с единой государственной компанией-монополистом (Великобритания, Франция, Италия и др.) оно охватывало отрасль в целом.
В целях формирования экономически обоснованных тарифов на электроэнергию широко использовались основные положения теории регулирования естественных монополий [61, 76]. Как было отмечено выше, в рамках общеотраслевого прогнозирования развития электроэнергетики могут быть получены оценки «теневой» стоимости электроэнергии на основе долгосрочных замыкающих затрат производителей (в англоязычной терминологии – long run marginal cost, LRMC). Однако в реальной практике формирования ценовой политики государства оценки LRMC, по сути, не учитывались: традиционные методы тарифного регулирования энергетических монополий базировались на оценке средних затрат монополиста(short run marginal cost, SRMC). Одним из наиболее распространенных вариантов такого подхода был метод «затраты плюс» [76, 88, 92], в соответствии с которым тарифы энергокомпаний формировались исходя из текущих производственных затрат и т.н. «справедливой» нормы прибыли на инвестированный капитал, которая должна была обеспечить привлекательные условия для финансирования инвестиционных решений. Такой подход позволял компаниям гарантированно реализовывать любые согласованные с регулятором инвестиционные решения, транслируя инвестиционные риски в конечную цену электроэнергии для потребителей. В России после перехода от плановой экономики к рыночной также была сформирована система государственного тарифного регулирования электроэнергетики и разработаны методы формирования тарифов на топливо, электроэнергию и тепло, основанные на затратном подходе [66].
Вместе с тем, явным недостатком метода «затраты плюс» было отсутствие у энергетических компаний стимулов к снижению эксплуатационных и инвестиционных затрат, повышению качества планирования и управления. Кроме того, подобная система регулирования отличалась крайне слабой адаптивностью к изменению экономических и балансовых условий. Энергокомпании, согласовав состав инвестиционных решений с регулятором, утрачивали какие-либо стимулы для пересмотра планов развития своих мощностей даже в случае существенного отклонения реальных экономических и балансовых условий от прогнозных. В результате, в 1980-е гг. в ряде зарубежных стран обострилась проблема переинвестирования, связанная с реализацией энергокомпаниями невостребованных на рынке инвестиционных проектов, оплата которых, тем не менее, ложилась на потребителей. Эти факторы способствовали значительному росту цен электроэнергии в развитых странах. Недостаточная эффективность традиционных методов ценового регулирования отрасли привела к идее развития в энергетике конкурентных отношений. В работе [91] было доказано, что если в сфере передачи и распределения электроэнергии конкуренция нецелесообразна ввиду преобладания «эффекта масштаба производства», то в сфере генерации (производства электроэнергии) развитие конкурентных принципов может стимулировать компании к оптимизации своих издержек, что при прочих равных условиях обеспечит снижение цен электроэнергии для потребителей. В работах [58, 87] были проанализированы различные варианты реструктуризации электроэнергетики и обоснована модель спотового электроэнергетического рынка с механизмом конкурентного ценообразования. Как следствие, в 1990-х гг. в ряде стран (Великобритания, страны Скандинавии, Аргентина, Бразилия, некоторые штаты США и др.) начался процесс дерегулирования, либерализации электроэнергетики, произошел переход к конкурентной модели рынка электрической энергии. Несколько позже, на рубеже 1990-2000-х гг., проработка концепций перехода к конкурентному ценообразованию в сфере генерации началась и в России [29, 36, 46, 55, 62].
Вместе с тем, масштабное дерегулирование и развитие конкурентного ценообразования кардинально изменили характер принятия инвестиционных решений в отрасли. В условиях конкурентного рынка энергокомпании сталкиваются с высокой неопределенностью своей выручки и рисками недополучения финансовых ресурсов для окупаемости инвестиционных проектов. Таким образом, в новых условиях хозяйствования ключевое значение для принятия инвестиционных решений приобретают методы прогнозирования перспективной динамики рыночной цены электроэнергии.
Методический подход к оценке влияния ценовой политики регулятора на инвестиционный потенциал отрасли и формированию сбалансированных параметров инвестиционной и ценовой политики в электроэнергетике
В этой связи важно подчеркнуть тесную взаимосвязь отраслевых задач инвестиционного планирования и совершенствования правил ценообразования в электроэнергетике. Разработка и оценка эффективности изменений в работе рынков электроэнергии, мощности и тепла и тарифных моделей для электросетевого комплекса является важной составляющей ценовой политики регулятора. На базе финансово-экономических расчетов по отдельным производственным сегментам отрасли могут быть получены количественные оценки последствий таких решений, как: - изменение модели и/или параметров конкурентной оплаты электроэнергии и мощности (например, корректировка ценовых параметров для проведения конкурентного отбора мощности, изменение формул для расчета оплаты новой мощности с учетом доходности и проч.); - изменение масштабов применения тарифного регулирования в секторе генерации (например, тарифные решения для атомной или гидроэнергетики или объемов и цены поставок по регулируемым договорам и проч.); - изменение модели и/или параметров тарифного регулирования в сетевом комплексе и на рынке тепла (например, оценка эффективности новых принципов индексации, бенчмаркинга или доходности на инвестированный капитал, применение метода «альтернативной котельной» в теплоснабжении и проч.). Результатом решения задач финансово-экономического анализа на отраслевом уровне является обоснование необходимых для бездефицитного финансирования востребованных инвестиционных решений ценовых параметров по отдельным тарифным и/или конкурентным механизмам энергетического рынка (например, определение минимально необходимого уровня или темпа роста тарифов, оценка необходимого изменения предельных цен на рынке мощности и т.д.).
Полученная динамика необходимых с общественной точки зрения ценовых параметров регулирования энергетического рынка формирует базу для инвестиционного планирования на корпоративном уровне управления развитием отрасли. На этой стадии финансово-экономические прогнозы локализуются до отдельных генерирующих и сетевых компаний и фокусируются на выполнении риск-анализа их потенциальных инвестиционных стратегий в условиях неопределенности параметров ценовых решений. В ходе риск-анализа могут быть количественно оценены варианты адаптации финансовых планов энергетических компаний к предельному росту цен и выручки (через снижение затрат, инвестиций, стоимости капитала, дивидендов, увеличение объемов бюджетной поддержки и проч.). Помимо этого, при заданной динамике цен также может быть исследовано влияние интеграции или разделения активов холдинговых структур на финансовые результаты и инвестиционные возможности энергокомпаний.
Результаты расчетов на корпоративном уровне анализа могут быть использованы не только менеджментом энергокомпаний, но и регулятором, в целях принятия решений об оказании адресной поддержки отдельным наиболее уязвимым компаниям, разрешении/запрете слияния или разделения энергокомпаний и т.д.
Наконец, четвертый, проектный уровень инвестиционного планирования ограничивается анализом условий успешной реализации конкретного проекта модернизации или строительства нового энергетического объекта. Традиционная оценка коммерческой эффективности и риск-анализ инвестиционных проектов осуществляются в рамках сценарно заданных ценовых решений. Однако здесь может быть решена и обратная задача – определены минимально необходимые ценовые условия для коммерческой привлекательности проекта, которые могут быть использованы не только в корпоративной практике, но и при обосновании решений регулятора (например, при оценке экономической обоснованности цен мощности для проектов нового строительства и модернизации, определении регулируемых цен тепла для проектов строительства/модернизации ТЭЦ, уровней удельных затрат и возврата на капитал и т.д.).
Предложенная концептуальная модель финансово-экономических оценок теоретически может использоваться в двух режимах инвестиционного планирования: централизованном и децентрализованном. В рамках существующей системы централизованного инвестиционного планирования, включающей разработку Энергостратегии, Генсхемы и Схемы развития ЕЭС, данный подход используется для обоснования рациональных параметров ценовой политики государства, обеспечивающих возможность реализации намеченных в перечисленных документах инвестиционных решений, как отвечающих требованиям балансовой надежности и общественной эффективности. Эти параметры могут использоваться для формирования эффективных ценовых механизмов поддержки инвестиционных решений.
Оценка необходимых ценовых условий и последствий вариантов обновления тепловых электростанций России
На уровне сегментов генерации выполняется лишь укрупненная оценка ПВВ с целью выявления дисбалансов в распределении финансовых ресурсов между сегментами. В таких расчетах допустимо использование агрегированных показателей производственной программы рассматриваемого сегмента. Подобное представление производственных показателей дает возможность избежать трудоемкой детализации ценовой информации за счет использования средневзвешенных цен на электроэнергию и мощность (в разрезе сегментов и ценовых зон оптового рынка), а также тарифов тепло. При этом непротиворечивость исходных данных для сегментного и корпоративного уровней оценки обеспечивается путем «усреднения» отчетных региональных цен электроэнергии, мощности и тепла и использования единых сценарных условий по темпам их роста на перспективу.
Прогноз выручки в сегментах передачи и распределения электроэнергии может выполняться на основе одного из законодательно предусмотренных методов формирования долгосрочных тарифов для сетевых организаций: а) метода доходности на инвестированный капитал; б) метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки.
При использовании метода доходности на инвестированный капитал в соответствии с действующей нормативной базой [15] выделяются следующие составляющие: - подконтрольные (операционные) расходы, отражающие основной объем эксплуатационных затрат (без учета амортизационных отчислений); - неподконтрольные расходы (значительная часть данных расходов связана с налоговыми платежами); - возврат инвестированного капитала; - доход на инвестированный капитал. Значения данных параметров для каждой сетевой компании определяются регулирующими органами на ближайший период регулирования. На более длительную перспективу эти параметры прогнозируются следующим образом: А). Рост подконтрольных расходов определяется интегральным коэффициентом индексации, учитывающим инфляцию, индекс эффективности операционных расходов, коэффициент изменения количества активов, а также эластичность затрат по росту активов. Введение понижающих факторов обеспечивает рост основного объема эксплуатационных затрат ниже инфляции. Б). Динамика неподконтрольных расходов рассчитана с выделением: налоговой составляющей; прочей части расходов, которая индексируется с темпом роста подконтрольных расходов. В). Возврат инвестированного капитала определяется, исходя из нормативного срока возврата (35 лет), размера первоначально инвестированного капитала, установленного в каждом периоде регулирования, а также накопленных за период регулирования капиталовложений (с учетом понижающего коэффициента включения капиталовложений в базу капитала). Г). Доход на инвестированный капитал рассчитывается внутри периода регулирования по годам с учетом: остаточной стоимости инвестированного капитала на начало периода регулирования (ее величина внутри периода снижается равномерно на возврат капитала) и накопленных с начала периода регулирования капиталовложений (т.е. капитала, инвестированного в период регулирования на рассматриваемый год); фактически определенной регулирующим органом или прогнозной нормы доходности для ранее инвестированного капитала и накопленных инвестиций. При использовании метода долгосрочной индексации прогноз выручки сетевой компании / сетевого комплекса осуществляется на базе действующих методических указаний ФСТ РФ [14]. Прогноз выручки сетей строится путем индексации фактических значений выделенных составляющих затрат (подконтрольных и неподконтрольных расходов, инвестиционной составляющей). Полученные на основе имитации применения действующих методик тарифного регулирования значения прогнозной выручки (ПВВ) сетей могут быть сопоставлены с величиной их НВВ, рассчитанной по принципу «снизу вверх» (см. предыдущий параграф). Такое сравнение позволяет укрупненно оценить обоснованность принятых регулятором долгосрочных параметров тарифного регулирования сетевого комплекса. При этом на основе прогнозной выручки могут быть рассчитаны ключевые показатели финансового плана сетей (динамика операционной и чистой прибыли, рентабельности, долговой нагрузки), которые также могут быть сопоставлены с результирующими показателями финансового плана сетей при формировании НВВ по алгоритму «снизу вверх». Такой анализ позволяет в случае значительных расхождений расчетных НВВ и ПВВ сетевого комплекса оперативно пересмотреть ранее выбранные (или намечаемые на следующий период) параметры регулирования.
На самом верхнем, отраслевом уровне иерархии целью исследования является укрупненная оценка последствий ценовой политики регулятора; поэтому наиболее рациональным методом расчета ПВВ в таких задачах является использование сценарно задаваемой динамики среднеотпускной цены электроэнергии (или динамики ее генерирующей и сетевой составляющих), а также цены тепла для электростанций. В ряде задач, связанных с анализом региональных аспектов ценовой политики, может потребоваться территориальная детализация задаваемых ценовых сценариев и производственной программы по крупным географическим (ценовым) зонам (Европейская часть, Сибирь, Дальний Восток). При этом состав и степень детализации показателей производственной программы отрасли, в целом, соответствуют требованиям сегментного уровня оценки.