Влияние ввода новых генерирующих мощностей на конкуренцию между поставщиками оптового рынка

Канд. экон. наук А. В. Трачук

ВЛИЯНИЕ ВВОДА НОВЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ НА КОНКУРЕНЦИЮ МЕЖДУ ПОСТАВЩИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА

Избыток генерирующих мощностей считается необходимым условием высокого уровня конкуренции на энергорынке. В статье показано, что этого недостаточно, а также сделан вывод о необходимости комплексного развития энергосистемы страны. В частности, предлагается обратить особое внимание на вводы сетевых объектов, способствующих снятию системных ограничений.

Ключевые слова: конкуренция, рынок электроэнергии и мощности, олигополия, рыночная концентрация, ценовое сглаживание.

По мнению многих исследователей, оптовый рынок электроэнергии и мощности России (ОРЭМ) в настоящее время представляет собой скоординированную олигополию1. Данный тезис подтверждается при оценке уровня рыночной концентрации ОРЭМ.

Для расчета рыночной концентрации можно использовать индекс Херфиндаля - Хиршмана (ИНГ) для генерирующих компаний, который определяется как сумма квадратов долей всех фирм, действующих на рынке:

ИНГ = £у 2,

1=1

где У - рыночная доля фирмы, действующей на рынке.

ИНГ принимает значения от 0 (в случае идеальной конкуренции, когда на рынке бесконечно много продавцов, каждый из которых контролирует ничтожную долю рынка) до 1, которая соответствует монополии. Основное преимущество индекса - способность дать информацию о рыночной силе отдельных компаний и оценить уровень концентрации в отрасли.

Иногда указывают, что ИНГ не вполне подходит для анализа рынка электроэнергии, поскольку не учитывает практическое отсутствие

1 См.: Кузовкин А. И. Реформирование электроэнергетики и энергетическая безопасность. - М. :

ОАО «Институт микроэкономики», 2006. - С. 301; Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии : пер. с англ. - М. : Мир, 2006. - С. 486.

эластичности спроса, полную зависимость действий одних поставщиков от других (конкуренция не по модели Курно), наличие долгосрочных обязательств и форвардных контрактов и трудности в определении границ рынка. Важно отметить, что два первых фактора в общем случае увеличивают рыночную силу. Следовательно, даже показатель НН1 менее 18% (обычно свидетельствующий о конкурентности исследуемого рынка) может не гарантировать отсутствие рыночной силы у поставщика.

В проведенном анализе использовались данные 2008 г. об установленной мощности электростанций генерирующих компаний оптового рынка. Результаты расчета (таблица) показывают, что во всех зонах свободного перетока1 (ЗСП), за исключением одной, уровень рыночной концентрации существенно выше 18%, присущих, по мнению, например, регуляторов США, конкурентному рынку.

Уровень рыночной концентрации генерирующих компаний ОРЭМ

Зона (ценовая или свободного перетока) НН1 Зона (ценовая или свободного перетока) НН1

1-я ценовая зона 0,132 ЗСП 14 0,348

2-я ценовая зона 0,191 ЗСП 15 0,428

ЗСП 1 0,244 ЗСП 16 0,556

ЗСП 2 0,576 ЗСП 17 0,593

ЗСП 3 1 ЗСП 18 1

ЗСП 4 0,6 ЗСП 19 0,384

ЗСП 5 1 ЗСП 20 0,624

ЗСП 6 0,487 ЗСП 21 0,618

ЗСП 7 0,178 ЗСП 22 1

ЗСП 8 0,304 ЗСП 23 0,973

ЗСП 9 1 ЗСП 24 0,204

ЗСП 10 0,735 ЗСП 25 0,913

ЗСП 11 0,536 ЗСП 26 0,632

ЗСП 12 0,533 ЗСП 27 0,494

ЗСП 13 0,355 ЗСП 28 0,501

1 Следует отметить, что расчеты проводились по данным 2008 г., а после аварии на СШГЭС конфигурация ЗСП была изменена и сформирована ЗСП 29 (Хакасия).

Из природы олигополии вытекает метод ее регулирования путем поддержания на необходимом уровне конкуренции, поэтому дальнейшее развитие электроэнергетики РФ должно быть связано с увеличением конкуренции во всех секторах энергорынка.

К наиболее простым и часто применяемым способам увеличения уровня конкуренции рынка относится административное дробление собственности - снижение рыночной концентрации посредством разукрупнения компаний и препятствования слияниям и поглощениям, повышающим ее уровень.

Вместе с тем специфика электроэнергетики не позволяет рассчитывать на эффективность административного способа борьбы с рыночной концентрацией: рыночная сила на энергорынке порождается не только концентрацией генерации в одних руках (объединение в одно юридическое лицо или группу аффилированных лиц), но и ограничениями энергосистем (зональность рынка, вызванная слабостью перетоков и запертыми сечениями). В локальной области иметь значительную рыночную силу может отдельная маломощная, но востребованная станция.

Таким образом, для создания конкуренции пришлось бы провести заведомо абсурдные действия по ее разделению на отдельные энергоблоки и их передаче неаффилированным юридическим лицам. Естественно, что такие действия бессмысленны и даже недопустимы как с экономической точки зрения (сумма стоимостей блоков как активов заметно ниже цены всей станции; теряется положительный эффект масштаба), так и с точки зрения системной надежности.

По мнению многих отраслевых специалистов1, необходимым условием высокой конкуренции на либерализованных энергорынках является избыток мощностей. Однако, по нашему мнению, простое расширение производственных мощностей для электроэнергетики не является достаточным для увеличения уровня конкуренции.

Проиллюстрируем данный тезис на примере ЗСП 8. В данной зоне свободного перетока функционируют станции ТГК-10 (3 ТЭЦ), ОГК-1 (Нижневартовская ГРЭС), ОГК-2 (Сургутская ГРЭС-1) и ОГК-4 (Сургутская ГРЭС-2) совокупной располагаемой мощностью 11359 МВт. ИНГ данной зоны составляет 0,304. Инвестиционными программами компаний предусмотрен ввод к 2013 г. 2310 МВт новых мощностей, после чего рыночная концентрация снизится до 0,285, оставаясь тем не менее высокой.

1 См., например: Гительман Л. Д., Ратников Б. Е. Реформа электроэнергетики: оценка эффективности и корректировка курса // Энергорынок. - 2009. - № 1.

В настоящее время ЗСП 8 связана перетоками только с энергодефицитной (собственной генерации порядка 150 МВт) ЗСП 9, которая будет нуждаться в электроэнергии и после планируемого запуска Уренгойской ГРЭС (300 МВт). Наличие рыночной силы поставщиков будет определяться величиной потребления.

Поскольку пик потребления в ЗСП в 2008 г. (до кризиса) составлял около 10 ГВт, то даже при его сохранении на данном уровне (по прогнозам докризисное энергопотребление восстановится к 20122013 гг.) Сургутская ГРЭС-2 будет обладать исключительным положением (располагаемая мощность этой станции превышает разность совокупной располагаемой мощности всех станций ЗСП и пик потребления, т. е. она будет обязательно загружена).

Рассмотренный пример показывает, что наличие резерва мощностей, достаточного для обеспечения надежности (в примере 13,7 ГВт мощности при пике потребления 10 ГВт дают коэффициент резервирования 1,37, при этом достаточной для обеспечения надежности принято считать величину 1,17-1,2), не всегда обеспечивает резерв мощностей, формирующий конкурентную ситуацию на энергорынке.

Так, для снижения НН1 ниже критического уровня 0,18 (до 0,179) в рассмотренной ситуации требуется ввод дополнительно к планируемым мощностям еще двух станций по 1,8 ГВт располагаемой мощности каждая, принадлежащих компаниям, неаффилированным между собой и с уже представленными в ЗСП поставщиками.

Ввод значительных и избыточных в части надежности энергоснабжения генерирующих мощностей приводит к резкому удорожанию системы. При любых моделях энергорынка данные расходы в итоге ложатся на конечного потребителя (через тарифы или оплату электроэнергии (мощности) по свободным ценам при прямом участии в рынках, через налоги в случае прямых государственных инвестиций и т. д.).

Таким образом, для снижения уровня рыночной концентрации (а значит, роста конкуренции и минимизации возможностей злоупотребления рыночной силой со стороны поставщиков) недостаточно антимонопольного контроля за слияниями и поглощениями, а также простого увеличения генерирующих мощностей.

По нашему мнению, ввод новых электростанций следует проводить с учетом топологии системы. Обобщив данный тезис, следует отметить, что возведение новых мощностей или объектов сетевого хозяйства влияет на конфигурацию энергосистемы, поэтому наилучшими для системы являются комплексные решения по ее развитию, учитывающие расширение сетей, планы вводов мощностей, прогноз потребления в разрезе энергорайонов и т. п.

Вместе с тем оптимальные решения в этой сфере могут быть приняты только с учетом полной информации, что крайне сложно обеспечить (конкурирующие инвесторы не заинтересованы делиться информацией, прогноз потребления малодоступен, инвестиционные программы сетевых компаний часто пересматриваются и т. д.).

Поэтому с точки зрения развития энергосистемы страны наиболее оптимальным представляется централизованный плановый подход: место и характеристики возводимых станций, сетей и крупных энергопотребителей определяются единым уполномоченным органом, иные вводы не допускаются. Но такая система присуща плановому народному хозяйству, эффективность которого ниже эффективности рыночной экономики1.

Противоположная крайность в этом вопросе состоит в отказе от государственного регулирования, при котором инвестиционные решения принимаются самими компаниями согласно собственным прогнозам и стратегии. Однако в электроэнергетике этот подход может привести к формированию неэффективной системы, не обеспечивающей надежное энергоснабжение из-за большого объема «запертых» мощностей, сбоев в сетях и т. п.

На наш взгляд, проектирование энергосистемы должно проводиться государством и быть комплексным (с учетом развития сетей, генерации и промышленного комплекса, а также плановых мер по энергосбережению), но с некоторым уровнем свободы, позволяющим инвестору принимать (в заданных пределах) самостоятельные решения.

Превышение резерва мощностей, формирующего высококонкурентную среду, над резервом, обеспечивающим надежность, объясняется системными ограничениями (сетевыми и технологическими) и наличием положительного эффекта масштаба в генерации. Резерв для конкуренции может оказаться ниже резерва для надежности в случаях, близких к идеальной системе: без системных ограничений (так называемая «медная сковорода») и большой настолько, чтобы даже наиболее экономически выгодные крупные станции не находились в исключительном положении. Поэтому можно наметить пути снижения необходимого для обеспечения конкуренции резерва до уровня резерва надежности: интеграция энергосистем, «расшивка» сетевых ограничений и развитие промышленности с акцентом на расположение энергоисточников.

Важность «расшивки» системных (чаще сетевых) ограничений подтверждается результатами исследования нобелевского лауреата

1 См.: Экономика и управление в современной электроэнергетике России : пособие для менеджеров электроэнергетических компаний / под ред. А. Б. Чубайса. - М. : НП «КОНЦ ЕЭС», 2009.

Вернона Смита: «Ограниченная пропускная способность линии электропередачи ведет к существенному росту цен»1.

Таким образом, первоочередной задачей корректировки Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 г., инвестиционных программ генерирующих и сетевых компаний, проводимой под руководством Министерства энергетики РФ во втором полугодии 2009 г., можно назвать «расшивку» системных ограничений и создание возможностей для объединения зон свободного перетока. Также при этом необходимо учесть влияние ввода новых станций на уровень конкуренции на энергорынке.

Перечисленные методы увеличения уровня конкуренции довольно сложны, дороги и эффективны в большей степени в долгосрочной перспективе. Поэтому для снижения негативных эффектов низкой конкуренции на энергорынке необходимо применение дополнительных к указанным стратегическим подходам методов регулирования.

Такими методами могут быть используемые в настоящее время выбор состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО) и ценовое сглаживание.

Выбором состава включенного генерирующего оборудования называется проводимая системным оператором процедура определения включенных в течение отчетной недели генерирующих объектов (в разрезе блоков станции).

ВСВГО проводится за неделю до периода, на который выбирается оборудование. В его ходе решается задача по минимизации стоимости выработки. Для этого поставщики ОРЭМ передают ценовые заявки, в которых указывают допустимые для них объемы выработки, стоимость запуска генерирующего объекта и цену выработки в случае загрузки (стоимость топлива), при этом цена выработки не может быть выше заявленной при ВСВГО. Также оптимизационная задача учитывает различные системные ограничения, в том числе требования по резерву мощностей для целей надежности и сходимости электрических режимов.

На практике ВСВГО применяют не только по прямому назначению, но и для контроля цен, который возможен благодаря наличию непрозрачных ограничений, особенно в части системной надежности. Например, задав повышенный процент горячего (вращающегося) резерва, системный оператор получает возможность выбрать то количество генерирующих единиц, которое обеспечит необходимую «подушку цено-

1 Смит В. Экспериментальная экономика. - М. : ИРИСЭН; Мысль, 2008. - С. 350.

принимания»1 (чем больше оборудования включено, тем большая сумма их технических минимумов). Это приводит к формированию цены, более низкой относительно той, которая сформировалась бы без применения выбора состава оборудования.

Для оценки мер по контролю за рыночными ценами часто используется показатель ценовой волатильности, характеризующий среднее отклонение оцениваемых значений от среднеарифметического в выборке. После запуска 3 июля 2008 г. на оптовом рынке механизма ВСВГО дневная волатильность понизилась (с 19,1% за первое полугодие 2008 г. в первой ценовой зоне до 17,9% за последующие 15 месяцев2).

Под ценовым сглаживанием понимается механизм, обеспечивающий выполнение требования федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»: в случае, если темп изменения цен на электрическую энергию на оптовом рынке превышает ограничения, установленные правилами оптового рынка, на оптовом рынке вводится особый режим расчета цен на электрическую энергию.

В настоящее время данный механизм реализован следующим образом:

1) отслеживается динамика цены рынка на сутки вперед (РСВ);

2) если три дня подряд цена выходит из заранее заданного (установленного Наблюдательным советом НП «Совет рынка»3) ценового диапазона, при определении равновесной цены конкурентного отбора спрос принимается равным прогнозу потребления, сниженному на величину порядка 2-3%.

Малоиспользуемым в настоящее время методом ограничения роста рыночных цен в условиях низкой конкуренции является установление ценового потолка. Сейчас его применение ограничивается конкурентным отбором мощности, на котором предусмотрен индивидуальный прайс-кэп - ограничение ценовых заявок (для действующих станций - тарифом, для новых мощностей - экономически обоснованным уровнем4). Однако проектом постановления правительства РФ о долгосрочном рынке мощности предусмотрен общий прайс-кэп для ценовых заявок на конкурентный отбор мощности.

Исходя из вышеизложенного можно предложить комбинированный вариант регулирования электроэнергетики на ближайшее будущее:

1 В соответствии с Правилами оптового рынка поставщики обязаны на величины технического минимума загрузки подавать ценопринимание.

2 www.atsenergo.ru

3 Саморегулируемая организация энергорынка России, унаследовавшая часть полномочий РАО «ЕЭС России».

4 В соответствии с п. 86.8 Правил оптового рынка определяется Наблюдательным советом НП «Совет рынка».

1) максимальное развитие конкуренции на уровне нормативных документов (прежде всего Правил оптового рынка1 и Правил розничных рынков2);

2) концентрация усилий на снятии сетевых ограничений перетоков между различными ЗСП;

3) поэтапное наращивание резерва генерирующих мощностей до необходимого для создания полноценной конкуренции уровня с учетом растущей вследствие этого стоимостной нагрузки на экономику страны.

Список литературы

1. Гительман Л. Д., Ратников Б. Е. Реформа электроэнергетики: оценка эффективности и корректировка курса // Энергорынок. - 2009. -№ 1.

2. Кузовкин А. И. Реформирование электроэнергетики и энергетическая безопасность. - М. : ОАО «Институт микроэкономики», 2006.

3. Смит В. Экспериментальная экономика. - М. : ИРИСЭН; Мысль, 2008.

4. Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии : пер. с англ. - М. : Мир, 2006.

5. Экономика и управление в современной электроэнергетике России : пособие для менеджеров электроэнергетических компаний / под ред. А. Б. Чубайса. - М. : НП «КОНЦ ЕЭС», 2009.

6. Федеральный закон РФ от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

7. Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

8. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

1 См.: Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

2 См.: Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».