Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности задачи прогиознрования цен электроэнергии в современных условиях 14
1.1 Формирование рыночного пространства в электроэнергетике России 14
1.2 Развитие методов и моделей для долгосрочного анализа электроэнергетики, исследования рынков электроэнергии и прогнозирования ценовой информации 22
1.3 Предлагаемые подходы к прогнозированию цен электроэнергии. Характеристики модельного инструментария 39
Глава 2. Методы прогнозирования цен регулируемого рынка 45
2.1 Принципы регулируемого ценообразования на действующем рынке электроэнергии 45
2.2 Методы прогнозирования регулируемых цен на продукцию энергоснабжающей организации 52
2.3 Пример прогнозирования оптовых регулируемых цен и анализ их устойчивости при различных сочетаниях влияющих факторов 71
Глава 3. Методы прогнозирования цен конкурентного рынка 85
3.1 Принципы и особенности конкурентного ценообразования на рынке электроэнергии 85
3.2 Методы прогнозирования цен спотового конкурентного рынка 91
3.3 Пример прогнозирования оптовых цен электроэнергии при различных сценариях развития конкуренции на рынке 104
Глава 4. Постановка задачи динамического анализа рынка электроэнергии и определения долгосрочных предельных затрат 113
4.1 Проблема прогнозирования рыночных цен с учетом долгосрочного развития энергокомпаний 113
4.2 Методы исследования рынка электроэнергии с помощью динамической оптимизационной модели отрасли 120
4.3 Методы анализа рынка электроэнергии как части взаимосвязанной системы рынков топливно-энергетических ресурсов 139
Заключение. Основные выводы и результаты работы 146
Список литературы 148
- Развитие методов и моделей для долгосрочного анализа электроэнергетики, исследования рынков электроэнергии и прогнозирования ценовой информации
- Пример прогнозирования оптовых регулируемых цен и анализ их устойчивости при различных сочетаниях влияющих факторов
- Пример прогнозирования оптовых цен электроэнергии при различных сценариях развития конкуренции на рынке
- Проблема прогнозирования рыночных цен с учетом долгосрочного развития энергокомпаний
Введение к работе
Электроэнергетика России переживает этап перехода от централизованных, административных методов организации и управления отрасли к принципиально иным, ры-ночно ориентированным формам хозяйствования, в перспективе обещающим повысить общественную эффективность электроснабжения. Необходимым условием проведения подобных структурных реформ является их совместимость с особенностями функционирования и развития национальной электроэнергетики, прежде всего ее технологического ядра - Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) России.
Появление в отрасли иных экономических субъектов, помимо государства, изменило характер выработки производственных и инвестиционных решений, которые стали формироваться на основе компромисса интересов всех участников экономического взаимодействия (энергокомпаний, потребителей, государства, внешних инвесторов). Изменения в принципах принятия экономических решений потребовали внести важные корректировки в постановки исследовательских задач, в особенности связанных с анализом долгосрочных перспектив развития отрасли.
В этой связи следует отметить возросшую актуальность анализа и прогнозирования характеристик формирующейся в электроэнергетике рыночной среды как области взаимодействия множества субъектов, принимающих компромиссные решения, прежде всего исходя из собственной оценки их эффективности в сложившихся рыночных условиях. Содержательное использование критериев эффективности, в общем случае определяемых через разность результатов и понесенных затрат, невозможно без достаточного объема исходной информации для расчета этих составляющих, которая, в силу решаемой задачи, носит прогнозный характер. Как показывает практика анализа эффективности в рыночной экономике, особенные трудности и неопределенности возникают при прогнозировании ключевых экономических показателей, прежде всего цен производимой продукции, из-за
естественной подвижности рыночной конъюнктуры, не только в краткосрочном разрезе, но и в долгосрочной перспективе.
Необходимость научной проработки подходов к анализу рыночных условий в комплексных задачах долгосрочного развития российской электроэнергетики определила цель данной работы - формирование основных методических положений и создание на их основе комплекса моделей по прогнозированию цен электроэнергии.
Основные положения работы были сформулированы и развиты на базе обобщенного автором опыта исследований по вопросам ценообразования и инвестиционной деятельности в отрасли в условиях плановой экономики СССР, на современном этапе развития рыночных отношений в электроэнергетике России и на зарубежных рынках электроэнергии, изложенного в работах А. Я. Авруха, В. П. Браилова, В. И. Денисова, П. В. Горюнова, Л. Д. Хабачева, Г. П. Кутового, Е. В. Яркина и других. При разработке теоретических и модельных подходов к анализу российского рынка электроэнергии автором был использован опыт методических разработок по долгосрочному проектированию и планированию развития электроэнергетики (и в целом ТЭК) в СССР и в формирующейся рыночной среде, содержащийся в работах Л. А. Мелентьева, А. А. Макарова, А. С. Некрасова, Ю. М. Когана, А. И. Лазебника, Е. А. Волковой, А. С. Макаровой и др.
Теоретическую основу предложенных исследовательских подходов составляют положения микроэкономической теории рынков, теории регулирования естественных монополий, методов финансового анализа компаний. В качестве инструментария исследований предложены расчетные алгоритмы и математические модели, имитирующие действие механизмов ценообразования. Основное внимание при разработке модельных средств уделено использованию методов статической и динамической оптимизации.
Особенностью данной работы является, во-первых, то, что в ней рассматриваются методические и модельные аспекты проблемы прогнозирования ценовой информации при различных формах рыночного ценообразования на продукцию электроэнергетики. Во-
10 вторых, предложенные модельные реализации методов могут быть использованы как для
расчета динамики цен при заранее выбранной на перспективу структуре генерирующей мощности, так и для решения более общей задачи, в которой формирование ценовых прогнозов происходит одновременно с выбором оптимальной структуры вводов. В-третьих, представленные в работе подходы и инструментарий допускают проведение многовариантных расчетов при различных сочетаниях внешних и внутренних экономических факторов, влияющих на конъюнктуру рынка электроэнергии.
В соответствии со сформулированной выше целью работы для ее достижения были поставлены и решены следующие задачи:
Выполнить анализ рыночной среды, созданной в российской электроэнергетике, и перспектив ее развития; сформулировать общие требования, которым должны отвечать разрабатываемые методы и модели для прогнозирования рыночных цен электроэнергии.
Проанализировать принципы механизмы регулируемого ценообразования, на основании которых разработать подходы и расчетный инструментарий для определения динамики цен регулируемого рынка.
Рассмотреть принципы организации краткосрочной (спотовой) конкурентной торговли электроэнергией. Проанализировать применимость методов оптимизации для описания механизма спотового рынка и определения конкурентных цен электроэнергии, сформулировать соответствующую задачу оптимизации и привести описание модели.
Обосновать целесообразность применения динамических методов анализа рынка электроэнергии при определении направлений развития отдельных энергокомпаний и отрасли в целом, с учетом производственных, инвестиционных и финансовых ресурсов и ограничений, сформулировать задачу динамической оптимизации и привести описание модели.
Показать важность анализа долгосрочного развития электроэнергетики с учетом взаимосвязей с другими отраслями ТЭК - поставщиками топлива, дать характеристику
11 динамической модели рынков ТЭР, предназначенной для формирования взаимосогласованной системы цен на топливо и энергию.
6. Используя разработанные модели, выполнить серию расчетов цен при различных формах организации оптового рынка электроэнергии. Проанализировать устойчивость цен при воздействии внешних и внутренних влияющих факторов (цены топлива, инвестиционные потребности их источники, налоговая среда и т. д.).
Диссертационная работа была выполнена автором в качестве научного сотрудника Института энергетических исследований РАН. Основы предлагаемых методических подходов и модельный инструментарий были разработаны и апробированы в ходе научных исследований, проводившихся в ИНЭИ РАН по тематике совершенствования и развития рыночных отношений и механизмов ценообразования в электроэнергетике, долгосрочного планирования энергосистем России, вопросам инвестиционной политики в отрасли, в том числе в рамках «Схемы развития ЕЭС-ОЭС до 2010 года», и международной работы «Проект реформирования российской электроэнергетики».
На основе модельных алгоритмов был создан программно-вычислительный комплекс «ПРОГНОЗ-Ц», используемый в настоящее время в ИНЭИ РАН и проектном институте «Энергосетьпроект» для прогнозирования цен электроэнергии при решении задач перспективного развития энергосистем.
Основные методические положения и полученные практические результаты нашли свое отражение в ряде научных отчетов, выпущенных ИНЭИ РАН в 1996-98 гг., и публикациях (6 статей и тезисов докладов). Материалы диссертации были доложены и обсуждались на международной конференции «Будущее российской электроэнергетики» (Москва, 1997 г.) и XLI научной конференции МФТИ (Москва, 1998 г.).
В содержании представляемой работы выделено четыре главы. В первой главе приводится краткая характеристика этапов формирования рыночной среды в российской электроэнергетике и перспектив ее развития. На основании выполненного обзора отечест-
12 венных и зарубежных работ в области анализа рынка и долгосрочного прогнозирования в
электроэнергетике выделены идеи, методы, модели, формирующие основу подходов, развиваемых в следующих главах диссертации. В последнем параграфе главы сформулированы особенности прогнозирования цен электроэнергии в современных рыночных условиях, приведены постановки решаемых в работе исследовательских задач и характеристика используемого инструментария.
Во второй главе диссертации подробно рассматривается задача прогнозирования цен электроэнергии для условий регулируемого рынка при заранее определенной (заданной) на перспективу структуре генерирующей мощности, объемах и сроках новых вводов. На основании действующих принципов ценообразования на продукцию энергоснабжаю-щей организации формулируется методика расчета динамики регулируемых цен, а также приведены примеры численных расчетов цен оптового рынка и выполнен анализ устойчивости цен при различных комбинациях влияющих экономических факторов.
В третьей главе обсуждается расширение задачи поиска цен при выбранном варианте развития электроэнергетики на условия конкурентного спотового ценообразования. Предлагается методика прогнозирования конкурентных цен, опирающаяся на использование методов статической оптимизации, приведено описание соответствующей оптимизационной модели. Представлены прогнозы цен конкурентного рынка, полученные для разных экономических условий и ситуации на рынке, выполнен их содержательный анализ, а также сравнение с уровнями регулируемых цен.
В четвертой, заключительной, главе задача прогнозирования цен рассматривается как часть общей задачи оптимизации долгосрочного развития энергокомпаний и отрасли в целом, и поэтому выполняется одновременно с выбором перспективной структуры генерирующих мощностей на основе динамического анализа производственной и инвестиционной политики энергокомпаний при ограничениях, обеспечивающих их финансовую устойчивость в долгосрочной перспективе. В главе представлено описание используемой
для такого анализа динамической отраслевой оптимизационной модели. Кроме того, рассмотрено расширение постановки задачи до многоотраслевой (включая как рынок электроэнергии, так и рынки котельно-печного топлива), и обсуждается соответствующая модификация динамической модели.
Развитие методов и моделей для долгосрочного анализа электроэнергетики, исследования рынков электроэнергии и прогнозирования ценовой информации
Анализ состава экономической информации, необходимой для анализа эффективности действий экономических субъектов в электроэнергетике, и подходов к ее прогнозированию, разработанных в разное время в нашей стране и за рубежом, показывает их сильную зависимость от требований критериев и методов оценки эффективности, применявшихся в условиях того или иного экономического уклада и при различных формах внутриотраслевой организации (структура собственности, система управления и принятия решений, правила экономических отношений между производителями и потребителями электроэнергии и проч.). В современных работах по теории эффективности и оценке инвестиционных проектов выделяются, как минимум, две основные группы экономических субъектов, имеющих принципиально различные позиции, с которых они подходят к оценкам результатов и затрат проекта. С одной стороны, это непосредственные участники проекта (предприятия и их акционеры, а также внешние инвесторы), рассматривающие его с точки зрения прибыльности, окупаемости и получения адекватной рискам премии на вложенный капитал, то есть, определяющие коммерческую эффективность. С другой стороны, это государство, оценивающее проект с точки зрения его влияния в целом на экономику и общество, соотносящее экономические и социальные результаты с затратами общества на его осуществление, определяющее экономическую (точнее, социально-экономическую) эффективность проекта [31, 113].
В централизованной плановой экономике СССР существование фактически единственной, государственной, формы собственности, и единственного источника финансирования капиталовложений - госбюджета определяло абсолютный приоритет системных, государственных интересов перед интересами отдельных хозяйствующих субъектов (предприятий). Поэтому и критерии отбора проектов были сформулированы исключительно в терминах народнохозяйственной, экономической эффективности. В частности, направления развития новых генерирующих и транспортных мощностей в электроэнергетике определялись на основе максимизации народнохозяйственной эффективности производства и передачи электроэнергии в целом по стране.
Большое распространение в процедурах централизованного планирования получили методы оценки сравнительной эффективности проектов, в которых выбор наилучшего из приведенных к одинаковому результату проектов {і} осуществлялся по критерию минимума годовых приведенных затрат:
тт(Сі + ЕнКі) (1.1) і где С, - себестоимость продукции для проекта /, К, - капиталовложения для проекта /, Ен - единый отраслевой норматив эффективности капиталовложений, централизованно задаваемый для каждой отрасли экономики [15, 57]. Цены электроэнергии и топлива устанавливались государством на крайне низком уровне и не менялись в течение длительного времени, были оторваны от экономики и не отражали реальной экономической ценности ресурсов. Это затрудняло определение эффективности капиталовложений как в отрасли ТЭК, так и в энергоемкие производства других секторов экономики. Особенные сложности имели место в электроэнергетике, являющейся одновременно потребителем одних видов ТЭР (органического топлива) и производителем других (электроэнергии).
Данные проблемы были преодолены при разработке и внедрении в практику экономического анализа теории замыкающих затрат на топливо и энергию, определявшихся как "система экономических показателей, характеризующих наименьшие удельные народнохозяйственные затраты, необходимые для обеспечения дополнительной потребности в топливе или энергии в том или ином районе страны" [28]. По сути, замыкающие затраты выполняли роль альтернативной (в терминах современной теории оценки эффективности - "теневой") системы цен на энергоресурсы, которая в отличие от действовавшей, была адекватна долгосрочным затратам на производство и транспорт топлива и энергии и обеспечивала экономически оптимальную оценку их стоимости для потребителей [3,9,10,14,38].
Принципы формирования и свойства замыкающих затрат отражены в большом количестве научных трудов и публикаций ([1, 2, 20, 25, 26]). Основным инструментом для их количественной оценки были многоотраслевые линейные динамические оптимизационные модели ТЭК, в которых выполнялась оптимизация топливно-энергетического баланса страны на длительную перспективу (до 20 лет) по критерию минимума суммарных приведенных затрат на обеспечение заданных потребностей в энергоресурсах различ 25 ных категорий потребителей по районам страны и при заданных ресурсных ограничениях (рис. 1-3). Замыкающие затраты на топливо и энергию, дифференцированные по районам страны (а для электроэнергии дополнительно по трем зонам графика нагрузки: базисной, переменной и пиковой), формировались на основе значений двойственных оценок (цен оптимального плана) соответствующих балансовых ограничений модели, в общем случае отражающих величину изменения функционала при единичном изменении правой части ограничения (потребности в данном виде энергоресурса в данном районе) [25 - 27, 36, 44, 55, 57].
Оценивая применимость методических и модельных наработок по долгосрочному исследованию электроэнергетики как части ТЭК и прогнозированию замыкающих затрат к анализу отрасли в современной экономическом пространстве и прогнозированию ценовой информации, следует отметить естественную ограниченность прежних постановок исследовательских задач, которые были ориентированы на принципиально иные формы организации и управления электроэнергетикой, критерии развития отрасли. Однако реализованная в оптимизационных моделях имитация процедур "идеального" планирования при поиске народнохозяйственного оптимума позволяла определять оптимальное использование энергоресурсов фактически при условии свободной конкуренции как внутри отраслей ТЭК (между отдельными энергопредприятиями), так и между различными энергоресурсами благодаря учету в таких моделях возможностей взаимозамещения различных видов топлива и энергии по категориям потребителей и районам страны. Поэтому опыт, накопленный при решении задач оптимального планирования и развития ТЭК СССР, может и должен быть эффективно использован и при решении исследовательских задач, сформулированных для условий конкурентных энергетических рынков.
Пример прогнозирования оптовых регулируемых цен и анализ их устойчивости при различных сочетаниях влияющих факторов
Прогнозы динамики цен оптового регулируемого рынка электроэнергии, представленные ниже, были сформированы на основании расчетных процедур, изложенных в п. 2.2, и численно иллюстрируют возможности предложенного подхода. В качестве примера рассматривается прогноз оптовых цен электроэнергии на перспективу до 2010 года для Европейской части ЕЭС в целом. При выполнении исследований были сделаны следующие дополнительные допущения:
1. Состав участников-продавцов оптового рынка определен в соответствии с Постановлением Правительства №793, которое предусматривало вывод на ФОРЭМ всех АЭС, КЭС и крупных ГЭС. При этом все АО-энерго становятся дефицитными и выступают на оптовом рынке только в роли покупателей-перепродавцов. Для того чтобы облегчить сопоставление и сравнительный анализ прогнозов цен, полученных для условий регулируемого и конкурентного рынка, в данных расчетах состав участников был ограничен только потенциально конкурирующими мощностями АЭС и КЭС. ГЭС оптового рынка были выведены за рамки данного исследования, так как в условиях конкуренции они будут оставаться объектом регулирования.
2. В качестве расчетных значений оптовых цен приняты средние цены поставки электроэнергии на рынок. При этом цены поставки определялись с учетом всего объема целевых инвестиционных средств, в том числе средств, в настоящее время вклю чаемых в состав абонентной платы и, таким образом, выводимых из-под базы для формирования оптовых цен. Это позволяет более адекватно оценить долю инвестиционной компоненты в общей финансовой потребности станций оптового рынка и выполнить сравнительный анализ влияния на цены электроэнергии различной структуры источников инвестиций и стоимости инвестиционного капитала. 3. Результаты представлены в виде средних значений цены электроэнергии (цент/кВтч), без разнесения между платой за энергию и мощность, что облегчает сравнение цен, полученных при различном сочетании внешних и внутренних влияющих экономических факторов. Все расчеты выполнены в неизменных денежных единицах - долларах США 1997 года. Перевод стоимостных показателей, выраженных в рублях 1997 г., в доллары 1997 г. выполнен по среднегодовому курсу 5790 рублей за доллар.
В качестве основного источника перспективной информации о состоянии рынка использовался расчетный вариант развития генерирующих мощностей в Европейской секции ЕЭС России, разработанный институтом «Энергосетьпроект» в рамках «Схемы развития ЕЭС-ОЭС до 2010 г.», на основании которого для выделенного состава генерирующих источников оптового рынка были приняты:
перспективные балансы электрической мощности, необходимая мощность и суммарная годовая выработка электростанций ФОРЭМ;
динамика и структура вводов новой генерирующей мощности и изменение мощности действующих электростанций (табл. 2-5);
потребность в капиталовложениях на реконструкцию и новое строительство; - удельные расходы и структура потребления топлива по каждой ЭС (табл. 2-6). Так как данный вариант развития детально разработан только для «реперных» лет (2000, 2005, 2010 гг., табл. 2-7), при прогнозировании цен использовалась интерполяция для промежуточных лет на интервале прогнозирования.
Прогноз цен органического топлива в условиях продолжающейся интеграции России в мировой рынок топлива и энергии и с учетом происходящего в России экономического и финансового кризиса чрезвычайно затруднен. Приведенные в табл. 2-8 по данным ИНЭИ РАН первый («базовый») и второй варианты внутренних цен газа соответствуют возможному диапазону изменения равновесных цен газа в Центральной Европе (в Германии) и ценам самофинансирования по углю. Эти прогнозные оценки отражают возникшую тенденцию к снижению цены нефти и газа в Европе и ее сохранение в течение достаточно продолжительного времени. Но наряду с подобными оценками представляется целесообразным рассмотрение и более осторожного прогноза изменения цен нефти и газа
Пример прогнозирования оптовых цен электроэнергии при различных сценариях развития конкуренции на рынке
В параграфе представлены прогнозы цен спотового конкурентного рынка электроэнергии, полученные в соответствии с подходом, предложенным в п. 3.2. Данные прогнозы сформированы для Европейской секции ЕЭС России и отражают перспективную организацию оптовой торговли на зональных рынках в границах ОЭС. А именно, прогноз цен выполняется отдельно для каждой ОЭС; на основании зональных цен рассчитывается средняя для Европейской секции конкурентная цена электроэнергии.
Основные допущения, принятые при расчете конкурентных цен, совпадают с перечисленными в п. 2.3 для условий регулируемого рынка. В частности, это относится к составу конкурирующих продавцов (только действующие и новые АЭС и КЭС) и форме представления результатов (прогноз единой цены без разнесения между стоимостью энергии и мощности, выраженный в неизменных долларах США 1997 г.).
Все сценарии прогнозов выполнены для условий расчетного варианта развития генерирующих мощностей «Схемы развития ЕЭС-ОЭС до 2010 г.» и базируются на его исходной информации, задаваемой для каждой ОЭС:
- вариант баланса электрической мощности каждой ОЭС, включая величину межсистемных перетоков мощности-энергии;
- список реконструируемых (технически перевооружаемых) и строящихся электростанций;
- необходимая и располагаемая мощность КЭС и АЭС в каждой ОЭС;
- суммарная величина нагрузки, которая должна обеспечиваться конденсационными и атомными электростанциями в расчетные зимние и летние сутки каждой ОЭС;
- суммарная годовая выработка электроэнергии КЭС и АЭС в каждой ОЭС;
- нормативы продолжительности ремонтных и аварийных простоев оборудования;
- удельный расход топлива по отдельным электростанциям и типам оборудования.
Как отмечалось выше, что при исследовании взаимосвязанных зональных конкурентных рынков, вообще говоря, должна решаться многоузловая оптимизационная задача. Однако «привязка» к исходному варианту развития позволяет существенно упростить задачу, свести ее к одноузловой постановке, рассмотренной в п. 3.2 (табл. 3-1), при фиксации на уровне расчетных значений перетоков мощности-энергии между ОЭС.
Допущения и информация, использованные для численного прогноза составляющих себестоимости станций оптового рынка, включая цены топлива, подробно рассмотрены в п. 2.3.
За основу для оптимизации балансов и распределения необходимой мощности и производства электроэнергии между электростанциями оптового рынка принят ступенчатый годовой график нагрузки по продолжительности для отдельных ОЭС, в котором была выделена часть, обеспечиваемая КЭС и АЭС оптового рынка. При построении годового графика были использованы имеющиеся в расчетном варианте развития «Схемы ЕЭС-ОЭС до 2010 г.» предложения об участии отдельных типов оборудования в обеспечении суточных графиков нагрузки зимнего и летнего рабочих дней.
График нагрузки, выделенной для обеспечения КЭС и АЭС оптового рынка, представлен как двухступенчатый, состоящий из полупиковой и базисной зон нагрузки; при этом максимальная нагрузка соответствует участию КЭС и АЭС в максимуме расчетного зимнего суточного графика, а минимальная (или базисная зона) сформирована по их участию в минимуме летних воскресных суток. Эта величина условно принята с использованием прежних проработок института «Энергосетьпроект». При этом обязательным условием является равенство площади сегментов графика нагрузки и суммарной годовой выработки КЭС и АЭС по расчетному балансу энергии соответствующих лет (табл. 3-4).
Использование мощности электростанций в годовом разрезе определяется продолжительностью ремонтных и аварийных простоев оборудования. Однако, в силу несовершенства и старения нормативной базы, используемой в настоящее время при проектировании энергосистем имеет место несогласованность нормативов ремонтных и аварийных простоев с допускаемым в балансах энергии предельным годовым числом часов использования располагаемой мощности. Так, например, при использовании действующих нормативов предельное годовое число часов использования располагаемой мощности паротурбинных энергоблоков в большинстве случаев превьппает 7000 часов; в то же время при составлении балансов энергии, как правило, принимается более жесткое ограничение -оно не должно превышать 6500 часов. Нормативы аварийности АЭС, используемые при проектировании энергосистем, также заметно не согласуются с рекомендациями ИАЭ им. Курчатова (табл. 3-5).
Проблема прогнозирования рыночных цен с учетом долгосрочного развития энергокомпаний
Подходы к прогнозированию цен, рассмотренные в предыдущих главах 2 и 3, были разработаны в предположении о том, что для периода t внутри интервала прогнозирования в составе исходной информации для каждого из продавцов может быть четко определен состав и размер его производственных мощностей, как действующих (с точки зрения настоящего времени), так и новых. Иными словами, прогноз цен электроэнергии выполняется при определенной вне процедур прогнозирования и заданной a priori программе вводов новой и реконструируемой мощности.
Такое допущение не вызывает возражений и представляется допустимым для условий регулируемого рынка электроэнергии, так как, в соответствии с действующими на нем принципами ценообразования, всем продавцам гарантируется получение выручки, полностью возмещающей все их текущие расходы, как производственного, так и инвестиционного характера. Как было показано в главе 2, динамика регулируемых цен напрямую зависит от запланированных ежегодных капиталовложений.
Напротив, краткосрочный характер ценообразования на конкурентном рынке электроэнергии значительно осложняет процессы разработки программ развития энергокомпаний и долгосрочного планирования инвестиций. Как было отмечено в п. 3.1, енотовые цены электроэнергии в принципе не могут гарантировать продавцам условий самофинансирования, так как их значения формируются на уровне краткосрочных предельных затрат и фактически не учитывают инвестиционных потребностей участников рынка ("близорукость" спотовых цен). Возможность реализации намеченной программы вводов напрямую зависит от размера прибыли, которую энергокомпании смогут заработать в конкурентной борьбе, и, вообще говоря, всегда существует вероятность, что их реальной выручки окажется недостаточно для финансирования запланированных заранее объемов капиталовложений [85, 103, 107, 120]. В этом случае потребуется корректировка исходной инвестиционной программы (в частности, за счет изменения будущего состава и мощности продавцов, в части вводов новых электростанций).
Таким образом, важное место в процессе формирования долгосрочных программ развития для участников конкурентного рынка занимает процедура оценки реализуемости (приемлемости) и необходимой корректировки намечаемых программ с точки зрения имеющихся финансовых возможностей для их реализации. На рис. 4-1 схематически представлен предлагаемый итеративный алгоритм для проведения такой оценки, основу которого составляют следующие этапы:
1. На основании планируемой инвестиционной программы определяется динамика вводов новой и реконструируемой мощности электростанций, формируется прогноз располагаемой мощности поставщиков электроэнергии.
2. На основании прогнозов располагаемой мощности выполняется долгосрочный прогноз спотовых цен электроэнергии (глава 3), и в динамике рассчитывается реальная выручка (объем реализации энергетической продукции) поставщиков электроэнергии (РЭПц, формула 3.5).
3. В соответствии с принципами регулируемого ценообразования по методу "затраты плюс" на основании формул главы 2, рассчитывается объем общей потребности в финансовых средствах поставщиков электроэнергии (ФПц, формула 2.52), исходя из условий полного покрытия ими собственных производственных затрат (самоокупаемость) и 100%-го внутреннего финансирования планируемых инвестиций (самофинансирование).
4. Выполняется сравнение значений РЭПц и ФПц, определенных, соответственно, на этапах 2 и 3 и расчет текущего резерва средств, представляющего собой разность этих двух величин. В качестве критерия для оценки приемлемости инвестиционной программы может быть предложен интегральный показатель в виде суммы дисконтированных текущих резервов за весь интервал прогнозирования, величина которой должна быть неотрицательной. Следует, однако, отметить, что необходимым дополнительным условием реализуемости программы является положительное значение текущего резерва первые 1 -3 года.
Если объем реализации удовлетворяет выбранному критерию и необходимому условию, то заданная инвестиционная программа развития считается реализуемой при рассчитанном уровне цен конкурентного рьшка. Если величина критерия отрицательна, имеется риск того, что планируемая программа может быть не выполнена в полном объеме и (или) в расчетные сроки а, следовательно, должна быть скорректирована. Такая корректировка может быть выполнена, как минимум, в следующих направлениях:
изменение структуры источников инвестиций, привлечение внешнего финансирования и снижение инвестиционной составляющей расчетной финансовой потребности до значения, соответствующего прогнозируемому объему реализации;
снижение величины ФПц за счет корректировки абсолютных объемов капиталовложений и их распределении во времени в технологически допустимых пределах при сохранении сроков ввода и состава вводимых мощностей;
изменение объемов и сроков реконструкции и нового строительства электростанций. В этом случае возникающие изменения в составе мощности электростанций требуют перерасчета прогноза располагаемой мощности (этап 1) и, как следствие, повторного выполнения всех пунктов алгоритма, включая формирование нового прогноза цен.
Вообще говоря, подобный подход ориентирован на оценку финансового состояния и инвестиционных возможностей индивидуально для каждого из продавцов на рынке электроэнергии. Однако в настоящее время, когда количество и состав будущих продавцов оптового рынка (электрогенерирующих компаний) неопределен, оценку согласованности инвестиционной программы и прогнозного уровня цен представляется возможным выполнить лишь в целом по рынку. При этом суммарный объем реализации всех продавцов (отдельных групп электростанций и блоков) РЭП[ рассчитывается по формуле (3.6). Суммарная потребность в финансовых средствах всех продавцов 0TJt рассчитывается при суммарных капиталовложениях, представленных в табл. 2-10. Пример оценки реализуемости планируемой программы развития был выполнен для «базового» сценария цен конкурентного рынка (КБО). Результаты анализа представлены в табл. 4-1.
