Анализ концепции реформирования электроэнергетики России - целевая структура, субъектный состав и текущее состояние вида экономической деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии»

АНАЛИЗ КОНЦЕПЦИИ РЕФОРМИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ -ЦЕЛЕВАЯ СТРУКТУРА, СУБЪЕКТНЫЙ СОСТАВ И ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ВИДА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ «ПРОИЗВОДСТВО, ПЕРЕДАЧА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ»

Ю.В. Подхватилин

Podkhvatilin Yu.V. The analysis of Russian power industry reforming conception - target structure, subject composition and current state of economical activity “Electric power production, transition and distribution”. According to the author, in order to ensure stable development of economical activity type, state should perform the basic function of forming and development of sectoral institutional environment. The main direction of state policy should be improvement of functioning of the institutes of competitiveness protection, tariff policy institutes, institutes of licensing and technical policy and also formation of the corresponding conditions for arising and development of non-governmental institutes in the electric-power complex of the country.

Еще в 1980-х гг. в электроэнергетике страны стали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии.

В 1990-е гг., в период общеэкономического кризиса в России, объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился.

Общая ситуация в отрасли характеризовалась следующими показателями [2]:

• По технологическим показателям (удельный расход топлива, средний коэффициент полезного действия оборудования, рабочая мощность станций и др.) российские энергокомпании отставали от своих аналогов в развитых странах.

• Отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению.

• В отдельных регионах происходили перебои энергоснабжения, наблюдался энергетический кризис, существовала высокая вероятность крупных аварий.

• Отсутствовала платежная дисциплина, были распространены неплатежи.

• Предприятия - субъекты вида экономической деятельности были информационно и финансово «не прозрачными».

• Доступ на рынок был закрыт для новых, независимых игроков.

• Более того, рынок (как система взаимоотношений) отсутствовал.

По мнению специалистов ОАО РАО «ЕЭС России», первоисточником данной проблемы является проблема недостаточного уровня инвестиций и инвестиционной привлекательности предприятий электроэнергетического комплекса: подсчитано, что потребность электроэнергетики в инвестициях в период 2011-2020 гг. должна составить от 9,0-13,5 млрд долл. в год [1]. Сегодня же в восстановление и строительство новых мощностей всеми хозяйствующими субъектами ежегодно инвестируется не более 4,0-4,5 млрд долл. [1].

Обозначенные выше проблемы привели к тому, что с 2001 г. по инициативе ОАО РАО «ЕЭС России» был запущен процесс реформирования в соответствии с утвержденной целевой концепцией.

Рассмотрим подробнее как саму концепцию реформирования вида экономической деятельности, так и степень ее реализации на настоящий момент.

Целевая структура электроэнергетического комплекса и его субъектный состав. Основная цель реформирования электроэнергетики России - повышение эффективности предприятий вида экономической деятельности, создание условий для ее развития на основе:

а) стимулирования инвестиций;

б) создания демонополизированной структуры электроэнергетического комплекса;

в) как следствие предыдущего - либерализации цен на электрическую энергию; отхода от их тарифного регулирования и по-

степенного перехода к регулированию рыночному;

г) обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.

Для реализации указанных выше общих задач была сформирована целевая структура вида экономической деятельности (рис. 1). В ее основе - снижение доли государственного контроля в отрасли, создание условий для развития рыночных отношений, концентрация государственного капитала в тех предприятиях, которые в силу естественных причин не могут быть переданы в «частные руки». Основной инструмент реорганизации структуры в данном случае - функцональное разделение интегрированных предприятий энергетики и электрификации (т. н. «АО -энерго») на описанные ниже типы субъектов.

а) Генерирующие предприятия - поставщики электроэнергии, основная функция которых - производство и поставка электроэнергии на оптовый рынок. Как правило, типичная структура таких компаний включает в себя от 1 (например, ОАО «Бийскэнерго») до 10-20 электростанций (например, ФГУП «Концерн Росэнергоатом»), а также централизованный аппарат управления. В настоящее время генерирующими компаниями являются 22 субъекта вида деятельности, подразделяющихся на 3 группы:

• Территориальные генерирующие компании (ТГК - 14 предприятий) - субъекты, выделенные из РАО «ЕЭС» по принципу их территориальной сопряженности. Главной особенностью данной группы предприятий является то, что производство электрической энергии не является для них основным видом деятельности - структура любой ТГК состоит исключительно из тепловых станций (ТЭЦ), для которых электроэнергия - побочный продукт. Поскольку производство электроэнергии на тепловых станциях - наиболее дорогостоящее (используются наиболее дорогие виды топлива - мазут, уголь), подобная структура целесообразна; централизация управления позволяет экономить затраты.

• Генерирующие компании оптового рынка электроэнергии (ОГК - 6 предприятий) - объединены по принципу основного

вида детальности - производство и поставка электроэнергии на оптовый рынок. В структуре этих компаний присутствуют только электростанции (ГРЭС), использующие для производства энергии природный газ. При этом электростанции, входящие в одну ОГК, никак не связаны территориально - расположение их на территории России в рамках одной компании может быть произвольным.

• Генерирующие холдинги, уставной капитал которых более чем на 50 % принадлежит государству. В России на данный момент 2 таких объединения - ФГУП «Концерн Росэнергоатом» и ОАО «Федеральная гидрогенерирующая компания (ГидроОГК)». Причина появления данных холдингов, на наш взгляд, кроется, во-первых, в стремлении государства сохранить контроль над основными (и самыми дешевыми) источниками электрической энергии в стране (атомные станции - в Европейской части России; гидроэлектростанции - в Сибири и на Дальнем Востоке), а во-вторых, в стремлении государства поддерживать развитие атомной и гидроэнергетики (путем тарифного регулирования), которые при огромном производственном потенциале в силу своих технологических особенностей не могут быть субъектами рыночных отношений.

б) Сетевые компании - субъекты вида экономической деятельности - владельцы электросетевого оборудования (линий электропередач и контрольно-измерительных приборов). В рамках данной группы субъектов к настоящему моменту сформирован холдинг пяти межрегиональных распределительных компаний (МРСК), капитал которого, согласно целевой концепции, не более чем на 55 %, но не менее чем на 50 % будет принадлежать государству. Кроме того, функционирует Федеральная сетевая компания (ФСК ЕЭС), в собственности которой магистральные линии электропередачи. Основная функция данной группы субъектов -оказание всем группам потребителей услуг по передаче электроэнергии (и, соответственно, взимание за них платы), поддержание эксплуатационной готовности и надежности электрических сетей, а так же коммерческий учет электроэнергии.

Оплата электроэнергии и мощности

КОНЕЧНЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ РОЗНИЧНЫЕ РЫНКИ э/э

1. Население

Комитет по государственному регулированию тарифов региона ЗАО ЦФР ОГК

2. Прочие потребители (юр. лица) 2. Независимые ЭСК СОЦДУ ГидроОГК

3. Крупные промышленные потребители, работающие на ОРЭ Сетевые компании (МРСК, ФСК) прочие (в т. ч. РАО ЕЭС России) Концерн Росэнергоатом

Поставка электроэнергии и мощности

Рис. 1. Структура и субъектный состав вида экономической деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии»

в) Инфраструктурные организации -комплекс предприятий, функциональное назначение которых - общая организация работы электроэнергетического комплекса в рамках Единой энергетической системы (ЕЭС) России, а также обеспечение функционирования оптового рынка электроэнергии. К основным в настоящий момент относятся:

• Некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» (НП АТС) - одна из важнейших для вида экономической деятельности инфраструктурных организаций на данный момент. Основная функция - организация работы торговой системы оптового рынка электроэнергии, в рамках которой проводится одно из основных мероприятий реформы, а именно: поэтапная либерализация цен покупки и продажи электроэнергии. К настоящему моменту взаимоотношения покупателей и продавцов электроэнергии реализуются на оптовом и розничных рынках (нормативной базой этих взаимоотношений являются постановление Правительства РФ от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» [3]; постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» [4]; постановление Правительства РФ от 31 августа

2006 г. «Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электроэнергии в переходный период реформирования электроэнергетики»). Большая часть электроэнергии на оптовом рынке (ОРЭ) покупается и продается по т. н. «регулируемым ценам» - тарифам на покупку (для потребителей) и продажу (для поставщиков). По свободным рыночным ценам на оптовом рынке в данный момент торгуется в среднем лишь около 7-8 % месячного объема продаж. Однако в соответствии с указанными выше Правилами оптового рынка доля объемов продаж по регулируемым ценам поэтапно снижается, соответственно, энергосбытовым компаниям (а также крупным потребителям, работающим непосредственно на оптовом рынке), чтобы в полном объеме покрыть собственное потребление электроэнергии, приходится докупать недостающие объемы уже по свободным ценам. Кроме того, законодательством предусмотрен механизм трансляции свободных цен оптового рынка на цены покупки электроэнергии розничных потребителей. То есть часть своего электропотребления потребитель оплачивает по установленному государственным органом тарифу, и часть - по транслируемым (согласно определенной методике) нерегулируемым ценам оптового рынка. В этом и заключается про-

цесс либерализации цен покупки / продажи электроэнергии.

• Системный оператор Центрального диспетчерского управления ЕЭС России (СО ЦДУ). Основная функция данной организации - планирование и контроль режимов работы ЕЭС. В рамках рассматриваемой целевой концепции СО остается полностью государственным предприятием, поскольку очевидно, что его функция не может выполняться компанией, принадлежащей частному капиталу.

• ЗАО «Центр финансовых расчетов» (ЗАО ЦФР) - организация, обеспечивающая функционирование системы клиринговых расчетов между участниками ОРЭ. Является дочерним предприятием НП АТС.

г) Энергосбытовые компании (энергоснабжающие организации) - группа субъектов вида экономической деятельности, осуществляющих покупку электроэнергии и перепродажу ее розничным потребителям - юридическим и физическим лицам. Наряду с генерирующими компаниями, энергосбытовые компании (ЭСК), согласно рассматриваемой целевой концепции, являются одним из основных инструментов демонополизации отрасли.

ЭСК покупает электроэнергию на оптовом рынке и (или) на розничном рынке (у производителей розничного рынка или других ЭСК), заказывает услуги по передаче

электроэнергии у сетевых компаний и продает ее потребителям и частично другим ЭСК. Таким образом, для конечного потребителя ЭСК является продавцом электроэнергии, отвечающим за ее количество и качество (согласно условиям договора энергоснабжения).

Средствами существования энергосбытовой компании являются сбытовая надбавка и часть экономии, полученной при покупке электроэнергии на оптовом рынке. Другими словами, ЭСК фактически живет на разницу между выручкой, полученной от продажи электроэнергии и мощности на оптовом и розничном рынках, и расходами на покупку энергии на оптовом и розничном рынках, оплатой услуг сетевых компаний и абонентской платой РАО «ЕЭС России». Согласно целевой концепции реформирования, типов ЭСК должно быть два: гарантирующие поставщики (ГП) и прочие ЭСК [5]. Фактически же на сегодняшний день существует другое деление: энергосбытовые компании, входящие в холдинг ОАО «РАО ЕЭС России» (т. н. ДЗО РАО - дочерние и зависимые организации) и независимые энергосбытовые компании. При этом практически в каждом из российских регионов статус Гарантирующего поставщика имеет именно ДЗО РАО. Отличительные особенности ГП и прочих ЭСК приведены в табл. 1.

Таблица 1

Отличительные особенности гарантирующего поставщика и прочих сбытовых компаний

Особенности Гарантирующий поставщик Прочие сбытовые компании

Статус Статус ГП присваивается по результатам конкурса или на иных основаниях, изложенных в ПП № 530. Федеральная служба по тарифам ведет реестр ГП и обслуживаемых ими территорий ЭСК договариваются с отдельными потребителями и берут на себя функции их энергоснабжения

Территория На одной территории может функционировать только один ГП. Электроэнергию на оптовом рынке ГП покупает в точках поставки, расположенных в пределах его границы ответственности Отдельные точки поставки на оптовом и розничном рынках

Отношения с потребителем ГП обязан заключить договор с любым обратившимся к нему потребителем его зоны ответственности, урегулировавшим отношения присоединения с сетевой компанией ЭСК могут свободно заключать и расторгать договоры с потребителями

Население ГП обязан обслуживать все население своей территории ЭСК не обязаны обслуживать население

Контроль и риски ГП обязан ежеквартально предоставлять контролирующему органу свою бухгалтерскую отчетность для проверки финансовых показателей. В случае несоответствия показателей ГП может потерять свой статус Риски ухудшения финансовых показателей или банкротства ЭСК несет потребитель

Выбор ГП выбирается на конкурсной основе Потребитель добровольно выбирает ЭСК на свой страх и риск

Доходность Ограничена величиной валовой выручки, выигранной на конкурсе Не ограничена ничем, кроме условий договора с потребителем

Таким образом, целевая концепция реформирования электроэнергетики России предполагает либерализацию вида деятельности через функциональное дробление интегрированных региональных объединений «АО-энерго» и создание конкурентных оптового и розничного рынков.

Текущее же состояние вида экономической деятельности, на наш взгляд, можно охарактеризовать как неустойчивое. Причиной этому является комплекс системных отраслевых проблем. Рассмотрим основные из них.

Текущее состояние электроэнергетики России и проблемы реализации целевой концепции реформирования вида экономической деятельности. Сегодня в электроэнергетике России существует ряд взаимосвязанных проблем, в целом негативно влияющих на динамику развития отрасли и обусловленных политико-экономическими трансформациями в экономике в начале 90-х гг. XX в.

Во-первых, центральной проблемой для отрасли является проблема стремительного старения и выбытия основных фондов. Ежегодный объем выводимых генерирующих мощностей в России превышает вводимый в среднем в 5 раз, при том, что рост электропотребления в стране с 1998 г. составляет в среднем 2,1 % в год [1]. При таком росте энергопотребления уже к 2010 г. дефицит мощностей в России может составить 5 ГВт, при этом большая часть территорий нашей страны станут энергодефицитными. Проблема низкой инвестиционной привлекательности имеет множество причин, основные из которых связаны с существованием для потенциальных инвесторов системных рисков, связанных с длительными сроками окупаемости инвестиционных проектов, невозможностью заключения долгосрочных контрактов на поставку топлива, постоянными существенными изменениями в нормативной базе функционирования отрасли.

Во-вторых, проводимая в настоящее время реформа электроэнергетики осуществляется крайне непоследовательно (для минимизации общественных издержек реформирование отраслей естественных монополий должно осуществляться по технологической цепочке - от топливодобывающих к перерабатывающим или использующим данный вид топлива в производстве), что само о

себе создает дополнительные риски для потенциальных инвесторов.

В-третьих, реформирование отрасли осуществляется в условиях нерешенности проблемы перекрестного субсидирования (а значит, нельзя говорить о развитии полноценного рынка электроэнергии). Суть проблемы - субсидирование одних групп потребителей другими через утвержденные тарифы на оплату электроэнергии.

В настоящее время передача электроэнергии по сетям осуществляется по четырем уровням напряжения - 220 кВ и выше (высокое напряжение, ВН), 110 кВ (первое среднее напряжение, СН1), 75 кВ (второе среднее напряжение, СН2), 15 кВ и ниже (низкое напряжение, НН). Принимая во внимание то, что услуги по передаче электрической энергии - неотъемлемая составляющая тарифа на оплату для любого потребителя, и то, что с повышением напряжения передачи снижается ее себестоимость (из-за снижения доли нагрузочных потерь), можно сделать вывод, что со снижением питающего потребителя напряжения тариф на оплату должен расти из-за увеличения в тарифе доли стоимости услуг по передаче. То есть, потребители по ВН и СН1 (крупные промышленные предприятия) должны покупать электроэнергию по более низкому тарифу, чем потребители по СН2 и НН (население и прочие). В настоящее же время повсеместно в России тариф населения значительно ниже, чем тариф крупных промышленных предприятий, в то время как последний существенно завышен по отношению к себестоимости производства и передачи электроэнергии. Например, тарифы на электрическую энергию в Тамбовской области на 2007 г. таковы:

- Для потребителей с присоединенной мощностью 750 кВА и выше (крупная промышленность): ВН -157,62 коп./кВт ч, СН1 -152,57 коп./кВт ч., СН2 - 161,93 коп./кВт ч, НН - 168,13 коп./кВтч [6].

- Для населения и приравненных к нему потребителей - а) в городских населенных пунктах - 142 коп ./кВт ч, б) в сельских населенных пунктах - 99 коп./кВт ч [7].

Таким образом, крупные промышленные потребители электроэнергии субсидируют всех остальных.

Одновременно нельзя не учесть тот факт, что единственным на сегодняшний день вы-

ходом из сложившейся ситуации является значительное повышение тарифов для населения - в 1,5-2 раза, что, несомненно, приведет к значительным негативным социальным и политическим последствиям.

В-четвертых, до сих пор не решен вопрос источников финансирования развития естественно-монопольных сегментов отрасли в условиях высокого износа сетевой инфраструктуры, а также повсеместного внедрения у хозяйствующих субъектов коммерческого учета электроэнергии.

Действующая в настоящее время модель оптового и розничного рынков электроэнергии предполагает решение данной проблемы напрямую за счет потребителей - каждая энергосбытовая компания (энергоснабжающая организация) в регулируемом секторе оптового рынка обязана оплачивать не только базовый товар - электрическую энергию, а также сопутствующие услуги, но и особый товар - электрическую мощность, которая определяется специалистами РАО «ЕЭС России» и НП АТС как обязательство покупателя по поддержанию готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии установленного качества. То есть оплата мощности покупателем должна гарантировать способность поставщика вырабатывать электроэнергию в будущем. Фактически плата за мощность на оптовом рынке - это оплата части условнопостоянных затрат поставщиков (генерирующих компаний). Тем не менее проконтролировать направления расходования этих средств ни РАО «ЕЭС России», ни государство (в лице Минпромэнерго и ФСТ РФ) не в состоянии.

Решением данной проблемы может быть: а) запуск конкурентного рынка мощности, в рамках которого при помощи рыночных механизмов будут определяться наиболее эффективные инвестиционные проекты строительства генерации; б) разработка и внедрение механизма государственного (или отраслевого) контроля за расходованием средств, полученных генерирующими компаниями в качестве платы за мощность.

По мнению многих ученых, а также спе-циалистов-практиков [2, 8, 9], основным «тормозом» реорганизации вида экономической деятельности является в настоящее время отсутствие стимулов к реорганизации

у основного агента - ОАО «РАО ЕЭС России» - по очевидным причинам - проводить реформу естественно-монопольного вида деятельности силами и средствами самого монополиста, как минимум, неэффективно.

Таким образом, для обеспечения устойчивого развития вида экономической деятельности, на наш взгляд, государство должно взять на себя основную функцию по формированию и развитию отраслевой институциональной среды. Основным направлением государственной политики должно стать совершенствование функционирования институтов защиты конкуренции, институтов тарифной политики, институтов лицензирования и технической политики, а также создания соответствующих условий для появления и развития в электроэнергетическом комплексе страны негосударственных институтов. При этом в перспективе государством и его институтами должна быть создана самодостаточная, саморегулируемая модель взаимного влияния государства, с одной стороны, и хозяйствующих субъектов и их институтов - с другой. Только в этом случае будет сформирована устойчивая динамичная среда, которая позволит развиваться всем хозяйствующим субъектам вида экономической деятельности.

1. Режим доступа: http://www.rao-ees.ru. Загл. с экрана.

2. Акулов А.В. // Проблемы региональной экономики (Глобализм и регионализм: диалектика, противоречия, проблемы и перспективы): тр. Петрозавод. гос. ун-та. Сер. Экономика. Вып. 7. Петрозаводск, 2006. С. 70-77.

3. Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации».

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

5. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530 «Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электроэнергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

6. Постановление комитета по государственному регулированию тарифов Тамбовской области от 28 декабря 2006 г. № 53-э/1 «О тарифах на электрическую энергию для потребителей области на 2007 год».

7. Постановление комитета по государственному регулированию тарифов Тамбовской области от 15 декабря 2006 г. № 49-э/1 «О тарифах на электрическую энергию для населения области на 2007 год».

8. Бирг С. // Энергорынок. 2007. № 5 (42). С. 60-67.

9. Школьников А. // Энергосбытовой бизнес (приложение к журналу Энергорынок). 2007. Март. С. 35-37.

Поступила в редакцию 17.07.2007 г.

ПОИСК ОПТИМАЛЬНЫХ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИИ НА КРЕДИТНО-ДЕПОЗИТНУЮ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ КОММЕРЧЕСКОГО БАНКА

Ю.В. Минин, В.Н. Шамкин, И.А. Кузнецов

Minin Yu.V., Shamkin V.N., Kuznetsov I.A. The search of optimal management impact on credit-deposit activity of a commercial bank. In the article the multicriteria problem of management is considered by credit-deposit activity of a commercial bank. The algorithm of search of optimum managing effects in the mathematical model circumscribed by a system of the nonlinear equations at corresponding restrictions is submitted.

Ключевым звеном развития и успешного функционирования рыночной экономики, необходимой предпосылкой ее роста и стабильности в целом является устойчивая банковская система. В настоящее время мы наблюдаем за постоянным усложнением этой системы, усовершенствованием банковского законодательства, значительным усилением конкуренции в банковской среде и снижением уровня доходности банков. В связи с этим возникает необходимость выбора стратегии развития с сочетанием в единое целое различных приоритетов коммерческого банка и различных интересов всех субъектов экономической деятельности, так или иначе заинтересованных в бизнесе банка.

Начало исследований было заложено в работах Ф. Эджуорта, Дж.М. Кейнса, И. Фишера, П. Самуэльсона. В работах Г. Дали, Г. Бенетона, К. Сили, Ф. Эдвардса,

Д. Ходжмена, Д. Даймонда, И. Фишера,

Е. Фама и многих других исследовались различные подходы к моделированию банковской деятельности. С точки зрения практического применения банковские модели делятся на полные и частные. Частные модели позволяют проанализировать отдельные аспекты деятельности (сконцентрировать внимание либо на выборе структуры активов, либо на управлении обязательствами), а в полных моделях используется комплексный подход.

Так, в работах Е. Балтенспергера, К. Сили приведены полные модели деятельности банка. Исследования частных моделей описаны в работах У. Беазера, К. Коэна-Ф.-Хаммера, Н. Сандерленда, Дж. Тобина, М. Кирспела, У. Гроша, М. Клейна, Р. Портера. В этих работах нашли отражение многие аспекты создания и использования на практике экономико-математических моделей банковской деятельности. Однако до сих пор при формализации методов управления активами и пассивами банка большинством исследователей предпочтение отдается построению моделей, оперирующих скалярными критериями оптимизации его деятельности, при использовании которых только один исследуемый показатель считается важнейшей характеристикой функционирования кредитной организации. При этом, в силу специфических особенностей применяемого математического инструментария, может быть получено решение, при котором остальные показатели выводятся на предельно допустимые границы интервалов их изменения, что на практике приводит к неоптимальному решению.

Обратим внимание на существующие стратегии управления на определенном промежутке времени [0, Т] активами и пассивами любого коммерческого банка [1]. Так, например, в одних случаях, когда банк стремится к повышению надежности, происходит