Реформирование Российской электроэнергетики (предпосылки и суть реформы)

Е.В. Данилова

РЕФОРМИРОВАНИЕ РОССИЙСКОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

Необходимость реформирования электроэнергетики стала очевидной к 2001 г. Стратегической целью реформирования была определена организация конкурентного рынка электроэнергии, позволяющего повысить инвестиционную привлекательность предприятий электроэнергетики. Промежуточным этапом между регулированием и организацией свободного рынка стал новый оптовый рынок электроэнергии.

Ключевые слова: энергетическая промышленность; реформа; конкурентоспособный рынок.

Негативные тенденции в электроэнергетике России начали проявляться с середины 1980-х гг.: на фоне общего спада экономики электроэнергетика фактически становилась донором для других отраслей промышленности. В большей степени это обусловливалось макроэкономическими факторами, но важную роль сыграли и неплатежи. Отсутствие стимулов к снижению производственных затрат предприятиями отрасли породило ценообразование на основе издержек. Цены (тарифы) нередко включали все фактические расходы. Отсутствие прозрачности функционирования энергетических компаний, невозможность достоверно определить ресурсы, необходимые для поддержания и развития предприятий, сдерживание тарифов регулирующими органами (электроэнергия дорожала медленнее большинства других товаров) на фоне раздутых производственных издержек привели к тому, что перед началом реформы более половины предприятий отрасли оказались убыточными. На фоне сокращения собственных средств энергокомпаний резко уменьшился объем инвестиций, катастрофически не хватало средств на поддержание и модернизацию оборудования. Даже в самых благополучных энергосистемах европейской части России износ основных производственных фондов превысил 50% и стал приближаться к значениям, при которых ремонт оборудования обходится дороже его замены [1].

Действующая модель электроэнергетики негативно отражалась и на развитии других секторов экономики. Нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, недооценка стоимости энергоресурсов, отсутствие стимулов к энергосбережению привели к тому, что удельная энергоемкость экономики России (расход энергии на единицу ВВП) в 2-3 раза превысила соответствующий показатель развитых стран.

Необходимость реформирования электроэнергетики стала очевидной к 2001 г. Стратегическая цель реформирования определена как перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, обеспечение на этой основе надежного, экономически эффективного удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе. Задачи реформы определены Постановлением Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» и заключались в обеспечении устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, повышения эффективности производства и потребления электроэнергии, обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.

В результате реформирования должен быть организован конкурентный рынок электроэнергии, позволяющий повысить инвестиционную привлекательность организаций электроэнергетики. В ходе реформы предполагалось изменить структуру отрасли: разделить естественно-монопольные (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентные (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функции, а вместо прежних вертикально-интегрированных компаний создать структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности. Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании в перспективе планировалось перевести в частную собственность, что обеспечит конкурентные условия их функционирования. В естественно-монопольных сферах, напротив, должно было происходить усиление государственного контроля [2, 4].

Создание условий для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки, позволит повысить эффективность всей отрасли.

С учетом последующих изменений в нормативноправовой базе цели и задачи реформирования были конкретизированы в «Концепции Стратегии ОАО РАО “ЕЭС России” на 2005-2008 гг. «5+5».

Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализирующиеся на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и др.) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов либо являются общероссийскими. Магистральные сети переводятся под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети интегрируются в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору [3].

Активы генерации объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании - ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых

электростанций, а одна («ГидроОГК») - на основе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов.

Процесс реформирования АО-энерго начался в 2003 г. с реализации нескольких пилотных проектов: реформирования ОАО «Калугаэнерго», ОАО «Орелэнерго», ОАО «Брянскэнерго», ОАО «Тулэнерго». Наиболее активно структурные преобразования начали осуществляться в 2004 г. Процесс реформирования затронул более 30 компаний. К апрелю 2004 г. была завершена процедура реорганизации первой региональной энергокомпании - ОАО «Калугаэнерго», а к концу года разделены по видам деятельности 5 АО-энерго.

В том же 2004 г. началось создание новых межрегиональных компаний. В последние месяцы 2004 г. созданы (прошли государственную регистрацию) первые три ОГК и две ТГК. В тот же период (в октябре 2004 г.) Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» принял решение об учреждении четырех МРСК. В 2004 г. также была практически сформирована новая вертикаль оперативно-диспетчерского управления: функции региональных диспетчерских управлений были переданы (за некоторым исключением) от АО-энерго Системному оператору.

В 2005 г. процесс реформирования охватил большинство АО-энерго, причем значительная их часть к концу года была разделена. В этом же году учреждено большинство оставшихся межрегиональных компаний: к марту зарегистрирована последняя из семи ОГК, к августу - тринадцать из четырнадцати ТГК, созданы четыре МРСК.

Таким образом, в ходе реформы исчезает прежняя монопольная структура электроэнергетики: большинство вертикально-интегрированных компаний уступают место новым компаниям целевой структуры отрасли. Почти все они уже учреждены, однако требуется время для завершения процесса их формирования, в ходе которого каждая компания приобретет целевую конфигурацию.

Новая модель рынка электроэнергии, задуманная как промежуточный этап между регулируемым и свободным рынками, упраздняет деление на участников регулируемого сектора и сектора свободной торговли: все они становятся участниками оптового рынка. Она предполагает наличие нескольких механизмов торговли: долгосрочного рынка регулируемых договоров, краткосрочного рынка «на сутки вперед» (РСВ) и балансирующего рынка (БР), где участники рынка будут продавать/покупать отклонения своего фактического графика от планового. Новшеством является введение рынка на сутки вперед, основанного на принципе конкурентного отбора.

С введением правил нового оптового рынка электроэнергии больше не должно быть деления на участников регулируемого сектора и участников сектора свободной торговли. Все, кто покупает или продает электроэнергию (мощность) в любом из секторов, являются участниками оптового рынка.

Основой НОРЭМ (Нового оптового рынка электроэнергии и мощности) станет система регулируемых договоров на поставку электрической энергии (мощности). В соответствии с условиями таких договоров по-

ставщик обязан поставить договорной объем электроэнергии (мощности), а покупатель в свою очередь обязан оплатить договорной объем вне зависимости от величины собственного планового потребления. Причем объемы электрической энергии устанавливаются на каждый час периода действия договора. Поскольку дефицит электроэнергии в стране все время нарастает, такие жесткие условия будут в значительной мере дисциплинировать участников оптового рынка.

Помимо регулируемого договора как способа торговли электроэнергией на НОРЭМ сохраняются свободные двусторонние договоры, а также вводится новый сектор - рынок на сутки вперед. Основой рынка на сутки вперед является конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед с определением часовых равновесных узловых цен и объемов поставки или покупки. На этом секторе рынка участники смогут продавать «лишние» либо покупать недостающие объемы электроэнергии, но уже совсем по иным ценам, чем определенные регулируемыми договорами.

Еще одной особенностью новой торговой системы является то, что, начиная с 2007 г., ежегодно устанавливаются предельные максимальный и минимальный объемы электрической энергии и мощности в регулируемых договорах, исходя из их ежегодного уменьшения в пределах от 5 до 15%. Это входит в сферу деятельности Минэкономразвития России совместно с Минпромэнерго России, Федеральной службой по тарифам и Федеральной антимонопольной службой. Предельный гарантированный объем закупаемой электроэнергии будет с каждым годом уменьшаться, а доля закупок по свободным рыночным ценам будет расти.

Новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (НОРЭМ) существенно меняют принципы работы рынка. В результате участники рынка -поставщики и покупатели (энергосбытовые компании, которой является ОАО «Воронежская энергосбытовая компания» и независимые энергосбытовые организации) получат как новые возможности, так и новые риски, обусловленные введением новых правил. Новая модель НОРЭМ позволяет ближе подойти к конкурентной целевой модели функционирования оптового рынка электроэнергии. В дальнейшем предполагается, что роль государства сведется к минимуму. Покупатели будут оплачивать электроэнергию по конкурентным ценам, которые будут складываться на оптовом рынке - РСВ. Каждый потребитель будет платить ровно столько, сколько стоит произвести электроэнергию, оплатить услуги и передать ее до данного потребителя.

К сожалению, переход к конкурентной целевой модели (100% РСВ) не может произойти скачкообразно до момента ликвидации перекрестного субсидирования. В связи с этим при переходе к целевой конкурентной модели в НОРЭМ вводится рынок регулируемых договоров (РД). РД придет на смену существующему регулируемому сектору, действующему на оптовом рынке. По РД к покупателю будет привязано определенное количество поставщиков. Условием привязки является равенство стоимостей продаваемой поставщиками и покупаемой покупателями для своих потребителей электроэнергии. Существенным отличием РД является то, что электроэнергия больше не будет поку-

паться по тарифу на электроэнергию с учетом мощности, устанавливаемому ФСТ РФ для каждого участника оптового рынка. На его смену придет стоимость пакета РД на начальный момент запуска НОРЭМ, равная стоимости, определяемой по данному тарифу. В дальнейшем предполагается, что МЭРТ РФ будет индексировать стоимость пакета РД каждый год, одновременно снижая долю покупки электроэнергии по РД.

Действующая модель оптового рынка предполагала систему штрафов за отклонения в потреблении электроэнергии. В случае отклонения фактического потребления потребителей от их планового потребления, энергосбытовые компании (ЭСК) несли убытки. В данном случае, отклонения электроэнергии оплачивались покупателями по ценам, превышающим установленный для них тариф на электроэнергию с учетом мощности. ОАО «Воронежская энергосбытовая компания» в системе договоров поставки с покупателями розничного рынка не предусматривает систему переноса стоимости отклонений на своих потребителей, о чем нельзя сказать про независимые энергоснабжающие организации (ЭСО), действующие на территории Воронежской области. Потребителям ЭСО часто приходится нести убытки за свои отклонения в потреблении.

В НОРЭМ предполагается изменение работы сектора отклонений на базе создания нового отдельного вида рынка - балансирующего рынка (БР). На БР будут докупаться/продаваться объемы электроэнергии, не прошедшие по РД и на РСВ.

Объем потребления электроэнергии может оказаться как выше, так и ниже запланированного в РД. По правилам НОРЭМ такие отклонения будут покупаться (продаваться) на свободном рынке. Основой рынка на сутки вперед является проводимый НП «АТС» конкурентный отбор ценовых заявок с определением часовых равновесных узловых цен и объемов поставки (покупки). Модель РСВ имеет два существенных отличия от действующего сектора свободной торговли.

Первым отличием РСВ является то, что если участник не смог купить необходимый объем электроэнергии на РСВ, у него нет возможности докупить эти объемы в РД сверх того, что он уже имеет по этому пакету договоров. Оставшийся объем покупается на БР, где цены на электроэнергию существенно выше. Таким образом, «возврат» покупателей в регулируемый сектор (основная характеристика существующего ССТ) прекращается.

Во-вторых, больше нет фиксированного 30%-го ограничения покупки электроэнергии на рынке на сутки вперед. На РСВ продаются/покупаются «лишние/недостающие» объемы электроэнергии по РД, а также объемы электроэнергии, используемые поставщиками для исполнения своих обязательств по РД, не собственным производством, а с помощью иных поставщиков.

С введением правил нового оптового рынка участники больше не разделяются на участников регулируемого сектора и участников сектора свободной торговли. Все они являются участниками оптового рынка, при этом:

- участники, потребление которых ФСТ РФ включено в плановый баланс и для которых установлены соответствующие тарифы, покупают всё своё потребление на НОРЭМ;

- участники бывшего сектора свободной торговли, а также любые другие покупатели, отвечающие техническим требованиям НОРЭМ, не менее 85% своего часового потребления (процент фиксируется до выхода потребителя на НОРЭМ) обязаны купить на розничном рынке у своей энергосбытовой компании (гарантирующего поставщика). На территории Воронежской области - у ОАО «Воронежская энергосбытовая компания». Оставшееся потребление они покупают на РСВ. Такие покупатели называются «частичными» [5].

С момента запуска НОРЭМ потребители должны проводить тщательный анализ последствий от перехода к другой энергоснабжающей организации. В ранее действующей модели рынка потребители нередко переходили на поставку электроэнергии от своей энергосбытовой компании (АО-энерго) к независимым ЭСО. ЭСО привлекали к себе низкими тарифами, льготными условиями, часто не упоминая об оплате отклонений. В модели НОРЭМ требуется дважды подумать потребителю, прежде чем «перебежать» к новой ЭСО. Новые ЭСО будут являться в своем роде очередными перепродавцами. Большую часть электроэнергии с учетом мощности они будут приобретать все у той же энергосбытовой компании, а оставшуюся часть электроэнергии - на РСВ. Таким образом, новые ЭСО уже не смогут завлечь потребителей низкими отпускными тарифами.

Запуск НОРЭМ несет для его участников и потребителей новые риски. Проект правил функционирования ОРЭ предполагает множество «степеней свободы». Возникающая при этом неопределенность параметров будущего рынка является источником рисков для участников ОРЭ. Среди таких неопределенностей можно выделить следующие:

- величина индексации цены, установленной при первоначальной привязке по РД, и поведение макроэкономических показателей;

- состав контрагентов покупателей по регулируемым договорам;

- влияние НОРЭМ на надежность энергоснабжения потребителей;

- понимание новой договорной системы судебными и налоговыми органами;

- темпы перехода от РД к РСВ, устанавливаемые МЭРТ;

- отклонения фактических объемов потребления потребителей от плановых значений;

- уровень цен на РСВ и на БР.

Отметим, что одна часть перечисленных неопределенностей не зависит от действий покупателей и их потребителей, в то время как другая полностью или частично ими определяется. Это влияет на степень управляемости соответствующих рисков и на выбор механизмов их снижения.

Попробуем разобраться в рисках, которые возникнут после запуска НОРЭМ. Основой анализа послужили проект Постановления Правительства о правилах функционирования оптового рынка электроэнергии (НОРЭМ), принципы НОРЭМ и информационные обзоры электроэнергетических изданий. Риски покупателей, связанные с вводом правил НОРЭМ, можно разделить на две категории: технические и экономические. Первые включают в себя риск снижения качества элек-

троэнергии и надежности энергоснабжения, что может непосредственно сказаться на потребителях. Риски второй категории имеют четыре основные составные части:

- отклонение роста инфляции от роста средневзвешенной цены по РД;

- превышение цены на РСВ существующего прогноза роста цен;

- высокие темпы снижения доли электроэнергии, покупаемой по РД;

- высокие объемы отклонений фактического потребления от планового потребления.

Несмотря на то что риск снижения надежности и качества энергоснабжения потребителей всегда существует, сам факт перехода к НОРЭМ не должен оказать влияния на степень этого риска. Правила НОРЭМ изменяют финансово-экономическую надстройку функционирования электроэнергетики, но не технологическую базу. Оперативное диспетчерское управление будет осуществляться тем же системным оператором, и регламенты отработки внештатных ситуаций останутся неизменными. Более того, реформа предполагает повышение долгосрочной надежности поставок по мере развития рынка мощности.

При этом покупатели могут продолжать работу по хеджированию данных рисков путем введения в договоры со своими поставщиками и сетевыми организациями ответственности за снижение качества приобретаемой мощности. Вводимые принципы взаимодействия при отклонениях в качестве мощности позволят компенсировать энергосбытовыми компаниями убытки своих потребителей.

Переход от ежегодного регулирования тарифов к долгосрочным договорам с определенными правилами снижает неопределенность и ценовые риски для покупателей. В то же время существует вероятность установления формулы индексации, допускающей превышение цены РД над ростом инфляции. Однако вероятность этого риска низка, т.к. государство стремится сдерживать рост цен на электроэнергию.

Защитой покупателя от непропорционального роста тарифа является его право сократить объем закупки

электроэнергии по пакету РД в пользу РСВ и/или договориться с поставщиком о снижении цены. Снижение доли РД, а следовательно, увеличение доли РСВ приведет к другому риску - высокой цене на РСВ. Средние цены на свободных рынках (РСВ и БР) превысят средние цены по РД для большинства участников, что обусловлено системой тарифообразования и возможностью покупателей по своей инициативе снижать долю электроэнергии, покупаемую по РД. Таким образом, разницу между объемами, запланированными по РД, и объемами фактического потребления придется покупать по цене, превышающей среднюю по РД.

Покупателям угрожают колебания цен по причине аварийных ситуаций, изменения спроса, низкой активности на рынке и нарушений правил функционирования рынка со стороны его участников. Хеджирование рисков ценовых колебаний возможно через заключение свободных двусторонних договоров на свободном рынке, где могут быть оговорены фиксированные объемы, либо указаны условия покупки (продажи) отклонений. Проект правил НОРЭМ предусматривает введение антимонопольного законодательства. Это позволит пресечь неконкурентные действия поставщиков, направленные на необоснованное завышение цены на РСВ.

В рамках НОРЭМ покупатели периодически будут играть роль поставщиков (в случае недопотребления своими потребителями объемов, предусмотренных в РД). Если в часы продажи электроэнергии сложившиеся цены на РСВ (БР) будут ниже цены покупки по РД, то покупатель понесет убытки. Такая ситуация может, например, сложиться в случае непредвиденно теплой погоды в январе, когда все потребители одновременно снизят потребление. Покупателю придется продавать излишки электроэнергии на РСВ (БР). Однако существенное понижение цен на свободном рынке маловероятно, так же как и необходимость продажи излишков электроэнергии в период низких цен.

ЛИТЕРАТУРА

1. Альбеков А. У. Организация и функционирование логистической системы электроэнергетического комплекса Ростовской области / Под ред.

А.У. Альбекова. Ростов н/Д: Изд-во РГЭУ «РИНХ», 2002. 214 с.

2. Гительман Л.Д. Эффективная энергокомпания: Экономика. Менеджмент. Реформирование. М.: Олимп-Бизнес, 2002. 544 с.

3. Ивакин Е.К. Логистика капитального строительства в регионе. Ростов н/Д: Изд-во Ростов. ун-та, 1997. 188 с.

4. ГОСТ Р 51814.2 - 2001 «Системы качества в автомобилестроении. Метод анализа видов и последствий потенциальных дефектов». М.: Изд-

во стандартов, 2001.

5. Хаммер М. Бизнес в ХХ1 веке: повестка дня; Пер. с англ. М.: Добрая книга, 2005. 336 с.

Статья представлена научной редакцией «Экономика» 4 апреля 2009 г.