Реформа электроэнергетики в России (Энергосбытовая отрасль России: специфика и экономические особенности)

Содержание:

Введение

Электроэнергетика — отрасль экономики Российской Федерации, включающая в себя комплекс экономических отношений, возникающих в процессе производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), передачи электрической энергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, сбыта и потребления электрической энергии с использованием производственных и иных имущественных объектов (в том числе входящих в Единую энергетическую систему России), принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики или иным лицам. Электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения.

В последние несколько лет в электроэнергетике проводятся широкомасштабные структурные изменения. В первую очередь это сопровождается либерализацией рынка электроэнергии и отказом от государственного контроля над объектами электроэнергетики. По замыслу авторов проводимой реформы такие меры приведут к повышению эффективности производства и потребления электроэнергии и тепла, улучшению финансовых показателей деятельности объектов энергетики, повышению конкурентоспособности отрасли, повышению инвестиционной привлекательности отрасли и притоку частных инвестиций. Указанные меры позволят достигнуть обозначенных планов, поскольку ситуация в отрасли кардинально отличается от периода 90-х годов, когда вся электроэнергетика находилась в условиях постоянной недофинансированности, что привело к настоящему моменту к физическому износу генерирующих мощностей.

В 2008 году темпы реформирования значительно увеличились, и можно констатировать, что процесс реформирования дошел до своего логического завершения. В течение этого периода вопрос о темпах реформы и существующих проблемах ОАО РАО «ЕЭС России» постоянно обсуждался и продолжает обсуждаться на всех уровнях власти.

В результате реализации основных мероприятий, связанных с реформированием отрасли, структура электроэнергетики стала достаточно сложной. Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую отведённую ей отдельную функцию.

Целью курсовой работы является оценка, как проведения так и последствий реформирования электроэнергетики в России.

Исходя из цели были поставлены и решены следующие задачи:

- раскрыто понятие энергосбытовой отрасли России ее специфика и экономические особенности;

- проведен анализ рисков в сфере электроэнергетики после реформы

- дана характеристика изменений произошедших в результате проведения реформ в области электроэнергетики

Степень разработанности темы.

Широкий круг теоретических и прикладных проблем, связанных с реформированием электроэнергетики, рассматривается в работах А.С. Александрова, М.В. Бодрикова, И. Н. Борисовой, С. А. Ворониной, Н.И. Воропай, Л. Д. Гительмана, А.И.Кузовкина, В. Б. Любашевского, А.А. Макарова, А.С. Некрасова, Б. Е. Ратникова, А.А. Тукенова и ряда других исследователей.

Объект исследования – электроэнергетический комплекс России.

Предмет исследования – управленческие отношения, возникающие в процессе формирования и развития организационно- экономических механизмов реформирования электроэнергетического комплекса России.

При решении поставленных задач были использованы общенаучные методы исследования, включая аналитический метод, методы системного и ситуационного анализа.

Структура курсовой работы: введение, две тематические главы, заключение, библиография.

Глава 1 Общая характеристика электроэнергетики в России

1.1 Энергосбытовая отрасль России: специфика и экономические особенности

Электроэнергетика является базовой отраслью экономики Российской Федерации. Ключевую роль в данной отрасли на сегодняшний день играют энергосбытовые компании, обеспечивающие приток средств производителям электроэнергии и сетевым организациям. Энергосбытовые компании - гарант стабильного функционирования электроэнергетики и снабжения электроэнергией экономики и населения.

Таким образом, можно утверждать, что энергосбытовые компании являются связующим звеном в движении финансовых потоков между субъектами системы электроэнергетики, что основано на распределении между ними тарифа на электроэнергию для конечного потребителя.

Таким образом, четкая организация энергосбытовыми компаниями расчетов с потребителями электроэнергии и своевременная оплата за неё напрямую влияет на финансовое состояние всех субъектов электроэнергетики, как электросетевых компаний, так и генерирующих компаний. Именно поэтому эффективность и результативность функционирования энергосбытовых компаний является важнейшей задачей для успешного функционирования всей отрасли^[1].

По состоянию на 2015 г. в России функционируют 105 энергосбытовых организаций. Энергосбытовая деятельность потенциально является одним из наиболее конкурентных сегментов электроэнергетической отрасли. Уже сегодня на региональных энергосбытовых рынках присутствует конкуренция между выделяющимися из АО-энерго энергосбытовыми компаниями, традиционными оптовыми перепродавцами электроэнергии в лице муниципальных распределительных сетей и новыми игроками рынка. По мере дальнейшей либерализации энергосбытового рынка конкуренция будет только ужесточаться и энергосбытовым компаниям необходимо уже сегодня начинать подготовку к эффективному функционированию в новых условиях.

Конечная цена на электроэнергию для населения складывается из:

• стоимости покупки электроэнергии и мощности (оптовые или розничные генерирующие компании). Вес этой составляющей в общей величине конечного тарифа около 35%;
• услуг по передаче электрической энергии в соответствии с тарифами (ФСК и распределительные сетевые компании). Вес данной составляющей в общей величине конечного тарифа около 59-60%. Тарифы на передачу дифференцируются по уровню напряжения и формируются по методике RAB- регулирования;
• сбытовой надбавки - платы за услуги гарантирующего поставщика или энергосбытовой компании. Вес этой составляющей в общей величине конечного тарифа около 5%;
• стоимость услуг ЗАО «ЦФР», ОАО «АТС» и ОАО «СО». (организации, осуществляющие координацию деятельности рынка электроэнергии). Вес этой составляющей в общей величине конечного тарифа не более 1%;
• перекрестное субсидирование^[2].

Согласно Постановлению Правительства РФ №877 от 4 ноября 2011 года, по результатам которого происходит ограничение доходов энергосбытовых компаний для снижения конечных цен на электроэнергию, с 1 апреля 2012 года регулируемая сбытовая надбавка стала фактически единственным источником дохода энергосбытовых компаний. Она рассчитывается по специальной формуле, которая задается государственными регулирующими органами.

При расчёте сбытовой надбавки учитываются экономически обоснованные расходы организации, связанные с обеспечением её предпринимательской деятельности в качестве поставщика электрической энергии, включая:

• расходы энергосбытовой компании, связанные с организацией обслуживания покупателей электрической энергии;
• расходы на обслуживание кредитов, необходимых для поддержания достаточного размера оборотного капитала при просрочке платежей со стороны покупателей электрической энергии (мощности);
• иные экономически обоснованные расходы.

С 1 января 2013 г. изменилась методика расчета сбытовой надбавки гарантирующих поставщиков. Теперь сбытовая надбавка для промышленных категорий потребителей рассчитывается по специальной формуле: это уже не фиксированные "копейки с киловатт­часа", а процент от стоимости электроэнергии. Таким образом, для предприятий промышленности, малого бизнеса, бюджетных организаций сбытовая надбавка в денежном выражении теперь может меняться каждый месяц в зависимости от покупной цены электроэнергии.

Однако из этого правила есть исключения. Например, Архангельская область входит в неценовую зону оптового рыка. Соответственно, тарифы на электрическую энергию (мощность) для всех категорий потребителей, включая население, а также гарантирующих поставщиков, энергоснабжающие, энергосбытовые организации, установлены на весь 2013 г. Это дает возможность потребителям электрической энергии - юридическим лицам - прогнозировать собственное потребление электрической энергии (и, соответственно, затраты на электроэнергию) на год вперед.

Итак, сбытовая надбавка это процент от цены электроэнергии и мощности на оптовом рынке, который гарантирующие поставщики включают в цену электроэнергии, причем процент зависит от максимальной мощности энергопринимающих устройств. Такая сложная методика расчета сбытовой надбавки приводит к тому, что потребитель зачастую не знает, сколько же копеек зарабатывает поставщик с одного кВт/ч.

Чем выше максимальная мощность энергопринимающих устройств, т.е. чем крупнее потребитель, тем сбытовая надбавка меньше. По мнению главы холдинга "Межрегионсоюзэнерго" Юрия Шульгина "с одной стороны, данное решение избавляет сбытовые компании от необходимости "бегать" за клиентом, выясняя величину максимальной мощности энергопринимающих устройств, с другой стороны, делает трудно прогнозируемыми доходы сбытовой компании от сбытовой надбавки, т.к. потребитель может постоянно менять ценовую категорию в зависимости от фактически потребленной мощности".

Раньше основная конкуренция между гарантирующими поставщикам и независимыми энергосбытовыми компаниями шла именно по величине сбытовой надбавки и возможности приобретения более дешёвой электроэнергии и мощности на оптовом рынке. По величине сбытовой надбавки гарантирующий поставщик мог проигрывать, так как обязан обсуживать всех потребителей даже с минимальным объёмом, то есть нести условно-постоянные сбытовые затраты по каждой точке поставки. Независимые сбытовые компании выбирали потребителей с большим объёмом потребления, при этом их собственные затраты были минимальны. Теперь после изменения методики формирования сбытовой надбавки все потребители оплачивают экономически обоснованную сбытовую надбавку.

Гарантирующих поставщиков очень часто винят в завышении тарифов на электроэнергию. При этом реальная ситуация такова, что за счет установленной для них предельной наценки они практически не могут развиваться: она составляет от 3,5% до максимум 8%. Сама же конечная цена на электроэнергию для потребителей складывается в основном из доли генерирующих предприятий (37-50%) и тарифов электросетей (48-60%). Таким образом, доля энергосбытовых компаний весьма незначительна.

Тем не менее, на примере ОАО «Мосэнергосбыт» можно проследить тенденцию к увеличению сбытовой надбавки на протяжении последних 5 лет (см. рис.).

Динамика сбытовой надбавки ОАО «Мосэнергосбыт» за период 2007-2013 гг.

Значительный рост сбытовых надбавок в 2013 году обусловлен вступлением в силу Методических указаний по расчёту сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и размера доходности продаж гарантирующих поставщиков, утверждённых приказом ФСТ России от 30.10.2012 г. №703-э, предусматривающих включение в состав расходов на осуществление деятельности гарантирующего поставщика резерва по сомнительным долгам с целью покрытия просроченной дебиторской задолженности и обеспечения безубыточности гарантирующего поставщика при просрочке платежей потребителей.

Экономические особенности энергосбытовых компаний проявляются в том, что они характеризуются, прежде всего, практическим отсутствием внеоборотных активов в балансе в силу рода деятельности, а основную часть оборотных активов занимает дебиторская задолженность потребителей электроэнергии. Данное обстоятельство негативно влияет на кредитоспособность организации, в виду отказов банков от кредитования без обеспечения. Так, например, в ОАО «Мосэнергосбыт» величина внеоборотных активов на 2013 г. составляет 6468,3 млн. руб. в сравнении с оборотными активами в размере 27891,7 млн. руб., большая часть которых заключается в зданиях и оборудовании. Внеоборотные активы также как оборотные активы всё же имеют тенденцию к увеличению, что обусловлено, прежде всего, реализацией проектов в рамках инвестиционной программы Общества.

Не менее важным является и тот факт, что у сбытовых компаний отсутствует необходимость в крупных инвестициях и расходах на модернизацию в отличие от генерирующих и сетевых компаний, благодаря чему они могут обеспечивать хорошую дивидендную доходность своим акционерам.

Но, тем не менее, необходимо указать и основные негативные факторы и, соответственно риски деятельности энергосбытовых компаний, которые оказывают непосредственное влияние на их финансовое состояние. К данным рискам, прежде всего, можно отнести:

- частные изменения правовой базы отрасли, сильная зависимость от решений органов исполнительной власти;

- ценовые риски;

- проблема неплатежей и кассовые разрывы;

- перекрёстное субсидирование.

Одним из основных негативных факторов, оказывающих непосрественное влияние на успешную деятельность энергосбытовых компаний является регулирование их тарифной политики. Региональные энергетические комиссии в каждом субъекте РФ осуществляют государственное регулирование цен (тарифов) и контроль их применения в соответствии с федеральным законодательством. Это приводит к сильной зависимости энергосбытовых компаний от принимаемых тарифных решений данными региональными энергетическими комиссиями, что в свою очередь оказывает прямое воздействие на уровень прибыли компаний и их возможность реализовывать намеченные инвестиционные программы.

Согласно новой тарифной политике «о нулевой индексации тарифов на услуги естественных монополий в 2014 году», предложенной Министерством экономического развития, у энергосбытовых компаний могут возникнуть новые виды рисков, которые возможно отрицательно повлияют на их деятельность, начиная с июля 2015 года. Реализация предложенных мер по объектам генерации и сбыта электроэнергии может дать снижение суммарной необходимой валовой выручки (НВВ) от конечных потребителей рынка электроэнергии на 55,2 млрд. руб.

Риски, связанные со значительным увеличением цены на электроэнергию, могут привести к нарастанию дебиторской задолженности в связи со снижением платёжеспособности клиентов, образованию кассовых разрывов и, как следствие, к увеличению кредиторской задолженности энергосбытовых компаний. Кроме того, в связи со вступившими в силу изменениями законодательства, максимально упрощающими потребителям процедуру перехода от одной энергосбытовой компании к другой, возрастает риск быстрой потери клиентов в случаях, когда из-за общего роста цен на рынке электрической энергии цена кВт/ч становится преобладающим фактором над совокупной стоимостью услуг Компании.

Согласно прогнозам тарифы на электроэнергию будут расти выше инфляции, но почти в 2 раза медленнее, чем ранее планировалось. На розничном рынке для всех категорий потребителей, кроме населения, цены в 2015 г. - на 6,3% против 11,5-12,5% в прежнем сценарии. Для населения рост 3,7% в 2015 г. против сценарных 12-15%. Следовательно, данные меры непосредственным образом скажутся на величине сбытовой надбавки и на общем финансовом состоянии энергосбытовых компаний.

Для энергосбытовых компаний, через которые проходят денежные потоки всех участников рынка, особую важность имеет четкая организация бизнеса. По оценке экспертов средний уровень оплаты электроэнергии физическими лицами по стране составляет пока 65­70%, а с учетом того, что физические лица составляют значительную часть в отпуске электроэнергии, неоплаты населения представляют серьезную проблему для энергосбытов.

К числу неплательщиков относятся бюджетные потребители с недостаточными лимитами финансирования, предприятия сферы ЖКХ, управляющие компании многоквартирных домов, отдельные граждане должники, крупные промышленные предприятия, оказавшиеся в тяжелом финансовом положении из-за кризиса.

Низкая платёжная дисциплина потребителей является одной из критичных проблем, которая отражается в том числе, и на стоимости электроэнергии. По словам Александра Новака, в настоящий момент задолженность за электроэнергию на розничном рынке составляет порядка 207 млрд. рублей, на оптовом - 47 млрд. рублей.

За весь 2014 год объём задолженности за электроэнергию удалось снизить на 1,6 млрд. рублей, а за первые три месяца текущего года она выросла на 3,2 млрд. рублей. В результате почти треть сбытовых компаний вынуждена работать в условиях недостатка кредитных ресурсов для покрытия кассовых разрывов. В целях решения этой проблемы Минэнерго РФ разработало законопроект, предусматривающий повышение размера пени за просрочку платежей, введение института обеспечения платежей для категорийных потребителей (включая финансовые гарантии), введение административной и уголовной ответственности, а также обязательство расторжения договоров аренды в случае неоплаты арендатором платежей за ресурсы.

На сегодняшний день отсутствует реальная возможность отпускать энергию только добросовестным потребителям, а также существует проблема дифференциации платежеспособности потребителей, препятствующая эффективной работе энергосбытовой компании на основе равных возможностей и справедливой конкуренции.

Определенные трудности также возникают при управлении финансовыми потоками из- за наличия кассовых разрывов — оплата энергии на оптовом рынке идет по факту, а потребители платят приблизительно с месячной задержкой. Это приводит к постоянной необходимости в кредитовании разрывов со стороны для оплаты закупленной электроэнергии. При этом тарифы на электроэнергию в ближайшие годы регулируются государством, рентабельность энергосбытового бизнеса в России невелика, а значит, вопрос своевременной оплаты счетов потребителями является критически важным для развития и даже существования энергосбытовых компаний. Кассовые разрывы, вызванные существующей системой оплаты за потребляемую электроэнергию и задержкой оплаты со стороны потребителей, снижают финансовую устойчивость энергосбытовой компании. А от финансовой устойчивости этих компаний зависит их способность отвечать по обязательствам перед производителями электроэнергии и обеспечение надежного энергоснабжения.

Таким образом, низкая платежная дисциплина в условиях неопределенности нормативно-правовой базы может привести к потере финансовой устойчивости энергосбытовых компаний, надежности на розничном и неплатежам на оптовом рынках электроэнергии.

Одним из негативных факторов также является перераспределение тарифов между группами потребителей (перекрестное субсидирование), в соответствии с которым снижение тарифа для населения и сельскохозяйственных потребителей компенсируется повышением его для промышленных предприятий. Таким образом, промышленные предприятия безвозмездно финансируют население и сельскохозяйственных потребителей^[3].

Все вышеперечисленные негативные факторы оказывают прямое воздействие на эффективность функционирования энергосбытовых компаний и их развитие. Поэтому данные факторы нужно не только учитывать при осуществлении деятельности энергосбытовой компании, но и уметь минимизировать их влияние, что, несомненно, может привести к укреплению конкурентных позиций на рынке для каждой энергосбытовой компании.

1.2 Анализ рисков в сфере электроэнергетики после реформы

Значительная часть рисков, связанных с развитием электроэнергетики, сконцентрирована в секторе производства электроэнергии; он оказывает существенное влияние на динамику конечных цен на электроэнергию, а уровень его резервных мощностей влияет на доступность энергоснабжения в целом. Согласно идеологии реформы, потенциальные выигрыши от введения конкурентного ценообразования в секторе производства электроэнергии состоят в более эффективном использовании генерирующих мощностей и в формировании цен, которые отражают меняющуюся по времени стоимость производства электроэнергии; такие цены призваны стимулировать более рациональное управление спросом, отражать возникновение дефицита электроэнергии и способствовать своевременным и достаточным по масштабу инвестициям в строительство новых электростанций. Между тем сложившаяся на данный момент система ценообразования на конкурентном сегменте рынка не отвечает этим требованиям. Ее специфичес­кие черты — неинформативность ценовых сигналов в отношении отражения дефицита электроэнергии и потребностей в будущих инвестициях, непрозрачность регулирования рынка со стороны системного оператора и неопределенность взаимодействия рынка энергии и рынка мощности^[4].

Чувствительность цен на электроэнергию к резервам мощностей. С учетом установленной с помощью эконометрических методов крайне слабой чувствительности цен на оптовом рынке электроэнергии к резервам мощностей неудивительно, что действующий в стране соответствующий рынок не создает информативных ценовых сигналов для инвестиций и что в условиях относительного дефицита мощностей в течение года цены не достигают своих пиковых значений. Кроме того, качество используемых официальных показателей резервов мощностей явно недостаточно, в связи с чем порядок раскрытия этой информации следовало бы пересмотреть. Представляется целесообразным начать публикацию почасовых индикаторов резервов мощности отрасли с комментариями относительно динамики спотовых цен рынка энергии и перспективных цен рынка мощности.

Влияние загрузки электростанций на цены конкурентного рынка. Последние ощутимо зависят от первой, на которую в настоящий момент сильно влияют ограничения, накладываемые системным оператором. Эти ограничения вырабатываются исходя из технических требований по приоритетной загрузке отдельных типов генерирующих мощностей и различных задач по управлению единой энергосистемой. В то же время растет экономическое значение политики, проводимой системным оператором (остающейся, к сожалению, малопрозрачной), причем ослабление с его стороны ограничений загрузки может продуцировать разнонаправленные эффекты. В случае увеличения загрузки более эффективных электростанций можно ожидать небольшого снижения средней стоимости производства электроэнергии на оптовом рынке (согласно имеющейся оценке, — в пределах 5%, если тепловые станции окажутся загруженными на уровне исторического максимума), а маржинальные цены конкурентного рынка энергии снизятся на 40—60% вследствие вытеснения самых неэффективных электростанций. В ситуации же совместного снижения загрузки электростанций цены конкурентного рынка вырастут, причем такое поведение участников рынка далеко не полностью контролируется действующими антимонопольными правилами.

Неопределенность взаимодействия рынков электроэнергии и мощностей. Внедрение кон­курентного рынка электроэнергии в России ведет к размыванию имеющихся ценовых индикаторов. В настоящее время отсутствует единый статистический показатель стоимости приобретения электроэнергии, включающий полные затраты на рынках энергии и мощностей, а также другие платежи, связанные с организацией работы потребителей на оптовом рынке. Очевидно, далее, гипертрофирование значимости сугубо коммерческих показателей функционирования рынка электроэнергии при отсутствии серьезного объяснения факторов их формирования. Налицо, наконец, несогласованность действий участников рынка и регулятора, что при одинаковых внешних условиях может приводить к разноуровневости цен и загрузки электростанций.

Уменьшение доли регулируемых тарифов на электроэнергию и на мощности делает неопределенными для производителей целевые ориентиры общего объема выручки и его распределения между рынками электроэнергии и мощностей. В ходе дальнейшей либерализации доходы электростанций могут как вырасти, так и снизиться — из-за неустойчивости применяемых правил конкурентных рынков и вследствие высокой вероятности вмешательства регулятора в их функционирование. Налаживание мониторинга целевого уровня доходов производителей электроэнергии требует сохранения расчета регулируемых тарифов для действующих электростанций-субъектов оптового рынка, а также перехода к расчету индикативных тарифов окупаемости инвестиций в строительство новых электростанций. В данном контексте представляется, в частности, целесообразным включение в состав официальных статистических обследований позиций, касающихся стоимости строительства новых электростанций и ее динамики (как это делается за рубежом, например, в Канаде и Норвегии).

Информация о стоимости производства электроэнергии на действующих и новых элект­ростанциях необходима и для расчета целевых параметров функционирования рынка мощностей. Поскольку, согласно проведенной оценке, тарифы конкурентного рынка энергии, сформированные по наибольшим переменным затратам тепловых электростанций, могут покрывать значительную часть постоянных затрат атомных и гидроэлектростанций, ясно, что для минимизации дополнительных издержек потребителей необходимо дифференцировать платежи за мощность по типам генерации, а также в отношении новых и действующих электростанций. В противном случае, т. е. при оплате всей мощности по цене замыкающей наиболее дорогой электростанции, стоимость приобретения электроэнергии на оптовом рынке может резко возрасти^[5].

Влияние реформирования на воспроизводство генерирующих мощностей. Эмпирические наблюдения на действующих зарубежных конкурентных рынках не дают однозначной картины воспроизводства генерирующих мощностей; здесь сказываются различия в стартовых условиях либерализации, правилах рынка и в продолжительности инвестиционных процессов. Так, в Калифорнии в годы, предшествовавшие началу реформы, вводы мощностей практически отсутствовали, а через два года после скачка цен в 2000—2001 гг. и прекращения конкурентных торгов вводы выросли до исторического максимума в 7% установленной мощности. В Великобритании начало реформы в 1990 г. совпало с новым инвестиционным циклом в электроэнергетике; вводы мощностей были приблизительно равномерными и ежегодно составляли около 2% установленной мощности.

В России за последнее десятилетие объем спроса на электроэнергию рос со средним ежегодным темпом 2,3% в год, а установленные мощности увеличивались на 0,5% в год. Текущий объем инвестиций в генерирующие мощности зависит от реализации обязательной инвестиционной программы, являющейся условием работы компании на оптовом рынке. Объем этих капитальных вложений определяется исходя из объема средств, полученных после приватизации генерирующих компаний, и фактически является долгосрочным поведенческим условием для участников рынка. Такой порядок можно считать фактором повышения вероятности ввода новых мощностей, но он не гарантирует их экономической эффективности, а также стабильного воспроизводства в период после выполнения обязательной инвестиционной программы.

Альтернативный вариант выполнения обязательной инвестиционной программы. Сегодня в ходе ее реализации возникает риск избыточного роста стоимости энергоснабжения для потребителей — в случае, если объемы вводов генерирующий мощностей превысят объем спроса на них. При недостаточном спросе на электроэнергию возросший объем постоянных издержек электростанций будет переноситься в стоимость приобретения электроэнергии покупателями, причем вероятность этого возрастает не в связи с падением спроса на электроэнергию со стороны уже подключенных потребителей, а по причине сохраняющихся барьеров в подключении новых потребителей к электрическим сетям.

В качестве альтернативной инвестиционной политики может быть рассмотрено ускоренное выбытие наименее эффективных генерирующих мощностей. В этом варианте инвестиционная программа выполняется полностью, а больший, нежели запланированный, объем выбытия мощностей балансирует необходимый уровень резервов; при этом новые станции выходят на полную нормативную загрузку. В результате, согласно авторским расчетам, совокупные постоянные издержки генерации снижаются на 8—12%, а переменные издержки — на 19—22%.

Замещение устаревших мощностей может сопровождаться вводом новых технологических стандартов (например, по удельным расходам топлива, типам применяемого оборудования, и т.д.) или экологических требований, включая лимиты выбросов углекислого газа и загрязняющих веществ. Сценарий замещения устаревших мощностей позволит также сэкономить дополнительные объемы топлива.

Рынки мощностей в период после выполнения обязательной инвестиционной программы. Потребности в обеспечении высокого уровня инвестирования в сектор генерации останутся актуальными и после реализации. обязательной инвестиционной программы энергетики (конкретный период здесь будет зависеть от временных параметров ввода электростанций), причем идеологи реформы предполагали и предполагают, что соответствующие инвестиции будут осуществляться на основе их рыночной окупаемости и коммерческих инвестиционных решений. Между тем в подобного рода перспективных сценарных построениях не следовало бы уходить от проблемы вероятной цикличности в движении инвестиций и цен на конкурентных рынках. Эта проблема была поставлена западными разработчиками моделей системной динамики в электроэнергетике, в которых цикличность выводится из наличия обратной связи между ценами конкурентного рынка и объемами резервных мощностей, неполнотой и асимметрией информации участников данного рынка, а также влиянием временных лагов в принятии инвестиционных решений; авторами данного класса моделей одновременно было показано, что эффекты цикличности могут сглаживаться в случае введения платы за мощность в дополнение к доходам энергопроизводителей на рынке электроэнергии^[6].

Анализируя результаты применения отмеченного модельного инструментария к ряду национальных рынков, можно выявить выигрыш перехода к системе переменных платежей за мощность, обратно зависящих от объемов резервов мощностей; в этом случае конкурентный рынок способен обеспечить относительно высокий уровень коммерческих вводов мощностей при более низкой в сравнении с вариантом постоянных платежей стоимости энергоснабжения. В то же время, как отмечалось выше, цены российского рынка фактически не обладают чувствительностью к резервам, в связи с чем требуются радикальное улучшение раскрытия информации о резервах мощ­ности с последующим совершенствованием механизмов ценообразования на оптовом рынке энергии.

В заключение стоит еще раз подчеркнуть, что сформированная в результате «реструк­турирования» РАО «ЕЭС России» модель оптового рынка заключает исключительно высокие ценовые риски и риски дефицита генерирующих мощностей. При принципиальном сохранении этой модели то, что можно сделать для достоверной оценки таких рисков и для улучшения управления ими, сводится, во-первых, к повышению качества мониторинга рынка и раскрытию соответствующей информации (включая индикаторы средних тарифов приобретения электроэнергии и оперативный показатель резервов мощностей). Во-вторых, — к проведению (ради снижения текущей стоимости электроснабжения) мероприятий, связанных с улучшением экономической диспетчеризации действующих генерирующих мощностей и с дифференциацией тарифов новых и действующих электростанций (в том числе — платы за мощность). В-третьих, — к использованию при реализации обязательной инновационной программы варианта ускоренного выбытия наименее эффективных генерирующих мощностей, а также к применению в перспективе переменных платежей, обратно пропорциональных резервам мощностей.

Глава 2 Изменения в электроэнергетики в России в результате реформ

2.1 Изменения в проведении ремонтных работ после реформы

В ходе реформы ремонт, наравне с генерацией и сбытами, был выделен в конкурентный вид деятельности. Ремонтные предприятия получили возможность работать на рынке и распоряжаться прибылью.

На рынке появилось много ремонтных организаций. Вместе с тем значительно упало качество их работы, была разрушена система контроля. Кроме того, очень скоро руководители ремонтных предприятий поняли, что переквалифицироваться для выполнения других видов деятельности, например строительства, гораздо выгоднее, чем заниматься ремонтами энергообъектов. Это отрицательно сказалось на качестве ремонтных работ в электроэнергетике.

С целью оптимизации затрат генерирующие компании стали экономить не только на научных исследованиях, но и на ремонтных работах. Подбор ремонтных компаний проходит по принципу аукциона. По мнению экспертов, профессиональные энергетики зачастую к подбору ремонтных компаний и составлению планов ремонтов не допускаются. В результате технически некомпетентный менеджмент может выбрать по конкурсу такую же некомпетентную ремонтную компанию, но предлагающую более выгодные финансовые условия^[7].

Ситуация усугубляется высоким износом оборудования, как генерирующего, так и сетевого, которое постоянно нуждается в ремонте.

В отдельный блок эксперты также выделили проблему коррупции. Именно при проведении ремонтов отмечено большое количество случаев воровства. Причина тому — отсутствие четких правил и регламентов для проведения и контроля ремонтных работ. Если с затратами на топливо все понятно — ясна цена топлива и его необходимое количество, то с ремонтными работами все сложнее. Региональная энергетическая комиссия (РЭК) не будет проверять, выполняются ли все заявленные при утверждении тарифа ремонтные работы.

Выведение ремонтов в конкурентный вид деятельности специалисты считают ошибкой реформирования. Государство, в лице надзорных органов, фактически не имеет права вмешиваться в производственную политику частных компаний. А большинство генераторов являются акционерными обществами и самостоятельно проводят ремонтные кампании. Поэтому проведение ремонтов остается фактически вне контроля.

При проведении реформы, по мнению ряда экспертов, сложилась иллюзия, что собственники будут корректно и ответственно относиться к оборудованию генерации. Однако каждого собственника в первую очередь волнует вопрос получения прибыли, а надежность системы и ее безаварийная работа — во вторую очередь.

Профессиональные энергетики призывают государство активнее контролировать деятельность генерирующих компаний и следить за выполнением ремонтных работ.

Понимая необходимость контроля за качеством ремонтов и строительства энергообъектов, генераторы были вынуждены решать проблему разными способами. И сегодня, по признанию специалистов, очень многие ремонтные предприятия представляют собой компании, аффилированные с генерирующими компаниями. Это является возвратом в дореформенное время.

Многие эксперты обозначили необходимость наделения надзорных органов полномочиями для вмешательства в политику проведения ремонтных и строительных работ частными генерирующими компаниями. В то же время это приведет к нарушению принципов реформирования.

2.2 Социальныей и кадровые проблемы в послереформенной энергетике

Практически все эксперты были солидарны в том, что «человеческий фактор» продолжает играть в отрасли определяющее значение. Нерешенность кадровой проблемы может привести к снижению надежности работы всей системы. Именно поэтому участники исследования уделили особое внимание кадровому вопросу.

Профильные специалисты могут эффективно работать в электроэнергетике при условии, что каждый будет заниматься своим делом: специалисты-энергетики — техническими вопросами, менеджеры — управлением. В современных условиях очень важны и те, и другие специальности.

Важный аспект проблемы связан с изменением процедуры назначения управленческих кадров. Во многом причиной недоверия между технарями и менеджерами стало изменение механизма назначения на руководящие должности. В основном кадровые решения принимает акционер, которого большинство работников компании никогда не видели. Часто управленческие решения имеют политический характер^[8].

Еще одной гранью кадрового вопроса являются сокращения инженерных кадров.

Обеспечен ли равный доступ к инфраструктуре всем производителям и потребителям электроэнергии. Готовы ли потребители к либеральным преобразованиям в отрасли. Какими будут социальные последствия либеральных преобразований.

Как показал опыт проведения либеральных преобразований в других странах, без существенного роста тарифов невозможно окупить инвестиции, вложенные в модернизацию электроэнергетики.

Таким образом, все преобразования будут оплачивать потребители через плату за электроэнергию и мощность. Российские потребители уже почувствовали это. Так, существенно был повышен тариф на передачу для ФСК, растут и тарифы на новую мощность (генерирующие компании активно лоббируют значительное повышение платы за новую мощность). В 2010 году тариф на услуги ФСК повысился на 51%, до 87,87 тысячи рублей за 1 МВт в месяц. В 2011 и 2012 годах тариф ФСКувеличится на 32,85 и 24,72% соответственно^[9].

Государство вынуждено выступать на стороне потребителей и сдерживать рост тарифов. Многие эксперты именно с этим фактором связывают затягивание введения долгосрочного рынка мощности.

Государство находится между двух огней. С одной стороны, на регулирующие органы давят потребители, доходы которых не позволяют оплачивать резкий рост тарифов, с другой стороны — генераторы, заинтересованные в запланированном возврате инвестиций. Соответственно, любое решение в области тарифообразования вызовет недовольство и протест либо того, либо другого из участников рынка, либо обеих сторон.

Пока государство не решилось перевести население на 100-процентную оплату электроэнергии. Изначально предполагалось осуществить переход на полную оплату в 2014 году, но в последнее время об этих планах упоминают все реже. Новые сроки официальные лица предпочитают не называть.

На новую модель отрасли перешла старая система перекрестного субсидирования, которая снижает тарифы для населения за счет повышения тарифов для промышленности.

Перевод населения на 100-процентную оплату электроэнергии может также привести к значительным социальным рискам, так как стоимость электроэнергии в таком случае неизбежно повысится.

В условиях кризиса, когда социальная напряженность в стране возросла, вероятность отмены перекрестного субсидирования очень мала.

В итоге потребители электроэнергии оказались в самом невыгодном положении. Затраты на реализацию инвест программ генерирующих и сетевых компаний, проведение модернизации и ремонтов мощностей легли на плечи конечного потребителя — населения, предприятий^[10].

Для частных лиц плата за электроэнергию в 2009 году возросла на 25%, а в 2010 году увеличилась в среднем на 10% по стране; для предприятий и организаций этот показатель вырос на 19% в 2009 году и на 7,6% в 2010 году. Цены на электроэнергию еще будут расти, так как устаревшим генерирующим и сетевым мощностям необходим ремонт, а государство требует введения новых генерирующих мощностей^[11].

Все это — затратные мероприятия, на которые ни у государства, ни у генерирующих компаний нет достаточного количества денег.

Единственная выгода для потребителя заключается в том, что при обновлении мощностей энергетических компаний безопасность ЕЭС возрастет и подача электроэнергии будет стабильной. Эксперты отмечают, что при модернизации мощностей изменится сама структура тарифа.

Но простого потребителя больше волнует стоимость электроэнергии здесь и сейчас, чем ее компоненты, возмещенные в будущем.

2.3 Перспективы российской электроэнергетики

В целом, на основе прогнозов экспертов по поводу будущего российской энергетики условно можно выделить три модели будущего отрасли.

Вертикально-интегрированная модель. Эксперты отметили появление тенденции создания в отрасли вертикально-интегрированных компаний, объединяющих генерирующие и сбытовые активы. Эта консолидация стала основным трендом.

Довольно распространенной, по оценкам экспертов, является практика создания аффилированных структур (сбытовые компании являются частью генераций). В целом можно сказать, что идея объединения и укрупнения уже «бродит в головах участников рынка».

Одним из вариантов реализации этой модели является закрепление генерирующих компаний за определенными регионами. Территориальная модель отрасли предполагает, по мнению экспертов, интеграцию компаний с последующим созданием 5~6 крупных генераторов.

Эксперты отметили, что вопреки логике реформы интеграция уже происходит. Генерирующие активы переходят в крупные холдинги. Подобная модель, по мнению экспертов, не исключает конкуренции. Но в данном случае чаще всего речь идет о конкуренции с транснациональными компаниями.

Основными причинами наметившейся тенденции создания в электроэнергетике вертикально-интегрированных компаний эксперты считают:

-отсутствие четкого государственного курса на завершение либеральных преобразований;

-интересы пришедших на рынок крупных игроков, таких как «Газпром», Холдинг КЭС, «Лукойл»;

-отсутствие конкуренции^[12].

Некоторые эксперты в тенденции формирования вертикально-интегрированных компаний в электроэнергетике видят положительные стороны и считают, что создание таких компаний — процесс логичный. По их мнению, формирование мощных вертикально-интегрированных холдингов - благо для отрасли, так как позволит решить многие проблемы.

Государственно-монополистическая модель. В случае реализации этого сценария доминирующее положение в отрасли будет занимать государство в лице одной энергетической компании.

Монополистический сценарий может быть реализован через объединение государственных активов ИНТЕР РАО, «РусГидро», ФСК. Предпосылки к этому, по мнению экспертов, созданы. В ноябре 2009 года экс- председатель правления ИНТЕР РАО Евгений Дод возглавил правление «РусГидро». Кроме того, к объединенной структуре может быть присоединена Федеральная сетевая компания и ряд сбытовых компаний. Тогда электроэнергетика приобретет вид газовой отрасли, где объединенные ИНТЕР РАО и «РусГидро» займут доминирующее положение, а всем остальным компаниям придется договариваться и с ними^[13].

Возвращение к контролю государства над всеми активами будет означать свертывание либеральных преобразований.

Либеральная модель. Этот сценарий предполагает полное соблюдение идеологии логики либеральных преобразований. По мнению экспертов, ход реформы показал, что либеральные преобразования в России уже скорректированы как по срокам, так и по идеологии. Не решены основные задачи реформирования, смещены сроки реализации принципиальных положений реформы.

Как считает часть экспертов, при проведении реформы возникла иллюзия, что созданная модель будет самонастраиваться и развиваться в нужном направлении. Отрасль действительно стала развиваться, но не в том направлении, как ожидали авторы преобразований.

Неконтролируемое развитие ситуации. Реализация этого сценария связана с возникновением непрогнозируемых форс-мажорных обстоятельств (аварии, экономические риски, социальные протесты, смена политического курса). Эксперты не исключают реализацию этого сценария, хотя и считают его маловероятным^[14].

В целом эксперты были единодушны в том, что гарантиями благополучного будущего отрасли являются восстановление системности работы энергетики, усиление контроля государства за деятельностью частных собственников в области обеспечения безопасности.

Заключение

В течение многих десятилетий электроэнергетика во всем мире была регулируемой и оставалась практически единственным островком плановой экономики и регулируемых цен даже в странах со зрелой рыночной экономикой. Лишь в последние 15-20 лет пришло понимание того, что электроэнергетика вовсе необязательно должна быть естественной монополией и во многих сферах электроэнергетики (например, в производстве и сбыте) вполне могут быть введены конкурентные отношения, способствующие повышению эффективности работы отрасли.

Особенности производства электроэнергии приводят к тому, что рынки электроэнергии существенно отличаются от рынков других товаров. Поскольку в процессе торговли необходимо учитывать многочисленные физические ограничения, которые присущи производству и передаче электроэнергии, конструкции рынка электроэнергии имеют значительно более сложный характер.

Реформы, связанные с построением рынка электроэнергии, содержат противоречие, которое обусловлено следующим. Инженеры, или как в нашей стране принято говорить – профессиональные энергетики - опасаются, что при переходе к рыночным отношениям будут утрачены возможности управления электроэнергетикой как единой технологической системой и катастрофически снизится ее надежность. В свою очередь, экономисты-рыночники, к каковым в нашей стране относятся авторы реформы электроэнергетики, пытаются применить для рынков электроэнергии универсальные модели, используемые для других товарных рынков, и скептически относятся к разговорам об особенностях электроэнергетики. В зависимости от того, какая из этих групп преобладает при создании рынка, акценты в его проектировании сдвигаются в ту или иную сторону.

Выделяют три этапа реформы российской электроэнергетики.

Этап 1. 2001 - 2003 гг.:

-принятие Постановления Правительства РФ №526 от 11 июля 2001 года «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», которым были определены основные направления реформирования электроэнергетики;

- принят ряд основополагающих нормативных документов, в том числе Федеральный закон №35-ФЗ «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 года, устанавливающий правовые основы экономических отношений в сфере электроэнергетики.

Этап 2. 2003 - 2008 гг.

-реализованы основные действия по реорганизации РАО ЕЭС;

• -созданы новые компании: межрегиональные распределительные сетевые компании, федеральная сетевая компания, 20 генерирующих компаний оптового рынка, сеть региональных энергосбытовых компаний;
• - созданы новые компании, отвечающие за организацию работы рынков электрической энергии и мощности, разработку правил функционирования этих рынков, а также осуществляющих оперативно-диспетчерское управление электроэнергетическими режимами работы единой энергосистемы страны (ОАО «АТС», НП Совет рынка, ОАО СО ЕЭС);

- запущен оптовый рынок электрической энергии, а также розничные рынки;

- с 1 января 2007 года начался процесс постепенного увеличения доли электрической энергии, отпускаемой по нерегулируемым (свободным) ценам с одновременным снижением доли электрической энергии, отпускаемой по регулируемым ценам - так называемая либерализация рынка;

• - приняты Правила функционирования оптового и розничных рынков ПП РФ №643 от 24.10.2003 и ПП РФ №530 от 31.08.2006.

Этап 3. 2008 - 2010 г.г.

• -с 1 июля 2008 года прекратило существование РАО ЕЭС;
• -с 1 июля 2008 запущен рынок электрической мощности;
• -либерализация рынка мощности «догнала» либерализацию рынка электрической энергии.

Существуют мнения о том, отрезок времени 2010-2011 годов станет стал самым важным этапом в реформировании электроэнергетической отрасли, в котором проявились специфические отраслевые особенности посткризисной рецессии.

Библиография

• Басиева З.Г., Акоева И.В. Сущность и противоречия реформ в электроэнергетике // Экономика и предпринимательство. 2015. № 11-2 (64-2). С. 195-199.
• Брюханова Н. Трансформация института собственности в процессе реформирования электроэнергетики России// Общество и экономика. 2012. № 2 .- С. 151 -162
• Гительман Л., Ратников Б. Реформа электроэнергетики: ревизия или продолжение курса ?// ЭнергоРынок. 2011. № 9. С. 34-41
• Горяева К.А. Энергосбытовая отрасль России: специфика и экономические особенности//Интернет-журнал Науковедение. -2015. Т. 7. № 3 (28). С. 20-30
• Исправникова Н.Р.Д., Хамилонова И.В. Реформа электроэнергетики: некоторые итоги// Инновации и инвестиции.- 2012. -№ 4.- С. 61-69
• Корнюхова А.В. Состояние, проблемы и перспективы развития электроэнергетики России// Вестник Российского университета дружбы народов. Серия: Экономика. 2013. № 2. С. 48-60.
• Лясковская Е.А., Курбангалиев М.Р. К вопросу реформирования электроэнергетики РФ// Экономика, управление и инвестиции. 2014.- № 1 (3).- С. 9-12
• Максимов Б.К., Молодюк В.В. Электроэнергитика России: реформа надо продолжать// Вестник МЭИ. 2015. № 5. С. 50-57
• Мусаев Р.А., Черныш Ю.В. Итоги реформирования и перспективы развития российской электроэнергетики// Региональная экономика: теория и практика. 2014. № 29. С. 11-17.
• Найденова Н.В. // Российская электроэнергетика: после реформы// Вестник Саратовской государственной юридической академии.-2014.- № 5 (100). -С. 133-140
• Редькин И.В. О концептуальных проблемах и задачах правового регулирования рынка электроэнергии // Закон. - 2015.- № 1.- С. 45-54.
• Семиколенов А.В. Оценка эффективности проводимых в электроэнергетики реформ с позиции инстуционализма // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2015. № 5. С. 141-144.
• Суслов Н.И., Черная Н.В. Тарифы на электроэнергию как отражение реформ электроэнергетики// Регион: Экономика и Социология. 2012.- № 3 (75). -С. 152-166
• Чернавский С.Я. Реформы Российской энергетики: успехи и неудачи// Журнал новой экономической ассоциации. - 2014.- № 3 (23).- С. 165-168
• Эльбакян А.М. Современное состояние электроэнергетики// Экономические науки. 2014. - № 118.- С. 67-72

1. Горяева К.А. Энергосбытовая отрасль России: специфика и экономические особенности//Интернет-журнал Науковедение. -2015. Т. 7. № 3 (28). С. 25 ↑

2. Суслов Н.И., Черная Н.В. Тарифы на электроэнергию как отражение реформ электроэнергетики// Регион: Экономика и Социология. 2012.- № 3 (75). -С. 160 ↑

3. Эльбакян А.М. Современное состояние электроэнергетики// Экономические науки. 2015. - № 118.- С. 71 ↑

4. Мусаев Р.А., Черныш Ю.В. Итоги реформирования и перспективы развития российской электроэнергетики// Региональная экономика: теория и практика. -2014.- № 29.- С. 15 ↑

5. Басиева З.Г., Акоева И.В. Сущность и противоречия реформ в электроэнергетике // Экономика и предпринимательство. 2015. № 11-2 (64-2). С. 197 ↑

6. Исправникова Н.Р.Д., Хамилонова И.В. Реформа электроэнергетики: некоторые итоги// Инновации и инвестиции.- 2012. -№ 4.- С. 67 ↑

7. Найденова Н.В. // Российская электроэнергетика: после реформы// Вестник Саратовской государственной юридической академии.-2014.- № 5 (100). -С. 137 ↑

8. Лясковская Е.А., Курбангалиев М.Р. К вопросу реформирования электроэнергетики РФ// Экономика, управление и инвестиции. 2014.- № 1 (3).- С. 10 ↑

9. Брюханова Н. Трансформация института собственности в процессе реформирования электроэнергетики России// Общество и экономика. 2012. № 2 .- С. 160 ↑

10. Чернавский С.Я. Реформы Российской энергетики: успехи и неудачи// Журнал новой экономической ассоциации. - 2014.- № 3 (23).- С. 167 ↑

11. Гительман Л., Ратников Б. Реформа электроэнергетики: ревизия или продолжение курса ?// ЭнергоРынок. 2011. № 9. С. 40 ↑

12. Семиколенов А.В. Оценка эффективности проводимых в электроэнергетики реформ с позиции инстуционализма // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2015.- № 5. -С.- 143 ↑

13. Корнюхова А.В. Состояние, проблемы и перспективы развития электроэнергетики России// Вестник Российского университета дружбы народов. Серия: Экономика. 2013. № 2. С. 58 ↑

14. Редькин И.В. О концептуальных проблемах и задачах правового регулирования рынка электроэнергии // Закон. - 2015.- № 1.- С. 47 ↑