Условия реформирования электроэнергетики в России

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследования. Электроэнергетика – сложный технологический комплекс, где цена ошибки чрезвычайно велика. Электроэнергия в современном мире – не просто товар повседневного спроса. Она формирует образ жизни людей. Без нее невозможна работа промышленности и транспорта. Сбои в энергоснабжении могут не только повлиять на них, но и привести к техногенным катастрофам, создающим угрозу самой жизни. Именно поэтому реформа электроэнергетики неоднократно откладывалась не только в России, но и в мире. Хотя в профессиональном сообществе давно было общепризнанно, что альтернативы либерализации электроэнергетики нет, и обсуждались темпы проведения реформ, специфика страны и данного рынка, насколько радикальна может быть модель отделения генерации от сетей.

В нашей стране реформа электроэнергетики началась позже, чем во многих других странах. Однако она была проведена до реформ в других монополиях, более быстрыми темпами и оказалась более радикальной.

Характерно, что в Европе реформу электроэнергетики проводят либо сами собственники ради повышения эффективности, либо энергетики под давлением властей и потребителей, продукция которых теряет конкурентоспособность из-за высоких тарифов. В России все наоборот (и другого такого случая нет в мире): инициаторами либерализации выступили наемные менеджеры во главе с Анатолием Чубайсом, которые пришли в РАО «ЕЭС России» в конце апреля 1998 года.

Следует отметить, что идея демонополизировать электроэнергетику возникла еще в начале 1990-х годов. По инициативе Госкомимущества, которое тогда возглавлял Анатолий Чубайс, в 1992 году было образовано РАО «ЕЭС России», и тогда же в докладе заместителя председателя данного ведомства Петра Мостового прозвучала эта идея. А реализовывать ее начал Борис Немцов. Всего через месяц с небольшим после вступления в должность первого вице-премьера он сумел подготовить и подписать у Бориса Ельцина один из самых значительных реформаторских документов 1990-х годов – Указ Президента РФ «Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» от 28 апреля 1997 года № 426. Указ «покушался» сразу на четыре монополии: на электроэнергетику, газовую отрасль, железные дороги и связь. Предлагалось разделить потенциально конкурентные и монопольные виды деятельности, создать рынок среди конкурентных, свести до нуля долю государства в них, увеличить присутствие государства в монопольных видах деятельности и в отношении них усилить регуляторные полномочия. Подробнее и лучше других была прописана электроэнергетическая часть. Она во многом и была воплощена.

Новая команда, в которой были экономисты, юристы, финансисты и профессиональные энергетики, начала свою работу в РАО «ЕЭС России» с анализа ситуации и разработки «Программы действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике Российской Федерации». Программа была утверждена советом директоров компании в августе 1998 года. В результате анализа стали очевидными масштаб и сложность накопленных в электроэнергетике проблем. Поэтому сначала предстояло навести элементарный порядок с помощью антикризисного управления, стабилизировать ситуацию и только потом можно было приступать собственно к глубинной реформе.

Предмет исследования – реформа электроэнергетики в России за период 2001-2010 годы.

Цель работы – исследование реформы электроэнергетики в России.

Задачи:

1. Изучить условия реформирования электроэнергетики в России.

2. Раскрыть сущность реформы электроэнергетики в России за 2001-2010 годы.

3. Проанализировать результаты реформирования электроэнергетики в России в 2001-2010 годы.

Глава 1. Условия реформирования электроэнергетики в России

1.1 Предпосылки реформирования электроэнергетики

Электроэнергетика в России испытывает трудности, начиная ещё с 1980-х годов, когда стали проявляться первые признаки стагнации: обновление производственных мощностей не успевало за ростом потребления электроэнергии. Впоследствии на это наложился общеэкономический кризис 1990х, в результате которого существенно сократился объем потребления электроэнергии, а процесс обновления мощностей практически остановился.

Электроэнергетика была «культовой» отраслью советской экономики. До середины 1980-х годов в нее вкладывались огромные деньги. Затем их объем стал существенно уменьшаться, и к началу 1990-х их поступление прекратилось вовсе. Аналогичная ситуация была и с вводом новых мощностей: огромные объемы в 1960-х и особенно в 1970-х годах, значительно меньшие – в 1980-х и полное отсутствие в 1990-х годах [8].

Бурные преобразования 1990-х годов и даже создание РАО «ЕЭС России» (в ноябре 1992 года) не вызвали в отрасли каких-либо содержательных изменений. Она оставалась островком социализма, работавшим на тех же принципах, что и в прежние десятилетия: бесперебойное энергоснабжение и затратный способ образования цены. В итоге электроэнергетика проваливалась в финансовую яму, развал был катастрофический [15].

Уровень оплаты и отключения электроэнергии. В 1998 году уровень оплаты электроэнергии и тепла потребителями не дотягивал до 85%, причем на долю «живых» денег приходилось менее 20%, остальное составляли векселя, зачеты, бартер – кирпичом, цементом, самолетами, ширпотребом… Некоторым региональным дочерним компаниям РАО «ЕЭС» потребители задолжали столько, сколько те зарабатывали за 2–3 года [17]. Огромными были долги перед угольщиками, железнодорожниками, газовиками и налоговыми органами. Однажды налоговая служба просто арестовала счета компании. С большим трудом удалось избежать полного паралича системы, договориться о реструктуризации задолженности перед бюджетом. Не на что было закупать топливо, было заморожено строительство новых энергообъектов, до критического уровня сократились объемы ремонтных работ.

Средняя задолженность по зарплате составляла 6 месяцев, а в некоторых энергосистемах – 8–12 месяцев. Забастовки и даже голодовки энергетиков стали обыденным явлением. В 1998 году 20 энергосистем и федеральных станций находились на разных стадиях процедуры банкротства с реальной перспективой быть распроданными за долги и ликвидированными [9].

Любители красивых формулировок утверждали, что «энергетика кредитовала остальное народное хозяйство в трудное время реформ». Анатолий Чубайс: «На самом деле никто никого не кредитовал. Последовательно разрушали систему, руководствуясь принципом бесперебойного энергоснабжения. И дальше можно было двигаться таким образом, если бы это не было смертельным. Выбраться же из подобного состояния удалось лишь жесткими действиями. Эта жесткость касалась всех. Пришлось пойти на «веерные» отключения электроэнергии» [11].

Впрочем, для страны в целом (исключая Москву) отключения электроэнергии неожиданностью не являлись. Правда, при социализме они меньше затрагивали население, но в огромной степени – промышленные предприятия. Существовал жесточайший лимит электроэнергии. Ее распределяли Госплан, Госснаб и Минэнерго СССР, их органы на местах по указке ЦК КПСС и обкомов. Главным было обеспечить бесперебойное энергоснабжение. При этом никого не волновало, возмещаются затраты или нет. Все оценивал Госплан. И не важно было, заплатил потребитель в 5 раз меньше или в 20 раз больше, – энергетика все равно получала то, что ей положено, благодаря перераспределению ресурсов [20].

После создания РАО «ЕЭС» между ним (его сетевым хозяйством) и конечными потребителями (150 млн граждан плюс десятки миллионов юридических лиц) в регионах стояли перепродавцы – муниципалитеты, в собственности которых находились низковольтные распределительные сети[2]. Разложение в этом звене было даже масштабнее, чем в большой энергетике. Здесь была кормушка для местных властей, получавших деньги населения, которое в общем-то платило исправно. Перепродавец собирал, скажем, 100 единиц оплаты, а энергетикам платил только 20. Когда у перепродавцов накопились долги, новый менеджмент РАО «ЕЭС», не имея иного способа исправить ситуацию, стал их ограничивать. Например, если перепродавец не заплатил за 40% электроэнергии, ему соответственно ограничивали ее поставку, причем предупреждая об этом заранее. А дальше уже перепродавец сам решал, кого из своих клиентов отключить [13].

Нередко перепродавцы сознательно шли на обострение ситуации, отключая наиболее уязвимых потребителей, добиваясь взрывного, политического эффекта. Широко известна трагическая история, когда на операционном столе умер мальчик из-за того, что в больнице было отключено электричество за неуплату. За три года, пока менеджмент холдинга добивался прозрачности, 100%-й оплаты «живыми» деньгами, было три трагедии. И во всех случаях следственные органы доказали, что ответственность за случившееся лежит на перепродавцах. Хотя, когда масштаб задачи столь велик, не удается избежать конфликтов и жертв [15].

Летом 2001 года все директора энергосистем получили приказ председателя РАО «ЕЭС» провести переговоры с региональными органами здравоохранения, составить полный перечень объектов, в которых отключение электроэнергии может привести к критическим последствиям, оценить состояние их резервных источников питания и привести их в рабочее состояние, даже если это потребует от холдинга прямых вложений [16]. Итогом стала совместная программа РАО «ЕЭС» и Министерства здравоохранения по полной инвентаризации и приведению в порядок резервных источников питания по регионам. Постепенно выведение перепродавцов из цепочки, более жесткое планирование и исполнение муниципальных бюджетов исключили саму возможность перерывов энергоснабжения больниц и других уязвимых объектов.

С 2003 года в стране прекратились «веерные» отключения. Заметим, что часто годом отказа от них называют 2001 год. Это тоже правильно. Только в данном случае речь идет о «веерных» отключениях, совершаемых не перепродавцами, а непосредственно региональными энергокомпаниями. Состояние энергетики было таким, что она не могла покрыть начавшийся с 1999 года рост энергопотребления. Электроэнергии просто не хватало. Поэтому некоторое время сами энергокомпании практиковали такие отключения. В 2001 году данная практика была прекращена [18].

Организация сбыта электроэнергии. В условиях, когда главным было снабжение электроэнергией, а не ее продажа, в РАО «ЕЭС» и его дочерних компаниях попросту отсутствовали службы продаж. Некому было целенаправленно заниматься сбором денег, финансами. Ограничивались бухгалтерскими проводками, отражавшими это самое снабжение. Зато существовал специальный департамент бартерных операций и взаимозачетов, который браво рапортовал на заседаниях правления РАО «ЕЭС» о росте оборотов. Не секрет: где бартер – там воровство и коррупция, при бартере до половины оборота оседает в карманах чиновников. На момент введения антикризисного управления теневой оборот в системе оценивался в 8 млрд долларов в год [8].

Чтобы организовать сбыт за деньги вместо снабжения по бартеру, во всех энергокомпаниях были созданы сбытовые подразделения. Их руководители получили исключительно высокий статус, стали вторыми людьми в компании, наделенными широкими полномочиями. Были обучены более 500 человек по всей стране, разработаны стандарты и процедуры торгов. При этом нужно было учесть специфику разных регионов и категорий неплательщиков, а также массовое нежелание платить. В течение 1999 года удалось вывести из теневой и полутеневой сферы бартерных расчетов почти 1 млрд долларов [10]. Состоялись первые торги электроэнергией на конкурсной основе. С середины 1998 до конца 1999 года доля «живых» денег в платежах за энергию выросла до 49%, в конце 2000 года – до 100%. С января 2001 года в РАО «ЕЭС» расчеты в неденежной форме были официально запрещены и полностью исключены [10].

Наведение порядка во внутренних финансах. Энергокомпании, входившие в РАО «ЕЭС», не имели годовых бюджетов, а деньги расходовались исходя из того, кто из руководителей подразделений громче заявит о своих неотложных потребностях. Поэтому одним из первых шагов новых менеджеров стало составление бизнес-планов всего холдинга и каждой входящей в него энергокомпании. На основе бизнес-планов компьютерная программа формировала годовые бюджеты, расписанные календарно по потокам и по видам денег. Точнее, формировалось даже по два бюджета для каждой компании – денежный и зачетный. Причем объем второго поначалу был даже больше, так как именно взаимозачеты преобладали в обороте. Утвержденный бюджет передавался в казначейство, которое проводило только указанные в нем платежи – и никакие иные. Генеральный директор при всем желании ничего не мог изменить. Не всем это нравилось. Однако альтернативой работы по бизнес-плану было только увольнение [13].

В головной компании холдинга и в некоторых дочерних компаниях в 1999 году было введено четкое планирование всех доходов и расходов. Одновременно РАО «ЕЭС» перешло на подготовку финансовой документации в соответствии с международной системой финансовой отчетности (МСФО).

Формирование прозрачных отношений в сфере закупок. Досконально разбирались еще с одной чрезвычайно острой проблемой. В сфере закупок в РАО «ЕЭС» в 1998 году вращались огромные суммы – 320 млрд рублей. При этом не существовало никакой регламентации закупок, а о тендерах для поставщиков генеральные директора и слышать не хотели, ведь государственная собственность не побуждает торговаться с продавцом о снижении цены, сокращать издержки за счет эффективных закупок. Здесь создалась чрезвычайно благодатная среда для откатов и взяток [13].

Несколько лет у новых менеджеров ушло на то, чтобы сломать устоявшуюся систему и выстроить прозрачные отношения в сфере закупок. Процесс был довольно болезненным, за злоупотребления были уволены два генеральных директора энергокомпаний, еще несколько получили выговоры и взыскания. Пришлось разрабатывать регламенты на закупку буквально всего – топлива, сырья, материалов, турбин, ремонтных услуг. Был проделан колоссальный объем работы, в результате появилось столько регламентов, что в напечатанном виде они по весу тянули килограммов на двадцать. Через мощное сопротивление – опять же под угрозой увольнения – внедрялись конкурсы поставщиков [13]. В результате практически все закупки РАО «ЕЭС» и дочерних компаний удалось перевести на конкурсную основу.

В 2002 году была создана информационно-аналитическая и торгово-операционная система «Рынок продукции, услуг и технологий для электроэнергетики – В2В-Energo». С ее внедрением торговые операции стали проводиться через торговую площадку на сайте www.b2b-energo.ru, где благодаря полной прозрачности информации о сделках была исключена возможность ценового сговора: система сама выдает информацию о том, сколько реально на рынке стоит запрашиваемый товар. Холдингу РАО «ЕЭС» и его «дочкам» было официально запрещено покупать многие виды продукции без выставления заявки на этой площадке [12]. Технология достаточно проста: выставляется заявка с описанием требуемого имущества, товара. В течение определенного времени она должна находиться на сайте. Когда появляется встречное предложение от продавца, запускается автоматизированная процедура свода альтернативных предложений с минимизацией цены. После этого официально объявляется, кто победил и за какую цену. Эту процедуру невозможно обойти втемную [14].

Если старый менеджмент приходилось принуждать к проведению закупок через «В2В-Energo», то новые управленцы и собственники, пришедшие в энергокомпании в ходе реформы, пользовались электронной торговой площадкой добровольно, оценив ее эффективность. Она позволяла снижать цены закупок и коррупцию на всех закупочных процедурах. В 2006 году на электронных торгах через этот портал была заключена каждая четвертая сделка в холдинге, в 2007 году там закупалось до 60% товаров и услуг. Это позволяло экономить миллиарды рублей в год.

Погашение задолженностей. В 2001 году состоялась «сделка века» с участием Минфина РФ, правительства Чехии, РАО «ЕЭС» и чешской компании Falcon – реструктуризация долга России перед Чехией с одновременным налоговым зачетом долга РАО «ЕЭС» перед федеральным и местными бюджетами, а также внебюджетными фондами на сумму 58,4 млрд рублей и перед поставщиками: перед «Газпромом» – на 18 млрд рублей и «Росэнергоатомом» – на 5,3 млрд. По сравнению с 2000 годом налоговые перечисления в федеральный бюджет выросли в 2,2 раза, в местные бюджеты – в 1,5 раза. Неурегулированной задолженности не осталось. Если в 1999 году у РАО «ЕЭС» был убыток в 14,1 млрд рублей, то в 2001 году чистая прибыль составила 41,7 млрд [19].

Впервые за предшествующие годы осенне-зимний максимум 2001/2002 года был пройден без региональных энергокризисов с высокими запасами угля и мазута, на 30–40% превысившими плановые. Реально запасы угля были на 60% больше, чем в предыдущем году, мазута – на 45%. «Дальэнерго», самая критическая энергосистема, показала запасы угля в объеме 106% плана, несмотря на то что он был увеличен на 30%, Приморская ГРЭС – вторая «болевая точка» на Дальнем Востоке – 108%. В 2001 году, опять же впервые за все годы своего существования, РАО «ЕЭС» отработало с нормативной частотой 100% календарного времени (это показатель качества поставляемой потребителю энергии [20]

С 1998 по 2001 год, по данным РАО «ЕЭС», производство электроэнергии в холдинге выросло с 603,8 до 626,8 млрд кВт∙ч, численность персонала сократилась с 671,6 до 664,8 тыс. человек, то есть производительность труда увеличилась с 899 до 943 тыс. кВт∙ч на одного человека [17]. Если в 1999 году по МСФО компания имела чистые убытки в размере 14 млрд рублей, то 2001 год она завершила с чистой прибылью в размере 41,7 млрд рублей.

Таким образом, в 2001 году был завершен этап антикризисного управления. РАО «ЕЭС России» перешло к нормальному, неавральному режиму работы. Можно было приступать к собственно реформе электроэнергетики.

Структура отрасли электроэнергетики в России на начало реформирования представлена на рисунке 1 [8].

В противном случае, при дальнейшем расширении внешнеэкономического сотрудничества, российские предприятия проиграли бы экономическое соревнование не только на зарубежных рынках, но и на внутреннем рынке страны.

Рисунок 1 – Структура отрасли электроэнергетики в России в 2000 году [8]

Таким образом, после длительного периода разработки и обсуждения, начавшегося в 1998 году, реформа электроэнергетики в России официально стартовала 26 апреля 2003 года [1].

Таким образом, можно сделать вывод о том, что общая ситуация в отрасли характеризовалась следующими показателями:

1) по технологическим показателям российские энергокомпании отставали от своих аналогов в развитых странах;

2) отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению;

3) в отдельных регионах происходили перебои энергоснабжения, наблюдался энергетический кризис;

4) отсутствовала платежная дисциплина;

5) предприятия отрасли были информационно и финансово непрозрачными;

6) доступ на рынок был закрыт для новых, независимых игроков.

Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили бы существенно увеличить объем инвестиций в отрасли.

1.2 Цели и задачи реформы

Основная цель реформирования российской электроэнергетики – повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей (рисунок 2).

Правительство заявило о намерении произвести радикальные изменения в системе государственного регулирования отрасли, создать конкурентный рынок электроэнергии, организовать новые компании [6].

Рисунок 2 – Целевая структура отрасли электроэнергетики

В ходе реформы планируется изменить структуру отрасли: осуществить разделение естественномонопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создать структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

В естественномонопольных сферах должно происходить усиление государственного контроля [9].

Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании в перспективе должны стать преимущественно частными, образовав рынок электроэнергии, цены которого не регулируются государством, формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.

По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими [13]. Так, магистральные сети переходят под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети предполагается интегрировать в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору.

Активы генерации также 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 [12].

Процесс реформирования прежних электроэнергетических компаний (АО-энерго) начался в 2003 году и в 2005 году процесс реформирования охватил большинство АО-энерго. Было учреждено семь ОГК, четырнадцать ТГК, четыре МРСК (рисунок 3).

Рисунок 3 – Реформирование АО-энерго [16]

С 1 сентября 2006 года вступили в силу новые правила работы оптового и розничного рынков электроэнергии, в результате чего осуществлен переход к регулируемым договорам между покупателями и генерирующими компаниями, ликвидирован сектор свободной торговли (ССТ), запущен спотовый рынок – «рынок на сутки вперед» (РСВ). К 2011 году предусматривается постепенная замена регулируемых договоров на свободные (нерегулируемые) договоры. Наконец, 30 июля 2008 года прекратил своё существование крупнейший монополист – РАО ЕЭС [14].

Таким образом, в ходе реформы исчезает прежняя, монопольная структура электроэнергетики: большинство вертикально-интегрированных компаний сходят со сцены, на смену им появляются новые компании целевой структуры отрасли.

Глава 2. Сущность реформы электроэнергетики в России за 2001-2010 годы

2.1 Проблема конкуренции

Формирование конкурентной среды – ключевой вопрос рыночных преобразований в электроэнергетике.

Нобходимые условия эффективной конкуренции на оптовом рынке:

1. Наличие значительных избыточных мощностей и некоторого оптимального количества энергокомпаний. Это необходимое условие для конкуренции: предложение должно превышать спрос [15]. По имеющимся оценкам, для эффективной работы рынка указанный резерв должен быть не менее 30-40%. Природа возникновения подобного резерва – низкие инвестиционных рисков в прошлом, когда спрос снижался, в энергосистемах накапливались свободные генерирующие мощности, которые выводились из эксплуатации, тем более что технический прогресс к тому времени предоставил новые возможности. Но когда при свободном конкурентном ценообразовании риски переходят к владельцам генераторов, ситуация кардинально меняется. В частности, интерес к новым вводам, которые должны поддерживать конкурентную среду, резко снижается. Реализуются только малокапиталоемкие и быстро окупаемые проекты, что для современной электроэнергетики недостаточно [17]. Причем в условиях инфляции и роста цен на топливо проблема новых вводов усугубляется. И как результат – взлетают цены на спотовом рынке, где предложение падает по отношению к спросу. Но если конкуренция угасает, включается регулятор, т.е. результативность свободного рынка по существу сводится на нет.

2. Достаточное развитие сетевой инфраструктуры

3. Наименьшие режимные ограничения (отсутствие или небольшая доля АЭС, ГЭС и ТЭЦ).Реально конкурировать способны только участники рынка, находящиеся в одинаковых стартовых условиях. Между тем для электроэнергетики характерна режимная специализация объектов генерации. По существу, это разные «весовые категории». Не может же пиковая ГТУ соперничать с базовой АЭС, угольная ТЭС – с газовой, ТЭЦ – с КЭС и т. д. Значит, теоретически следует обеспечивать избыточность мощностей в каждой группе однородных по режиму использования в энергосистеме электростанций. В противном случае объем собственно конкурентного рынка становится пренебрежимо малым [17].

4. Относительно низкие и стабильные цены на природный газ как высокоманевренное «рыночное» топливо для ТЭС.

5. Широкий диапазон дифференциации стоимости генерации среди участников рынка (в части переменной составляющей издержек). Конкуренция в классической трактовке предполагает прекращение производства при высоких издержках и даже уход с рынка. Но это принципиально неосуществимо для подавляющего большинства электростанций. Даже по остановленным мощностям требуется оплачивать как минимум постоянные издержки для поддержания готовности оборудования. Риск не продать электроэнергию однозначно отсутствует для АЭС, ГЭС, ТЭЦ, крупных угольных ТЭС [15]. Таким образом, граница конкурентного рынка сужается до такой степени, что цены перестают служить действенными сигналами для инвесторов, как это предполагалось при его проектировании. Для субъектов спотового рынка, участвующих в аукционах ценовых заявок, установлены достаточно щадящие правила, слабо мотивирующие конкурентное поведение. Если не продал на рынке «на сутки вперед» – продашь на балансирующем, там не продал – перешел на рынок резервов и т. д. Почасовые цены сильно колеблются от суток к суткам, так как при одном и том же спросе предложение может быть разным (вывод энергоблоков в ремонт, сезонное изменение выработки на ГЭС и др.). Это требует загрузки относительно менее эффективных генераторов, замещающих более «дешевые» установки.

6. Благоприятный инвестиционный климат (низкая инфляция, приемлемая стоимость заемного капитала и др.).

7. Относительно высокие доходы населения и энергосберегающая активность в производственном потреблении, что способствует снижению чувствительности потребителей к растущим ценовым нагрузкам.

Все эти факторы говорят о том, что в процессе выработки электроэнергии на действующих электростанциях поддержание конкуренции в качестве стабильного мотивирующего инструмента малоперспективно (хотя в принципе нельзя исключить такую возможность в отдельные периоды времени и в отдельных энергосистемах) [14].

Что касается розничного рынка, то разделение распределения и сбыта электроэнергии по разным компаниям имеет смысл только при условии реальности создания эффективной конкурентной среды на данном рынке. Для этого необходимо выполнение следующих требований:

1) наличие некоторого количества равновеликих энергосбытовых компаний (ЭСК), имеющих полную свободу действий по привлечению клиентов на определенной территории; причем это не должна быть олигопольная схема деления рынка на зоны обслуживания (как в сегодняшней практике);

2) все ЭСК обязаны соответствовать общепринятым критериям финансовой устойчивости и платежеспособности [2];

3) в отношении любой лицензированной ЭСК недопустима дискриминация со стороны производителей (генераторов) при заключении прямых договоров как на оптовом, так и на розничном рынках;

4) наряду с ценовой должна присутствовать и неценовая конкуренция между ЭСК в части предоставления клиентам набора дополнительных услуг (различные схемы расчетов, энергосберегающие проекты, комплексные поставки тепло- и электроэнергии и т. д.) [4];

5) клиенты (потребители) должны иметь не только возможность, но и заинтересованность в смене поставщика.

Вероятно, в связи с объективной инерционностью «большой» электроэнергетики и отсутствием достаточных избыточных мощностей ценовой диапазон для ЭСК на оптовом рынке будет весьма ограничен. Поэтому многое зависит от развития малой энергетики (распределенной генерации) на розничном рынке, наличия неценовой конкуренции и динамичности потребителей в отношении выбора поставщиков [6].

Если перечисленные условия отсутствуют, то необходимо выяснить, какие последствия вызывает дезинтеграция распределения и сбыта электроэнергии, прежде всего в ракурсе взаимоотношений энергокомпаний этих видов бизнеса между собой и с потребителями. В частности, речь идет о совершенствовании учета электропотребления, процедуре заключения новых договоров, ответственности за надежность электроснабжения, устранении коммерческих потерь и повышении платежной дисциплины. Здесь главное — оценить изменения в издержках и результативности указанных видов деятельности.

2.2 Реформа электроэнергетики и кризис

Электроэнергетика переживает непростые времена. Упрощённо, государство распродало генерирующие объекты под обещания инвесторов вложить в стройки около 1 триллиона рублей. План базировался на стабильности экономики и не предвидел возможности кризиса, что и стало главной проблемой в сегодняшних условиях [20].

С одной стороны, как признал В.Синюгин, заместитель министра энергетики, правительство готовится пересмотреть генеральную схему размещения мощностей. Это значит: часть строек будет отменена, другие приостановлены. С другой стороны, многое уже начато, и бросать нельзя, в том числе по чисто техническим причинам. Эксперты говорят о сокращении ввода объектов в два-три раза. Программа А.Чубайса исходила из роста потребления в 4,2% в год, откуда и взялась цифра потребностей: 37 гигаватт новых генераций к 2012 году. Уже ясно, что столько не понадобится, но те же эксперты признают: вдвое-втрое снижать рост потребностей тоже неразумно.

Инвесторы нервничают. Хотя осенью, на первой волне кризиса, правительство дало понять, что госкомпании за срыв программ карать не будет, но по некоторым источникам, сейчас готовятся проверки исполнения инвестпрограмм частниками.

Специалисты считают, что разумно не вычеркивать объекты из генеральной схемы, а продлевать сроки их ввода. Да, генсхема оказалась с завышенными показателями – но это было ясно и до кризиса. Возможно, в 2012 году не нужны будут 37 гигаватт, но они могут потребоваться в 2020-м. Приоритет будет отдан регионам с энергодефицитом (Урал, Центр), а также главным стройкам – Сочи-2014 и саммиту АТЭС во Владивостоке (хотя некоторые и сомневаются в реальности возведения всех намеченных строек дальневосточного форума) [12].

Как тяжело отказываться от начатого, видно на примере Богучанской ГЭС. Стартовавшая в советские годы станция была заброшена из-за недостаточного финансирования, однако в 2005 году ее решено было реанимировать, благодаря плану развития Нижнего Приангарья, ядром которого были достройка и строительство рядом с этой ГЭС алюминиевого завода. Теперь, когда РУСАЛ ввиду падения мировых цен на алюминий испытывает серьезные финансовые проблемы, строительство завода приостановлено. Но продолжается строительство сетей и ГЭС. Некоторые эксперты говорят, что стройку надо замораживать. Но, похоже, это уже невозможно – технологически точка невозврата пройдена [17].

При незапуске ГЭС энергодефицит будет угрожать региону уже через несколько лет. Под будущую ГЭС бизнес успел развить лесные и золотодобывающие мощности. Уже с этого года с перспективой до 2011 года дефицит может достигнуть 600 мегаватт. Заявки поданы от муниципалитетов, золотодобытчиков, лесной промышленности. В бюджеты, и в местные в том числе, миллиардные суммы налоговых поступлений уже заложены и под них уже приняты и реализуются разного рода социальные программы. Кроме того, 10 тысяч человек заняты на стройке и уже переселены в регион. Также неизвестно, кто компенсирует убытки подрядчикам.

На собственно консервацию станции необходимы 7,3 миллиарда рублей уже в этом году. Ни в одном бюджете, в том числе в РусГидро, не говоря о РУСАЛе, таких денег нет. Но даже затраты на консервацию дела не спасут, говорят эксперты. Богучанская ГЭС не единственный пример [17].

Насколько болезненной окажется перекройка карты размещения мощностей, показывает один пример: сомнительные объекты (еще не начатые, от которых, казалось бы, можно легко отказаться) находятся в точках энергодефицита. Сомнительные объекты нужно чем-то заменять, но чем? Несмотря на разговоры об альтернативной энергетике, проектов нет.

Хуже всего то, что под угрозой находится один из самых привлекательных для инвесторов, поверивших в российскую энергетику, объект – свободный рынок электроэнергии. Либерализация была одним из столпов реформы: инвестору нужны гарантии допуска к сети, то есть возможность продажи своего электроэнергии и возврата инвестиций [18].

План Чубайса оказался плох лишь одним – он не учел мировой финансовый кризис. Его можно было спрогнозировать еще осенью 2007 года, когда разразился банковский кризис ликвидности – его-то многие и расценили как звонок в преддверии мирового кризиса. Вероятно, в этот момент стоило хотя бы отложить ликвидацию РАО на некоторое время, но что дала бы эта мера, также в большей степени непонятно.

Таким образом можно заключить следующее. Реформирование электроэнергетики России было начато в 2001 году и на сегодняшний день еще продолжается. Основная идея реформирования электроэнергетики заключалась в отделении производства (генерации) электроэнергии, ее транспортировки и непосредственно сбыта (продажи) электроэнергии конечному потребителю друг от друга и сформировать таким образом конкурентный энергорынок [16].  В результате, существовавший на момент начала реформы электроэнергетический монополист РАО «ЕЭС России» был разделен на множество генерирующих, элекстросетевых и энергосбытовых компаний. Благодаря проведению реформы в модернизацию электроэнергетики РФ удалось привлечь сотни миллионов частных инвестиций, в том числе и иностранных. Однако, в последние 3−4 года влияние государства в отрасли существенно возросло. На сегодняшний день примерно 75% генерирующих мощностей контролируется госкомпаниями (такими как Интер РАО и Газпромэнергохолдинг) и 25% частными инвесторами [13].

Глава 3. Результаты реформирования электроэнергетики в России в 2001-2010 годы

3.1 Программа реформирования отрасли электроэнергетики в России

Суть реформы российской энергетики была сформулирована в «Программе действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике РФ»: создание общероссийской и региональных электросетевых компаний, создание саморегулируемой рыночной среды, развитие конкуренции в производстве и сбыте электроэнергии, формирование генерирующих и сбытовых компаний. Именно по этому плану и пошла реформа. Правда, сам план появился позже – 11 июля 2001 года, когда было принято Постановление Правительства РФ № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации». Обычно этот день называют датой начала реформы. Детальный же сценарий, прописанный «Концепцией стратегии РАО «ЕЭС России» на 2003–2008 годы», был одобрен советом директоров РАО «ЕЭС» только 29 мая 2003 года. То есть принятию окончательного варианта концепции реформирования отрасли предшествовало пять лет обсуждений и споров [17].

На старте реформы число ее противников многократно превышало число сторонников. Среди оппонентов были губернаторы, парламентарии, сенаторы, многие влиятельные чиновники в администрации президента и правительстве, профессиональная энергетическая элита. У авторов реформы зачастую возникало ощущение, будто обсуждается будущее не российской энергетики: чаще всего оппоненты выступали с безучастной позицией, их аргументы сводились к тому, почему реформу нельзя проводить, а не как сделать успешным развитие электроэнергетики в новых условиях [16].

Претензии условно можно было разделить на три группы. Первая касалась личности самого Анатолия Чубайса и не имела содержательных аргументов [17].

Сторонники второй группы претензий требовали сохранить Единую энергетическую систему России как достояние СССР, ссылаясь на то, что множество энергокомпаний мира, особенно в европейских странах, еще 20–30 лет назад существовали и развивались именно так, причем в экономике в целом явного социализма и административно-плановой системы не было, а эти компании не были неэффективными. Наиболее ярым защитником советского прошлого был заместитель министра энергетики Виктор Кудрявый, не скрывавший, что рассматривает энергетическую монополию в собственности государства как структурный элемент всей будущей экономики страны [15].

Сторонники третьей группы оспаривали необходимость сохранения магистральных и распределительных сетей в монополии государства. Так, советник президента по экономическим вопросам Андрей Илларионов утверждал, что сети – такой же конкурентный сектор, как генерация, они должны быть частными, а инвестиции в энергетику – бессмысленный проект, поскольку приток инвестиций, тем более иностранных, ухудшает макроэкономические параметры и ослабляет рубль, а нам нужен отток капитала из страны [15].

Противодействие кардинальным переменам в электроэнергетике стимулировало менеджмент РАО «ЕЭС» на столь же активный поиск ответов на актуальные вопросы. После почти двух лет дебатов (с 1998 по 2000 год), казалось бы, авторы реформы победили. 3 ноября 2000 года Анатолий Чубайс объявил о том, что правительство фактически приняло решение о реструктуризации РАО «ЕЭС» и уже подготовлен соответствующий указ президента. Но 15 декабря Андрей Илларионов от имени президента выступил с резкой критикой концепции реструктуризации РАО «ЕЭС», которая предполагала отделение монопольных видов (диспетчеризация, передача электроэнергии) от тех, где возможно использование конкурентных механизмов (производство и сбыт электроэнергии). Позднее он объяснял, что критиковал концепцию «справа», с позиций либерализма и с учетом международного опыта, а волной воспользовались ее критики «слева» [12].

Сталкиваясь с противоречивыми мнениями, президент Владимир Путин решил систематизировать все подходы и оценки, выяснить, кто «за», кто «против» и почему, перепроверить аргументы оппонентов. Для этого в конце декабря 2000 года распоряжением президента была создана рабочая группа президиума Госсовета по вопросам реформирования электроэнергетики, которую возглавил томский губернатор Виктор Кресс. В нее вошли Андрей Илларионов, министр экономического развития и торговли Герман Греф, Анатолий Чубайс, член совета директоров РАО «ЕЭС» Борис Федоров, заместитель министра энергетики Виктор Кудрявый, представители администрации президента и руководители областных энергокомпаний. На рассмотрение группы было подано 14 концепций, но только две, представленные РАО «ЕЭС» и Министерством экономического развития и торговли (МЭРТ), предусматривали разделение отрасли по видам деятельности. Остальные отстаивали существование энергокомпаний в прежнем виде [19].

После бурных и долгих обсуждений 15 мая 2001 года рабочая группа Кресса одобрила подготовленный ею же проект концепции реформы электроэнергетики и представила его правительству. Однако эта работа не имела практического выхода.

Летом 2001 года Минэкономразвития и РАО «ЕЭС» смогли провести через правительство совместный вариант. Взяв его за основу, правительство приняло упомянутое Постановление № 526, которым были одобрены «Основные направления реформирования электроэнергетики». Реформаторы праздновали победу, полагая, что законы о реформе – дело техники. Однако на них ушло еще два года подготовки и обсуждений в Госдуме. Наконец 26 марта 2003 года президент подписал в пакете пять основных законов, ставших правовой опорой реформы [11]

Параллельно велась работа над «Концепцией стратегии РАО „ЕЭС России“ на 2003–2008 годы. 5+5». Свое цифровое название она получила потому, что за 5 лет (1998–2003 годы) была подготовлена база для реформирования РАО «ЕЭС», на реформирование компаний холдинга отводилось еще 3 года (к 2006 году из него должны были быть выделены все основные субъекты), еще 2 года требовалось на их доформирование и завершение корпоративных процедур. Таким образом, через 5 лет (в 2008 году) должна была быть сформирована целевая структура отрасли. В мае 2003 года совет директоров одобрил эту концепцию [10].

Дело было за правительством. 27 июня 2003 года оно своим распоряжением № 865-р утвердило «План мероприятий по реформированию электроэнергетики на 2004–2005 годы», который базировался на Концепции «5+5». Это было знаменательное событие. По сути, закончилась стадия политического противостояния, обсуждений и началась реальная практическая работа по «распаковке» энергокомпаний, изменению структуры отрасли.

3.2 Энергетические рынки

Важнейшей частью реформы электроэнергетики стало формирование системы рынков, включающей оптовый и розничные рынки электроэнергии, рынок мощности, рынки системных и сервисных услуг и рынок производных финансовых инструментов. На их создание и отладку у команды менеджеров ушло пять из десяти лет реформы, работа продолжается и поныне [9].

Оказалось, по сложности запуск рынков в электроэнергетике сопоставим разве что с запуском космического корабля. Сложности были связаны с политическим противостоянием, с формированием институциональной среды, организационных структур по управлению рынком, нормативно-правовой базы, программно-аппаратного комплекса, с обучением и повышением квалификации сотен специалистов.

Защитники святая святых энергетической системы – надежности страстно доказывали, что она и рынок абсолютно несовместимы. Где есть надежность, там не должно быть рынка. Будто в рыночной экономике можно создать такое изолированное пространство. Анатолий Чубайс: «Фундаментальный изъян этой логики в том, что при разумном и правильном подходе рынок – не антипод надежности, а инструмент ее достижения. Более того, если рынок игнорировать, он все равно проникнет в систему и тогда уж точно разрушит ее внутренние механизмы – и надежность в том числе. Что, впрочем, наглядно демонстрирует наше якобы бесплатное здравоохранение. В нем уже 15 лет не могут создать внятную концепцию рынка, прикрываясь аналогичными аргументами – несовместимостью рынка и заботы о жизни человека» [9].

Нащупывая правильный подход, нельзя было проигнорировать технологические особенности энергосистемы, ее технологическую целостность. Изолированное функционирование ее элементов создает риск аварии. Рынок электроэнергии можно сравнить с бассейном, в котором с одного конца вливается вода из многих труб, с другого – выливается из множества кранов. Разница в том, что в бассейне объем воды может увеличиваться или уменьшаться, а в энергетике – нет. Электроэнергию невозможно складировать и хранить. Каждый произведенный киловатт должен быть потреблен в данную секунду. И так 24 часа в сутки 365 дней в году. Иначе – авария. В этом и есть особое технологическое требование к отношениям в энергетике. Если его не выполнить, рынок будет разрушать технологию и надежность. И долго он не просуществует, потому что технология в электроэнергетике сильнее, чем рынок, по крайней мере, в краткосрочном режиме [8].

В современной электроэнергетике перекос как в экономическую, так и в инженерную сторону одинаково опасен. Чрезвычайно важно и сложно было найти в этом смысле взвешенные решения. Для экономиста энергосистема есть инструмент удовлетворения спроса на электроэнергию, любые действия по сокращению спроса для него абсурдны. С точки зрения инженера, выработка и потребление энергии (генератор и потребитель) – равноценные объекты управления, неотъемлемые части энергосистемы. Требуется постоянно поддерживать баланс в единой энергосистеме, если он нарушается, какие-то потребители отключаются. Для управления режимами используются система автоматического отключения нагрузки, система автоматического частотного регулирования и другие подсистемы [10].

Необходимо было учесть и существенные территориальные различия в организации энергетического комплекса страны. Изначально рынок был разделен на две ценовые зоны: первая – Европейская часть России с Уралом, вторая – Сибирь, изолированные друг от друга с точки зрения формирования цен и объемов продаваемой/покупаемой электроэнергии. Лишь в 2008 году, после двух лет функционирования рынка, начались их интеграция и переход на единую расчетную модель. Для энергосистем Дальнего Востока, Архангельской и Калининградской областей, Республики Коми пришлось ввести «неценовую зону» со своей нормативной базой и практикой работы. А такие изолированные регионы, как Камчатский край, Чукотский АО, Магаданская и Сахалинская области, центральный и северный районы Якутии, функционируют вообще без оптового рынка электроэнергии [11].

Основой системы рынков является модель конкурентного оптового рынка электроэнергии, запущенная 1 сентября 2006 года. Она предполагает его поэтапную либерализацию с тем, чтобы к 2011 году выйти на оптовую торговлю всем объемом электроэнергии по свободным ценам (за исключением объема, поставляемого населению). Оптовый рынок электроэнергии дополняется рынком мощности, который стимулирует производителей энергии вводить новые энергоблоки [13].

Первым шагом к рыночным отношениям в электроэнергетике стало создание Федерального (общероссийского) оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). Он был создан в соответствии с Законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ» от 14 апреля 1995 года и Постановлением Правительства РФ «О ФОРЭМ» от 12 июля 1996 года № 793.

Правда, называть ФОРЭМ рынком можно было лишь с натяжкой. На нем действовали отнюдь не рыночные механизмы формирования цены. Тарифы на электроэнергию и размер платы за услуги ФОРЭМ устанавливала Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК). На площадке ФОРЭМ свою продукцию продавали электростанции федерального уровня, генерирующие компании (группы электростанций), АО-энерго и другие производители электроэнергии. Основными покупателями электроэнергии были также региональные АО-энерго и конечные потребители (юридические лица) – оптовые покупатели, допущенные на ФОРЭМ [16].

Но даже такой «нерыночный» рынок многое изменил в отношениях участников энергетической цепочки. После его появления предприятия отказались покупать энергию у региональных АО-энерго и стремились выйти на прямые ее покупки на ФОРЭМ. Это вполне объяснимо. Ведь в цену энергии, которую продавали АО-энерго, включались расходы на перекрестное субсидирование льготных абонентов (население, бюджетные организации и др.). А при покупке на ФОРЭМ перекрестной составляющей в тарифах не было, в результате цена оказывалась ниже в 2 раза и более. Поэтому в 2001 году началось бегство промышленных предприятий от АО-энерго на ФОРЭМ [14].

Однако удалось это не более 20 промышленным предприятиям. Массовому выходу мешали технические сложности и административные барьеры. Формально выход на ФОРЭМ был открыт для любого предприятия, имевшего не менее 100 млн кВт∙ч годового потребления электроэнергии. На практике этому препятствовали региональные энергетические комиссии и РАО «ЕЭС России», потому что региональное АО-энерго, растеряв крупных покупателей (крупных предприятий) и лишившись части денег, необходимых для доплаты за льготных потребителей, неизбежно сталкивалось с необходимостью в одночасье повышать тарифы для населения и бюджетных организаций в 2 раза, что было недопустимо по политическим и социальным соображениям. Либо вся энергосистема должна была стать банкротом [20].

Проблема перекрестного субсидирования не снята и поныне. А ФОРЭМ прекратил свое существование в сентябре 2006 года. И это логично. После разделения региональных АО-энерго на конкурентные и монопольные виды бизнеса схема, по которой работал ФОРЭМ, стала мешать развитию энергосистемы. Так, на ФОРЭМ обязательным являлось соблюдение планового сальдо перетоков. То есть сбытовым подразделениям АО-энерго было удобнее загружать пусть даже неэффективные электростанции внутри конкретного региона, чем позволить потребителям получать более дешевую энергию извне. Такой механизм губил на корню зачатки конкуренции среди генерирующих компаний. Против конкуренции работал и механизм регулирования цен на ФОРЭМ [19].

Началом перехода от регулируемого оптового рынка к конкурентному стал запуск на ФОРЭМ сектора свободной торговли электроэнергией «5–15» в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» от 24 октября 2003 года № 643. Свое цифровое название сектор получил благодаря действующим на нем правилам: поставщик имел право продавать от 5 до 15% производимой им электроэнергии, а покупатель – приобретать до 30% собственного планового почасового потребления [18].

Этот сектор заработал 1 ноября 2003 года, когда энергетическая биржа «Администратор торговой системы» впервые в истории России провела торги электроэнергией в режиме «спрос – предложение». В торгах были зарегистрированы 6 покупателей и 7 продавцов – в основном дочерние компании РАО «ЕЭС России». В тот день в свободном секторе было реализовано около 13 тыс. МВт, или 1% объема российского потребления электроэнергии. Средневзвешенная цена проданной электроэнергии была на 5,3% ниже, чем государственные тарифы на ФОРЭМ (26,2 копейки против 27,8 копейки за 1 кВт∙ч) [18].

Со временем в операциях в свободном секторе стали участвовать многие «дочки» РАО «ЕЭС». Причем примерно треть участников торгов выступала сугубо в роли покупателей, треть – в роли продавцов, а треть – в зависимости от ситуации продавала или покупала энергию.

Сектор «5–15» стал своеобразным полигоном, на котором отрабатывались механизмы и принципы конкурентной торговли электроэнергией. Работа свободного сектора дала возможность наладить взаимодействие Системного оператора и АТС, спроектировать и проверить в работе все необходимое для биржевой торговли программное обеспечение. Главное – была подтверждена работоспособность созданной модели, внедренных рыночных механизмов и рыночной инфраструктуры [17].

Многие принципы, отработанные в секторе «5–15», перешли в новый оптовый рынок, пришедший на смену ФОРЭМ, в частности, принцип почасового планирования с почасовой ответственностью участников за его результаты, принцип узлового маржинального ценообразования, механизм проведения торгов, при котором их результаты максимально исполнимы физически.

С 1 сентября 2006 года были введены Новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности) и упразднен сектор свободной торговли электроэнергией «5–15». Запущенный тогда механизм часто называют Новым оптовым рынком электроэнергии и мощности (НОРЭМ) [15]. Эти правила изменили всю систему взаимоотношений покупателей и поставщиков электроэнергии (мощности). Запущенный оптовый рынок (рис. 3) пока не полностью конкурентный: до 1 января 2011 года он работает в режиме переходного периода – на нем существует три сектора. В регулируемом секторе электроэнергия продается по регулируемым тарифам, в секторе свободной торговли (рынок на сутки вперед и балансирующий рынок) – по свободным (конкурентным) ценам.

В течение переходного периода происходит либерализация рынка, то есть поэтапное сокращение доли регулируемого сектора. К началу 2011 года вся электроэнергия в России (за исключением объема, поставляемого населению) будет продаваться и покупаться по свободным, нерегулируемым ценам. Это и есть обязательное условие проведения реформы электроэнергетики.

Только в условиях свободного рынка возможно формирование справедливой цены электроэнергии, а следовательно, крупномасштабное привлечение частных инвестиций в отрасль. Кроме того, конкурентный рынок позволяет оптимизировать работу энергосистемы страны с тем, чтобы максимально загрузить наиболее эффективные станции, а наименее эффективные вывести в резерв или закрыть. Причем весь процесс оптимизации происходит автоматически, с минимальным вмешательством регулирующих органов [12].

Оптовый рынок электроэнергии устроен следующим образом: генерирующие компании выставляют свои предложения объемов производства и цены, покупатели заявляют свое потребление, а некоторые – и максимальную цену, которую готовы заплатить. Далее АТС проводит централизованный отбор ценовых заявок поставщиков. Разумеется, в первую очередь отбирается самая дешевая энергия, потом та, что подороже, а на самые дорогие лоты спроса может вообще не найтись. В результате неэффективные станции вынуждены простаивать (запасать выработанную энергию впрок невозможно). Во всех странах, имеющих свободный рынок электроэнергии, так и происходит: атомные и гидростанции, вырабатывающие самое дешевое электричество, работают постоянно с максимальной загрузкой, а дорогие газовые и угольные электростанции включаются только в периоды полупиковой и пиковой нагрузки. Неконкурентоспособные станции выводятся из эксплуатации [20].

Впрочем, это идеальная и несколько упрощенная схема. В реальности при формировании цены учитываются условия передачи электроэнергии, расположение генераторов и потребителей. А загрузкой станций с учетом реальной топологии сетей и сигналов рынка управляет не только рынок, но и технологическая инфраструктура – Системный оператор.

В первое время существования НОРЭМ основная часть электроэнергии на нем продавалась через регулируемые договоры между продавцами и покупателями электроэнергии. Они так называются потому, что цены на электроэнергию в их рамках регулирует Федеральная служба по тарифам. Эти договоры заключаются между участниками оптового рынка на один календарный год. Основное условие регулируемого договора: «take or pay» («бери или плати»). Поставщик обязан поставить договорной объем электроэнергии. Если у него на это нет технической возможности, он должен купить недостающую электроэнергию по конкурентным ценам на рынке. Покупают энергию по регулируемым договорам как сбытовые компании, так и крупные конечные потребители – промышленные предприятия и предприятия ЖКХ, получившие статус субъекта оптового рынка [18].

До конца 2006 года все долгосрочные контракты на покупку/продажу энергии заключались по регулируемым ценам. С 1 января 2007 года перешли к снижению раз в полгода доли регулируемых цен по утвержденному графику: 1 января 2007 года доля этих цен не могла превышать 95%, 1 июля 2007 года – 90, 1 января 2008 года – 85, 1 июля 2008 года – 75, 1 января 2009 года – 70, 1 июля 2009 года – 50, 1 января 2010 года – 40, 1 июля 2010 года – 20, 1 января 2011 года – 0%. То есть с начала 2011 года вся электроэнергия в России должна продаваться по свободным ценам. Это означает завершение переходного периода реформирования электроэнергетики и начало работы полностью конкурентного оптового рынка на всей территории России [16].

Формирование цены на оптовом рынке. В рамках одного рынка существуют три механизма формирования конкурентных цен на электроэнергию: через свободные двусторонние договоры, на рынке «на сутки вперед», на балансирующем рынке. В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Основой рынка «на сутки вперед» является конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. Если объем поставки отклоняется от запланированного за сутки вперед, участники покупают или продают объем отклонения на балансирующем рынке. Балансирующий рынок наиболее трудно прогнозируемый. Цены на нем могут в несколько раз отличаться от цен рынка «на сутки вперед». Предприятие, не удержавшееся в рамках запланированного энергопотребления, может столкнуться с необходимостью покупать энергию по очень высокой цене. Тем самым у участников оптового рынка появились стимулы для тщательного планирования производства/потребления электроэнергии, а объемы отклонений от плана стали сокращаться [13].

Впрочем, рынок «на сутки вперед» играет, пожалуй, даже более важную роль в формировании конкурентного пространства в электроэнергетике. Сделки на нем происходят не между конкретными контрагентами, а через энергетическую биржу – АТС. Покупатель и поставщик предоставляют свои заявки по спросу и предложению на торговую площадку АТС на каждый час предстоящих суток. Параллельно АТС от СО поступают данные о технологических ограничениях и иных системных ограничениях функционирования энергосистемы [10]. На основании всей этой информации АТС принимает решение о равновесной цене в каждом узле расчетной модели и об объемах выработки и потребления электроэнергии. Эти сведения передаются Системному оператору и становятся основой для диспетчирования. Исходя из объемов спроса и предложения на каждый час, СО загружает в первую очередь наиболее эффективные генерирующие мощности. Экономический эффект такого подхода проявился в первые же месяцы после запуска свободного рынка: удельный вес поставок электроэнергии тепловыми станциями с относительно низкими производственными затратами увеличился, а с «дорогих» генерирующих мощностей – сократился [12].

Хотя в России создан единый оптовый рынок электроэнергии, на нем формируется не единая цена, а множество цен в отдельных узлах. Большинство стран, в которых проведена реформа электроэнергетики, не сталкивались с нашими территориальными проблемами. В европейских странах возможны контракты на поставку электроэнергии, заключенные между любыми генераторами и потребителями [8]. Относительно небольшая территория и наличие развитой сетевой инфраструктуры это позволяют. В России все гораздо сложнее. Невозможно потребность Москвы покрыть с помощью дешевой электроэнергии, выработанной, скажем, на Бурейской ГЭС. Транспортировка по сетям обойдется слишком дорого или будет вовсе недоступна из-за дефицита пропускных мощностей из Сибири в Центр. Поэтому российский рынок электроэнергии разбит на площадки, на каждой из которых возможно исполнение контрактов на поставку энергии [11].

Таким образом, при разработке модели оптового рынка авторы реформы рассматривали разные варианты. Например, предлагалось формировать единую равновесную цену без узловых цен или зональные цены без учета потерь. Но остановились на модели узлового ценообразования, которая позволила учесть интересы и поставщиков, и производителей по всей энергосистеме страны, а также технологические особенности функционирования энергосистемы [9]. В результате получили динамики почасовых, суточных, месячных и годовых цен. Суточная цена демонстрирует естественный ночной «провал», утренний максимум, дневной полупик, вечерний пик, месячная цена – снижение в выходные дни и повышение в рабочие. В годовом цикле понятны зимние всплески цены, вызванные ростом электропотребления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На сегодняшний день завершен существенный этап рыночных преобразований в отрасли. Сторонники неизменности курса на развитие конкурентного рынка часто ссылаются на успешный опыт стран, завершивших подобные преобразования. Но зарубежный опыт нельзя механически переносить на российскую почву. Существуют и ярые противники внедрения рыночных принципов в электроэнергетику. Их мнения можно обобщить в нижеследующих положениях:

1. Свободный рынок способен быть эффективным во многих отраслях экономики, но не в электроэнергетике, которая поставляет не просто товар, а уникальную социальную услугу. Групповые интересы бизнеса и возможность делать большие деньги позволяют манипулировать поставками и ценами, избегать серьезного контроля и дискриминировать потребителей.

2. Для реальной конкуренции необходимо наличие большого числа энергокомпаний, находящихся в собственности инвесторов; только это позволяет снизить рыночную стоимость электроэнергии до уровня предельных затрат на ее производство. В странах, где имеется достаточно высокое число энергопроизводителей, находящихся в общественной собственности, либерализация – т. е. неограниченный свободный выбор поставщиков – не ведет к реальной конкуренции. В странах, где преобладают энергокомпании в частной собственности, при угрозе либерализации активы начинают немедленно сливаться, что приводит к установлению «виртуальных монополий» с соответствующими ценами.

Обобщая разные позиции, можно заключить, что все они базируются в значительной степени на субъективных, нередко эмоциональных суждениях. Дело в том, что отсутствует научно обоснованная методология определения критериев оценки эффективности концепций и соответствующих им организационно-экономических моделей рынка электроэнергии.

Часть целей, которые провозглашались в процессе реформы электроэнергетики, безусловно достигнута. Во-первых, в отрасль привлечены инвесторы, в том числе иностранные. Во-вторых, происходит увеличение ввода новых мощностей, хотя и не теми темпами и не в тех объемах, что декларировались изначально. В то же время, конкурентная среда на оптовом рынке электроэнергии не создана: ее отсутствие на ОРЭМ во многом обусловлено высокой степенью рыночной концентрации. Розничные рынки электроэнергии, так же почти не дают примеров реальной конкуренции за потребителя. Ситуация же с подключением к сетям является лучшей иллюстрацией итогов реформы: дорого, долго, непрозрачно.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Федеральный закон об электроэнергетике N 35-ФЗ от 26 марта 2003 года//http://www.consultant.ru/document/ cons_doc_LAW_166049/119
2. Постановление Правительства РФ от 25 февраля 2014 г. N 136 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности)»
3. Постановление Правительства РФ от 22 июля 2013 г. N 614 «О порядке установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности) и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности)».
4. Постановление Правительства РФ «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии и финансирования объектов по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности» от 7 декабря 2005 года № 738.
5. Постановление Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. № 529 г. Москва «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)»// http://www.rao-ees.ru/ru/reforming/laws/show.cgi?l529.htm
6. Постановление правительства РФ № 411 от 10 мая 2009 г. «О внесении изменений в Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» http://www.nv-tess.ru/press_center/mass_media/2009/06/03/109. 
7. Постановление правительства РФ №118 от 14.02.2009 «О внесении изменения в Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям» // http://www.nv-tess.ru/press_center/mass_media
8. Бадовская Н. Реформа электроэнергетики в России / Финансы. – 2009. – № 2. – С. 117-119.
9. Вильде Т. «Подогретая реформа // Эксперт Северо-Запад. – 2013. – № 8. – С. 60-65.
10. Гавшина О. Энергетика без правил // Ведомости. – 2011. – № 40. – С. 28-32.
11. Гительман Л. Реформа электроэнергетики: оценка эффективности и корректировка курса // «Энергорынок». – 2009. – №1. – С. 10-14
12. Жолудь Д. С. Анализ зарубежного опыта использования альтернативных видов энергии // Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит. – 2010. – № 6. – С. 76-79.
13. Княгинин В. Н. Итоги реформирования электроэнергетики в Российской Федерации. По результатам экспертного опроса / под ред. В.Н. Княгинина, М.С. Липецкой. – СПб.: Изд-во Политехн. ун- та, 2014. – 85 с.
14. Морозов А. Просчитались // «Российская газета» №4884 от 8.04.2009
15. Огородников Е. Киловатт раздора // Эксперт. – 2012. – № 46. – С. 71-84.
16. Официальный сайт РАО «ЕЭС РОССИИ» http://www.rao-ees.ru/ru
17. Чубайс А.Б. Доклад Председателя Правления ОАО РАО «ЕЭС России» на третьем Всероссийском энергетическом форуме «ТЭК России в XXI веке».Москва, 21.03.2005
18. Шевченко Н. А. Национальная энергетическая стратегия США: приоритетные направления развития // Вестник Томского государственного университета. – 2011. – №342. – С. 141-147.
19. Штейнгауз В. Пора подумать о потребителях // Эксперт. – 2011. – № 8. – С. 74-78.
20. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, Минэнерго России//http://minenergo.gov.ru/ aboutminen/energostrategy/