Файл: Реформа электроэнергетики в России ().pdf

Таким образом, в большей или меньшей степени, преобразования в электроэнергетике стали мировой тенденцией, затронувшей большинство развитых и ряд развивающихся государств мира. Либерализация отрасли и ее технологическое развитие приводят к качественному расширению рынков: в Европе и Северной Америке они уже перешагнули границы отдельных энергосистем и даже национальные границы и приобретают межрегиональный и международный масштаб. В связи с этим, преобразования, происходящие в российской электроэнергетике, несомненно, укладываются в общемировую тенденцию.

1.3 Мировой опыт реформирования электроэнергетики

Проводимая либерализация рынка электроэнергетики усложняет проблему обеспечения баланса между экономической эффективностью и защитой общественных интересов. Поэтому для России, осуществляющей наиболее радикальные преобразования в электроэнергетике, большое теоретическое и практическое значение приобретает изучение известных мировому опыту механизмов управления отраслью в изменяющихся условиях ее функционирования.

В электроэнергетике до 1980-х гг. все стадии процесса производства в большинстве стран реализовывались вертикально интегрированными естественными монополиями. Но по мере развития новых технологий процессы реструктуризации и либерализации приобрели мировой характер. Как показывает опыт зарубежных стран, нет универсального способа реструктуризации. Типология рыночных структур в электроэнергетике может быть представлена четырьмя общими моделями, в которых нумерация возрастает в соответствии со степенью «радикальности» реформирования. Так, первая модель является исходной вертикально-интегрированной монополией, реализующей все четыре стадии производственного процесса, а четвертая – полную вертикальную дезинтеграцию и конкуренцию во всех сферах производственного процесса, исключая транспортировку электроэнергии. Потенциал решения социальных задач в первой модели «перевешивает» стимулы к эффективности, а в четвертой – наоборот [1, с.123-124]. Направление полной реструктуризации выбрали такие страны, как: Великобритания, Италия, Португалия, Нидерланды, Швеция, Дания, Испания и Люксембург. Сторонниками частичной реструктуризации стали Германия, Франция, Швейцария [11, с. 209].

Наиболее широко распространены две модели доступа производителей к сетевой инфраструктуре рынка: модель доступа сторонних участников и модель конкурентного пула. В первой модели монополист, владеющий сетью и осуществляющий оперативное управление, должен разрешить конкурентам использовать сеть на недискриминационных условиях. Вторая модель (независимого системного оператора) представляет собой сочетание правил доступа к сети и конкурентного рынка [1, с.86]. В большинстве пулов закупочные цены, объемы поставок и спрос устанавливаются посредством аукциона ранее реальной поставки. Все конкурентные пулы позволяют генерирующим компаниям, а также другим участникам вступать в долгосрочные контрактные отношения для управления рисками, которые принимают форму форвардов, опционов или соглашений о закупке электроэнергии [6, с.151].

Эффективное функционирование рынка возможно как в случае приватизации, примером чего выступают Великобритания [13, с.109-113], Чили и Аргентина, так и организационно-хозяйственного и экономического выделения генерирующих, передающих и сбытовых секторов в рамках государственной или смешанной форм собственности - Франция, Скандинавские страны [9, с.275].

В большинстве стран, осуществляющих реструктуризацию, сложился оптовый рынок электроэнергии, включающий прямые поставки, спотовый, балансирующий и рынок резервов. Каждый характеризуется способом организации поставок электроэнергии. С точки зрения поставок электроэнергии выделяются три вида рынка: спотовый, где осуществляется поставка электроэнергии для нужд текущего потребления, фьючерсный - поставки для потребления в будущем и рынок двусторонних сделок - поставки как для текущего потребления, так и для потребления в будущем. Так, в Австралии, Великобритании и Норвегии используются все три вида сделок, в Аргентине - спотовый рынок и рынок двусторонних контрактов [10, с.596], в США - в основном, только спотовый рынок [14, с.350].

В последние годы ставится под сомнение сама необходимость разделения вертикально-интегрированных энергетических компаний. Существует опасность потери надежности энергосистемы. Негативные результаты, связанные с разделением электроэнергетики, уже наблюдались в Новой Зеландии, Бразилии и Казахстане. В качестве иных негативных факторов следует отметить проблемы, связанные с невыполнением в новых условиях задач социального характера: рост безработицы за счет тенденции сокращения занятости в отрасли (США, Великобритания, Аргентина), повышение задолженности по оплате электроэнергии у малообеспеченных слоев населения (США [3, с.145]). Среди позитивных факторов наблюдается тенденция снижения цен на электроэнергию (Австралия [12, с.177]), повышение эффективности эксплуатации станций, экономное использование топлива, приток инвестиций (Аргентина, США, Чили).

Национальная безопасность в целом и энергетическая безопасность страны в частности остается приоритетом при формировании государственной политики. Так, норвежская модель является наиболее удачной моделью реформирования электроэнергетики, функционирование которой базируется на администрации, контролирующей рынок и уровень цен на электроэнергию [9, с.168]. Опыт Великобритании опровергает теорию наличия тенденции к развитию конкурентных отношений за счет появления новых участников рынка. Развитие конкуренции в этой стране осуществлялось за счет искусственного дробления государством генерирующих компаний.

Таким образом, методы прямого регулирования не создают достаточных стимулов для развития энергосистемы. В силу этого в зарубежных странах намечается тенденция ограничения прямого государственного регулирования и делается упор на использование рыночных методов косвенного регулирования тарифов: новые системы купли-продажи энергии, приводящие к снижению ценовой нагрузки на потребителей; формирование экономически выгодных условий деятельности для производителей энергии на оптовых и региональных рынках электроэнергии; формирование единых правил ценообразования и многоступенчатых тарифов для потребителей с дифференциацией по режимам; введение элементов рыночного ценообразования: электроэнергетической биржи, фьючерсного рынка электроэнергетических контрактов – благодаря которым устанавливаются реальные рыночные тарифы; создание системы инвестиционных приоритетов государства, нацеленных на развитие электроэнергетики; обеспечение стабильного налогового режима, гарантирующего соблюдение прав и интересов всех инвесторов; государственное кредитование и поддержка эффективных инвестиционных программ, реализуемых с преобладанием передовых технологий.

Россия оказалась в более выгодном положении по сравнению с большинством западных стран, так как располагала рядом предпосылок для создания эффективного рынка электроэнергии на базе энергетического комплекса, сформированного в советское время. Существовала четко разработанная иерархическая система управления. Переход России к рыночным условиям хозяйствования обусловил необходимость проведения структурных реформ в электроэнергетике. Была создана двухуровневая регулируемая монополия: РАО «ЕЭС России» на федеральном уровне и 74 АО-энерго на уровне регионов [7, с.84]. При этом контрольный пакет акций большинства отраслевых компаний принадлежал РАО «ЕЭС России», что позволило сохранить структуру и мощности энергетического комплекса, и на протяжении длительного времени отрасль обеспечивала удовлетворение потребительского спроса на энергию.

Общий экономический кризис в стране проявился и в электроэнергетике. Инфляция и неплатежи нарушили финансово-экономическую деятельность энергокомпаний. Обесценивание основных фондов приводило к занижению амортизационной составляющей тарифов, которую, к тому же, приходилось расходовать не на обновление оборудования, а на другие насущные нужды. В 2003 году Правительством РФ была утверждена с учетом внесенных корректив концепция перехода к конкурентному рынку в электроэнергетике, предложенная РАО «ЕЭС России».

Процесс производства электроэнергии подразделяется на четыре стадии. В результате реформирования передача и распределение остались в сфере естественной монополии, а генерирование и поставка электроэнергии стали конкурентными видами деятельности. В итоге реструктуризации холдинга РАО "ЕЭС России" и других предприятий отрасли сложились следующие субъекты:

• Организация по управлению ЕНЭС (ФСК), которая оказывает услуги по передаче электрической энергии.
• Системный оператор (ОАО "СО ЦДУ ЕЭС") – осуществляет управление технологическими режимами работы ЕЭС и уполномочен на выдачу обязательных для всех субъектов оперативно-диспетчерского управления команд.
• Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК).
• Оптовые генерирующие компании (ОГК) – наиболее крупные производители электроэнергии на оптовом рынке.
• Территориальные генерирующие компании (ТГК).
• Сбытовые компании: (гарантирующий поставщик (ГП); конкурентные сбытовые компании).
• Ремонтные компании.
• Семь региональных научно-технических центров на базе НПК.

В РФ в настоящее время на федеральном уровне методом индексации ФСТ устанавливает тарифы оптового рынка и предельные уровни тарифов. Региональные органы регулирования и органы исполнительной власти субъектов РФ устанавливают на розничном рынке тарифы на электрическую и тепловую энергию, а также сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков в рамках принятых ФСТ предельных уровней тарифов. В данном случае применяются метод обоснованных затрат и метод обоснованной нормы прибыли на инвестированный капитал [2, с.14-15].

Благодаря сочетанию этих двух методов повышается в целом эффективность функционирования электроэнергетики, т. к. первый метод нейтрализует недостатки двух других. В таблице представлено сравнение характерных черт электроэнергетического комплекса России и ряда зарубежных стран (таблица 1.1).

Таблица 1.1 – Особенности электроэнергетического комплекса России и ряда зарубежных стран

В результате реформирования электроэнергетической отрасли предполагалось формирование механизма регулирования, который характеризуется:

• усилением либерализации рынка электроэнергии и переходом к регулированию тарифов на услуги инфраструктурных организаций при сохранении регулирования тарифов на электроэнергию, отпущенную населению и тарифов для территорий, которые не объединены в ценовые зоны оптового рынка электроэнергии;
• повышением роли рыночных механизмов, заложенных в модель сектора свободной торговли электроэнергией, стимулированием минимизации издержек при производстве и передаче электроэнергии, ориентированием производителей на оптимизацию бизнес-процессов и упорядочиванием системы расчетов за электроэнергию;
• отказом от перекрестного субсидирования между территориальными единицами и группами потребителей электроэнергии [5; 115].

Однако результаты реформирования отрасли показали, что многие из заявленных целей вряд ли могут быть достигнуты в рамках осуществляемой реформы. Можно выделить несколько групп проблем:

1. Вертикальная интеграция гарантировала надежность электроснабжения потребителей. Дробление единой технологической системы на отдельные коммерческие структуры, основной задачей которых будет получение максимального объема прибыли, неизбежно вызвало нарушение технологических обязательств.

2. Энергосистема требует серьезных материальных затрат, которые в условиях конкурентного рынка должны осуществляться частными инвесторами; однако, в результате цены на электроэнергию, при которых инвестиции должны окупиться, значительно выше издержек аналогичных электростанций. В результате в ближайшие годы может начаться «лавинообразный» выход из строя устаревшего оборудования с многочисленными авариями, возможным дефицитом мощностей, а также неуправляемое повышение цен на электроэнергию, в том числе и из-за введения многих тысяч излишних должностей.