Файл: Условия реформирования электроэнергетики в России.pdf

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].