Файл: Реформа электроэнергетики в России).pdf

• 1. Анализ подходов к управлению электроэнергетикой

Несмотря на наличие позитивных и нега­тивных тенденций институциональных преоб­разований в электроэнергетике, в мировой прак­тике не выработано единого универсального подхода к управлению отраслью, а существует несколько моделей регулирования (таблица).

Таблица 1- Модели регулирования в электроэнергетике

№ п/п	Название модели	Характеристика	Преимущества	Недостатки
1	2	3	4	5
1	Монополия на всех уровнях	Ключевые процессы производства, передачи и распределения электроэнергии относят к функциям компании с вертикальной интеграцией и ответственной за генерацию, транспортировку и распределение энергии. Модель целесообразно применять для экономических субъектов с государственной формой собственности или в условиях высокой степени контроля государства за их деятельностью	Экономическая безопасность государства находится вне сферы действия угроз; Возможность согласованного развития технологической составляющей инфраструктуры рынка и проведение строительства крупных электроэнергетических объектов	Экономическая деятельность потребителей энергии находится в зоне прямого воздействия рисков
2	Закупочное агентство (модель единственного покупателя)	Наличие конкуренции между производителями энергии по поводу права продажи энергии собственного производства и мощности и единым покупателем в лице закупочного агентства. Положительный опыт применения данной модели организации энергетического рынка был реализован в Японии и Италии. Также модель единого покупателя удобна в условиях смешанной формы собственности экономических субъектов и высокого уровня государственного контроля за их экономической деятельностью.	Риски могут быть снижены в условиях эффективного законодательного регулирования	Высока вероятность угрозы для государственной экономической безопасности; Экономическая деятельность потребителей энергии находится в зоне прямого воздействия рисков; Практически полное отсутствие согласованного развития технологической инфраструктуры рынка, строительства крупных электростанций и развития новых энергетических технологий
3	Оптовый рынок	Особенностью данной модели является предоставление распределительным компаниям право приобретать на оптовом конкурентном рынке электроэнергию или покупать непосредственно у прямых производителей, поскольку существует для них неограниченный доступ к передающей (транспортной) сети.	Существует возможность прямого выхода крупных потребителей или их объединений (сбытовых компаний) на оптовый рынок. Но наиболее выгодным для потребителей является заключение контрактных соглашений.	Распределительным компаниям дано монопольное право на снабжение электроэнергией конечных потребителей. Необходимо создание системы рыночных сделок на высоком уровне, которое влечет за собой рост экономических угроз для субъектов на энергетическом рынке и затрат на его функционирование.
4	Оптовые и розничные рынки	Данная модель представляет собой совокупность постулатов свободного рынка, которые могут быть реализованы в равной степени и производителями, и потребителями электроэнергии.	Потребители энергии обладают правом выбора собственного поставщика и открытым доступом как к транспортной (передающей), так и распределительной сети.	Экономическая безопасность для государства в рамках применения данной модели не обеспечивается

---

Анализ приведенных моделей организации энергетических рынков мира продемонстриро­вал невозможность выделения оптимальной мо­дели, поскольку каждой из них присущи как не­достатки, так и достоинства, которые в той или иной степени отражаются на возможности раз­вития угроз для основных экономических субъ­ектов энергетического рынка с учетом транс­формационных процессов в электроэнергетике. Следует отметить, что на данный момент основ­ные проблемы развития энергетики присущие многим странам проявляются и в энергетике России. При этом дальнейшее разви­тие РФ и ее электроэнергетики невозможно без формирования единой концепции стратеги­ческого управления электроэнергетическим комплексом страны с учетом последствий аналогичных реформ промышленно развитых стран. [3, C. 89]

В работе установлено, что для развитых стран Европы и Америки в процессе перехода к конкурентному рынку электроэнергетики (ли­берализации) характерно было накопление как позитивного, так и негативного опыта в этой сфере. Поэтому в контексте эффективного про­ведения либерализации в отрасли националь­ной электроэнергетики России перспективным является углубленный анализ преимуществ и недостатков, свойственных либерализации электроэнергетики в развитых странах мира.

Глава 2 Анализ реформы электроэнергетики в России

2.1 Структурная перестройка электроэнергетики России в 1990-е годы

Изменение политического и экономического устройства России с начала 1990-х гг. не могли не затронуть электроэнергетику. В течение полутора десятилетий происходили институциональные изменения в отрасли, менялись экономические отношения. В 1991—1993 гг. осуществлялись приватизация, акционирование предприятий электроэнергетического комплекса и структурные преобразования в отрасли.

В соответствии с Указами Президента РФ было создано Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России». В его задачи входило обеспечение функционирования и развития единой энергосистемы страны. Этот шаг обеспечил преемственность управления энергетикой в переходный период, сохранение надежности энергоснабжения в условиях приватизации. РАО «ЕЭС России» стало холдингом, в уставный капитал которого было передано: не менее 49% акций большинства акционерных обществ, образованных на основе ПОЭЭ (АО-энерго); системообразующие линии ЕЭС; центральное и региональные диспетчерские управления, средства управления режимами электроэнергетических систем; 51 крупнейшая электростанция (тепловые мощностью свыше 1000 МВт и ГЭС мощностью более 300 МВт); научно-исследовательские и проектные организации отрасли. [11]

---

Однако некоторые из перечисленных выше активов не были включены в уставный капитал РАО «ЕЭС России», созданного в декабре 1992 года. Отдельные электростанции и сети остались под фактическим контролем региональных администраций и действующих в них финансово-промышленных групп. К таким относятся Иркутская и Новосибирская области, Татарстан и Башкортостан. В состав РАО «ЕЭС России» были непосредственно включены лишь 26 из 51 электростанции, предусмотренной Указом Президента РФ № 923 от 15 августа 1992 г. Еще 10 электростанций, чье имущество стало собственностью РАО «ЕЭС России», переданы в управление региональным акционерным обществам АО-энерго; 4 электростанции остались в составе АО-энерго, хотя все их акции были включены в уставный капитал РАО «ЕЭС России».

В итоге структурных изменений в электроэнергетике России возникли 72 электроэнергетические системы — АО-энерго, из которых 13 были сбалансированы по мощности и потреблению электроэнергии, 19 оказались энергоизбыточными, 40 — энергодефицитными. [9]

Этот этап преобразований в целом был  завершен к 1994 году, когда 52% акций самого РАО «ЕЭС России» были переданы государству, а остальные 48 % проданы на аукционах в ходе открытых конкурентных торгов за приватизационные чеки. Часть акций АО-энерго и самостоятельных АО-станций, получили члены трудовых коллективов (впоследствии большая часть акций членов трудовых коллективов продана на свободный рынок). При этом АЭС остались под полным государственным контролем и отданы в управление Федеральному государственному унитарному предприятию «Росэнергоатом».

Рис. 1. Организационная структура отрасли, сложившаяся к 2000г.

Параллельно с процессом разгосударствления менялась система ценообразования в электроэнергетике. С 1992 г. отменен действовавший прейскурант цен на электрическую и тепловую энергию и введено государственное регулирование тарифов. Новый механизм основывался на принципах самофинансирования энергоснабжающих организаций, возмещения ими нормативных затрат на производство и распределение энергии (включая средства на инвестиции), а также обеспечения экономически обоснованной прибыли. Право регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям регионов, закреплено за органами региональной власти, от которых в результате стало зависеть финансовое положение энергокомпаний. [14]

Другая важнейшая тенденция первой половины 1990-х гг. — сокращение государственного финансирования отрасли. В результате к середине 1990-х гг. бюджетные инвестиции сократились до незначительного уровня. В сложившейся ситуации энергетические компании не имели достаточных источников для обеспечения воспроизводства основных фондов. Кредиты, а тем более частные инвестиции в неустойчивой макроэкономической среде того времени, в условиях непрозрачности энергокомпаний и высоких регуляторных рисках были невозможны. Средства с финансового и фондового рынка не поступали в значимых для отрасли объемах. Что касается тарифов, то на протяжении 1990-х и начала 2000-х гг. к основным задачам государственной экономической политики относилось сдерживание высокой инфляции. Поэтому тарифы на электрическую и тепловую энергию, как правило, занижались по сравнению с экономически обоснованным уровнем. [3, С. 89]

---

Еще более тяжелой проблемой стали неплатежи и бартер, которые в 1990-е гг. приобрели массовый характер во всей экономике, и в электроэнергетике в особенности. Потребители часто недоплачивали или вовсе не платили за поставленную электроэнергию. Денежный оборот был в значительной степени разрушен. Возможность добиваться оплаты поставленной электроэнергии ограничивалась государством: запрещалось отключать определенные категории потребителей, перечень которых расширялся. В результате в 1990-х гг. объем инвестиций в энергетику резко сократился. Если в 1980-х гг. в среднем ежегодно вводилось 10—12 ГВт генерирующих мощностей, то в 1990-х — примерно 1 ГВт.

К середине 1990-х гг. государство стало уделять основное внимание формированию новых экономических отношений, созданию системы регулирования отрасли, которая должна была прийти на смену устаревшим механизмам централизованного директивного управления энергетическими предприятиями. [4, С. 14]

В 1994—1998 гг. появились базовые правовые акты, регулирующие новые экономические отношения в отрасли. Был принят ряд федеральных законов. Появились нормативные документы, регламентирующие функции энергоснабжения, устанавливающие основы ценообразования на энергию, систему лицензирования в электроэнергетике и т.д.

В соответствии с постановлением Правительства РФ № 793 от 12 июля 1996 г. создан Федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ). Оптовый рынок создавался как «сфера купли-продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России». Территориально этот рынок охватил 5 ОЭС Европейской части России, ОЭС Сибири и ОЭС Дальнего Востока. ФОРЭМ — это полностью регулируемый рынок, цены (тарифы) которого утверждались Федеральной энергетической комиссией (ФЭК). При этом был введен двухставочный тариф, предусматривавший отдельную оплату единицы генерирующей мощности и купленной электроэнергии. [4, С. 12]

Создание ФОРЭМ стало заметным шагом вперед в формировании новых экономических отношений в отрасли. Пусть и в самом упрощенном виде, но именно оптовый рынок электроэнергии заложил основы экономических взаимоотношений между производителем и потребителем электроэнергии, создав институт «продавцов» и «покупателей». Появились хозяйственные договоры, опосредующие эти отношения. В то же время в рамках ФОРЭМ не возникло реальных конкурентных рыночных отношений. Цены (тарифы) базировались не на соотношении спроса и предложения, а представляли собой результат переговорного «торга» между производителем и регулятором, основанного на затратном подходе. Такой механизм ценообразования не мог стимулировать участников рынка к повышению эффективности производства и снижению издержек. На оптовом рынке не было возможности свободно выбирать контрагента. Действовал принцип «базового плательщика», что означало фактическое директивное «прикрепление» покупателя к продавцу и придавало договорным отношениям между ними полуфиктивный характер. Доступ на оптовый рынок ограничивался жесткими административными барьерами, так что для большинства покупателей сохранялась прежняя система регулируемого распределения электроэнергии на розничном уровне, при которой некоторые (крупные) потребители несли на себе социальную нагрузку — оплачивали расходы на перекрестное субсидирование других потребителей (прежде всего населения). Объем подобного рода перекрестного субсидирования составлял десятки миллиардов рублей. [5, С. 157]

---

ФОРЭМ не решал основных проблем отрасли, которыми по-прежнему оставались: недостаток средств на инвестиции в развитие; отсутствие финансовой дисциплины; фактическая невозможность взыскания убытков за нарушение условий договора; недостаточно действенная система регулирования; неэффективное корпоративное управление и т.д. На региональном уровне сохранялась абсолютная структурно закрепленная монополия, когда все покупатели, находящиеся в данном регионе могли приобретать электроэнергию исключительно у единого продавца — вертикально интегрированного АО-энерго данного региона.

Общий итог развития электроэнергетики к концу 1990-х гг. — ухудшение целого ряда количественных и качественных показателей, что явилось следствием затяжного общеэкономического кризиса в стране, а также описанных выше проблем функционирования отрасли. Темпы прироста генерирующих мощностей в 1990-е гг. сократились на два порядка по сравнению с уровнем середины 1980-х гг. (с учетом износа и выведения из эксплуатации оборудования). Существенно снизилось производство электроэнергии (с 1028 млрд. кВт·ч в 1990 г. до 827 млрд. кВт·ч в 1998 г.), что стало следствием резкого сокращения потребления. Темпы ввода линий электропередачи напряжением свыше 110 кВ снизились в несколько раз по сравнению с уровнем 1980-х гг. Проблема физического и морального старения парка генерирующего оборудования приобретала все большие масштабы. К 2000 г. на электростанциях России выработало парковый ресурс оборудование мощностью 37,4 млн. кВт (17 %) (14,9 млн. кВт 11 % на ТЭС и 22,4 млн. кВт 52 % на ГЭС). Значительная часть оборудования, находящегося в эксплуатации, имела низкий КПД, не превышающий 30 %.

В течение 1990-х гг. снизилось большинство количественных показателей функционирования предприятий электроэнергетики: увеличились удельный расход топлива, расход электроэнергии на собственные нужды электростанций, потери в сетях и т.д.; ухудшились показатели эффективности поддержания частоты в энергосистеме.

2.2 Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.

К концу 1990-х гг. финансово-экономическое положение предприятий отрасли было крайне сложным, в частности, огромных масштабов достиг уровень неплатежей (лишь 20 % поставок энергии оплачивалось денежными средствами). Отсутствие финансовых ресурсов вынудило руководство компании в 1997 г. остановить все инвестиционные проекты. В отрасли сложилась неблагоприятная социальная обстановка, массовой стала задолженность по заработной плате, среднее время задержки которой составляло 3 месяца, а в отдельных случаях более года. Начались забастовки энергетиков (Кузбассэнерго, Комиэнерго, Дальэнерго), которые в некоторых случаях переходили в объявление голодовок. Многие из энергетических компаний оказались на грани банкротства, среди них ряд крупнейших ГРЭС (Псковская, Невинномыская, Ставропольская, Новочеркасская) и региональных АО-энерго (Дальэнерго, Кузбассэнерго, Рязаньэнерго). Задолженности поставщикам топлива привели к такому масштабу задержек в поставках угля и мазута, которые поставили под угрозу возможность прохождения осенне-зимнего максимума 1998/1999 гг.

---