Файл: Реформа электроэнергетики в России (Состояние российской электроэнергетики до реформы).pdf

2.1. Цель, предпосылки и суть реформы

Основной целью реформирования электроэнергетического сектора в России является повышение эффективности его функционирования и переход к рыночным механизмам ценообразования. Дореформенная система регулируемых тарифов на электроэнергию, с одной стороны, обеспечивала стабильность рынка электроэнергии и стимулировала промышленный рост в других отраслях экономики, благодаря заниженным тарифам на электроэнергию. Однако с другой стороны, она привела и к более низкой эффективности использования электроэнергии в России по сравнению с другими странами и острому дефициту инвестиционных ресурсов в отрасли.

С конца 90-х годов российская электроэнергетика столкнулась с рядом сложных проблем, обусловивших переход к радикальному реформированию отрасли.

Высокая степень износа основных фондов отрасли (>70%). Острая потребность в инвестициях для замены электростанций и увеличения их мощности становится еще более актуальной в условиях динамично растущего спроса на электроэнергию. Правительство - основной собственник компаний российской электроэнергетики - очевидно, было не в состоянии найти средства для необходимых масштабных инвестиций.

Исходная структура РАО «ЕЭС» и его дочерних компаний характеризовалась наличием непрозрачных, вертикально-интегрированных холдингов, охватывавших все этапы отраслевых операций: производство, передачу и распределение электроэнергии, диспетчерское управление, энергосбытовые операции и т. д., вследствие чего эти компании не были привлекательными для частных инвесторов.

Государственная отраслевая ценовая политика, основанная на принципе «затраты плюс», была неэффективной, не обеспечивая достаточной прибыльности инвестиций и не стимулируя компании к повышению своей эффективности. Тем более не могло быть и речи о привлечении масштабных инвестиций с такой неэффективной формой ценообразования.

В ситуации, когда тарифы для крупнейших потребителей электроэнергии выше тарифов для бытовых потребителей, в то время как себестоимость производства электроэнергии выше для последних, имеет место перекрестное субсидирование: крупные промышленные потребители фактически субсидируют бытовое энергопотребление.^[7]

Острота проблем требовала их срочного решения. Правительство выбрало в качестве единственного пути урегулирования сложившейся ситуации реформирование отрасли, и, начиная с 2003 года, в электроэнергетике начался активный процесс реформы.

План, утвержденный Правительством в марте 2003 г., предусматривает четыре основных элемента реформы, которые в целом соответствуют общемировой модели либерализации электроэнергетики:

• Разделение отрасли на виды деятельности, признаваемые естественными монополиями (магистральная передача и распределение электроэнергии, диспетчерское управление) и конкурентный сектор (генерация и сбыт электроэнергии). Этот этап предполагает реорганизацию РАО «ЕЭС» и его вертикально-интегрированных региональных дочерних компаний (АО-энерго) путем их разделения по видам деятельности с выделением самостоятельных субъектов и их последующей горизонтальной интеграцией в соответствующие операционные компании целевой структуры.
• Создание системы эффективных рыночных отношений в конкурентном секторе. Это означает, что существовавшие прежде отношения на электроэнергетическом рынке, характеризовавшиеся высокой степенью государственного регулирования, должны были быть преобразованы в рыночные путем либерализации рынка электроэнергии как на оптовом, так впоследствии и на розничном уровне. Либерализация рынка электроэнергии включала три последовательных этапа: создание конкурентного сектора ФОРЭМ "5-15" (завершено); введение системы краткосрочных регулируемых двусторонних договоров (1 сентября 2006 г. была запущена новая модель рынка НОРЭМ); введение системы долгосрочных регулируемых двусторонних договоров (введена с 1 января 2007 г.) и постепенное доведение объема конкурентного сектора до 100% от оптового рынка электроэнергии (завершено к 1 января 2011 г.).
• Обеспечение недискриминационного доступа к услугам естественных монополий.
• Обеспечение эффективной и прозрачной системы государственного регулирования монополистической деятельности, стимулирующей сокращение издержек и рост инвестиций. Правительство в настоящий момент близко к завершению разработки тарифного регулирования распределительных сетей на основе методологии RAB (regulatory asset base), успешно зарекомендовавшей себя в ряде стран мира. Главная суть подхода состоит в том, что тарифы для распредсетей рассчитываются исходя из нормативной доходности на инвестированный капитал (базу активов компании), в то же время стимулируя распредсети сокращать затраты, работая более эффективно, а не перекладывая искусственно раздуваемые издержки на плечи потребителей, как это имеет место при регулировании «затраты плюс».^[8]

Центральным документом, регулирующим реформу отрасли является ФЗ «Об электроэнергетике», который, помимо всего прочего, устанавливает целевую структуру отрасли после реформы. Согласно этому документу, а также поправкам, внесенным Правительством в соответствующее законодательство впоследствии, генерирующие активы российской электроэнергетики должны быть объединены в шесть оптовых генерирующих компаний (ОГК), одну Гидро-ОГК, объединяющую почти все российские ГЭС, и 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК). Все магистральные сети ЕЭС России должны быть консолидированы в Федеральную сетевую компанию (ФСК), где доля государства в акционерном капитале должна быть не ниже 75%+1 акция. Распределительный сетевой комплекс должен быть представлен 11 межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), сформированными на базе распределительных сетей бывших АО-энерго. При этом после ликвидации РАО «ЕЭС России» все компании должны контролироваться единым ОАО «Холдинг МРСК», в котором государству будет принадлежать контрольный пакет.

Сбытовые компании, образованные в результате разделения АО-энерго, подлежат полной приватизации, которая в настоящий момент близка к своему завершению.

В сфере диспетчеризации ОАО «Системный Оператор» должен стать единственным органом, ответственным за техническое регулирование режимов энергосистемы страны. Предполагается, что государство станет единственным акционером Системного Оператора. Важно также подчеркнуть, что сфера диспетчеризации и передачи электроэнергии в России четко разделены между двумя разными операторами — Системным Оператором и ФСК.

Помимо перечисленных компаний целевой структуры отрасли в нее также входят Интер РАО ЕЭС и Холдинг РАО ЕЭС Востока. В последнюю компанию отнесены доли РАО в изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также доля РАО в ОАО «Дальневосточная энергетическая компания», вертикально-интегрированной компании, образованной на базе генерирующих и распредсетевых активов ОАО «Амурэнерго», ОАО «Хабаровскэнерго», ОАО «Дальэнерго», ЗАО «ЛуТЭК» и ОАО «Южное Якутскэнерго». В то же время Интер РАО ЕЭС стала правопреемником РАО. в части зарубежных активов холдинга (главным образом в странах СНГ), а также получила в собственность четыре электростанции, не вошедшие в состав ОГК и ТГК: Сочинская ТЭС, Северо-Западная ТЭЦ, Калининградская ТЭЦ-2 и Ивановские ПТУ.

Целевая структура отрасли в результате реформы приведена на рис. 5:

Рисунок 5. Целевая структура электроэнергетики^[9]

Реорганизация вертикально-интегрированных энергокомпаний (АО-энерго) являлась важной частью общей реорганизации отрасли, включавшей два последовательных этапа:

1, Разделение активов вертикально-интегрированных АО-энерго по видам деятельности (полностью завершена за исключением
независимых АО-энерго);

2. Укрупнение, или горизонтальную консолидацию, различных компаний (выделившихся из состава АО-энерго) в более крупные структуры по соответствующим видам деятельности.

Разделение региональных вертикально-интегрированных энергокомпаний (АО-энерго) предполагает выделение из их состава определенных компаний по видам деятельности (генерация, магистральная передача электроэнергии, распределение электроэнергии, энергосбыт и т. д.). Как правило, после разделения АО-энерго сохраняли под своим брендом распределительные сети, то есть преобразовывались в региональные распределительные сетевые компании.

Рисунок 6. Процесс реорганизации АО-энерго^[10]

Существует также ряд энергокомпаний, сохраняющих свою вертикально интегрированную структуру. Это изолированные энергосистемы, неспособные конкурировать с другими энергосистемами ввиду неразвитости сетевой инфраструктуры соответствующих регионов. Более того, эти регионы реформа электроэнергетики не затрагивает вообще, в том числе и либерализация рынка.

2.2. Итоги реформы

Итак, реформа российской электроэнергетики, стартовавшая в марте 2003 г., завершилась. Уже можно констатировать определенные результаты реформы, в то же время остается ряд серьезных вопросов и проблем, которые Правительству и отрасли еще предстоит решить.

Завершено формирование целевых компаний генерирующего сегмента отрасли: ОГК и ТГК, а также распредсетевых компаний (МРСК).

Оптовые генерирующие компании сформированы по экс­территориальному признаку, т.е. с большим географическим разбросом их активов. Это сделано для исключения риска монополизации рынка электроэнергии. ОГК являются основными игроками оптового рынка электроэнергии, поскольку сформированы главным образом на базе тепловых станций федерального уровня, входивших в РАО «ЕЭС». Средняя установленная мощность ОГК составляет около 9 ГВт, станции ОГК работают главным образом в конденсационном режиме, т.е. практически не производят тепло. Число электростанций ОГК колеблется от 4 до 6. При этом многие станции ОГК являются системными, т.е. ответственными за поддержание и регулирование конкретных технических параметров работы энергосистемы.

Остальные электростанции, не вошедшие в состав ОГК, объединены в четырнадцать территориальных генерирующих компаний (ТГК). Главной отличительной особенностью ТГК является их региональная концентрация, поскольку все эти компании сформированы на базе ТЭЦ АО-энерго, и, таким образом, являются в первую очередь игроками на рынке тепла, в то время как последние являются монопольными рынками. Поскольку ТЭЦ являются основным активом ТГК, эти компании оперируют как в комбинированном режиме (с выработкой тепла и электроэнергии), так и в конденсационном цикле (главным образом в летний период в связи с сезонным снижением потребления тепла). Установленная мощность ТГК колеблется от 0,7 ГВт (ТГК-14) до 10,7 ГВт (Мосэнерго). Количество станций в собственности значительно превышает кол-во станций ОГК, поскольку ТЭЦ традиционно более мелкие и спроектированы в первую очередь для узлов потребления тепла.^[11]

Формирование 11 МРСК с переходом на единую акцию завершено.

В результате реорганизации РАО «ЕЭС», завершившейся 1 июля 2008 г., ГидроОГК и ФСК получили средства, вырученные государством от продажи его долей в тепловой генерации (ОГК и ТГК). Кроме того, ФСК завершила консолидацию региональных магистральных сетей (МСК), выделенных из АО-энерго параллельно со своим обособлением от РАО «ЕЭС». Прочие компании, такие как Холдинг МРСК, Холдинг РАО ЭС Востока, Интер РАО ЕЭС появились 1 июля в результате разделения РАО.

Как уже было отмечено выше, либерализация рынка электроэнергии в России стартовала 1 сентября 2006 г. с запуском новой модели оптового рынка электроэнергии (НОРЭМ), которая полностью заместила прежнюю модель регулируемого рынка ФОРЭМ, а также сектор свободной торговли «5-15». Модель рынка НОРЭМ предполагает постепенное расширение конкурентного сегмента оптового рынка до 100%. Кроме того, она будет дополнена новыми сегментами: рынком мощности, рынком системных услуг, рынком производных финансовых инструментов и рынком торговли финансовыми правами на передачу (т.е. на использование пропускной способности электросети).

Инфраструктурой оптового рынка электроэнергии и мощности управляют НП АТС (Администратор торговой системы), Системный оператор и ФСК (Федеральная сетевая компания). Российский оптовый рынок электроэнергии включает следующих участников:

Российская модель рынка предусматривает узловое ценообразование, когда цена на электроэнергию рассчитывается на каждый час для нескольких тысяч различных узлов, отражающих топологию сетей. При этом в основе рынка лежит маржинальное ценообразование, т.е. цена определяется предельным, наименее эффективным (замыкающим) генератором, удовлетворяющим спрос. Данный принцип проиллюстрирован на рис. 7:

Рисунок 7. Принцип равновесного ценообразования НОРЭМ ^[12]

По данным ОАО «АТС», в 2007 г. средняя цена на электроэнергию рынка «на сутки вперед» в Европейской ценовой зоне составляла 589 руб/МВтч ($22.8/МВтч), тогда как в Сибири она равнялась 320 руб/МВтч ($12.4/МВтч). В Сибири цена электроэнергии сложилась ниже, чем в Европейской части и на Урале, по двум причинам:

• Низкие цены на уголь для генерирующих мощностей, лежащих в Сибирской ценовой зоне (главным образом, из-за их небольших расходов на транспорт, т.к. все эти электростанции расположены вблизи крупнейших угольных месторождений Сибири);
• Изобилие гидрогенерирующих мощностей в Сибири, порой вытесняющих полностью ценоустанавливающее предложение (главным образом ТЭС в конденсационном цикле) с рынка. Т.е. спрос целиком удовлетворяется ценопринимающим предложением ГЭС, следствием чего являются нулевые цены на рынке.