Государственное регулирование естественных монополий в РФ

Регулирование цен.

Ценовое регулирование электроэнергетики, основанное на чисто затратных принципах (при ограниченных возможностях ФЭК России и региональных энергетических комиссий по проверке этих затрат), не стимулировало к эффективной работе предприятия отрасли, а возникающие в связи с этим дополнительные затраты перекладывались на потребителей электроэнергии.

Контроль за инвестициями.

Постановлением Правительства Российской Федерации Ґ 48 от 29 января 1992 г. для финансирования капиталовложений в электроэнергетику было разрешено образование целевых инвестиционных фондов, расходы из которых относились на себестоимость продукции (услуг). С незначительными изменениями этот порядок финансирования был сохранен до конца 1996 г. постановлениями Правительства Российской Федерации Ґ 513 от 29 июня 1993 г. и Ґ 140 от 13 февраля 1996 г. Однако из-за отсутствия должного контроля со стороны государства не было обеспечено использование инвестиционных средств предприятиями отрасли рациональным образом и только по прямому назначению. В результате за последние годы неоправданно разрослось число новых инвестиционных проектов, имеющих сомнительную эффективность и не обеспеченных финансовыми источниками.

Отчисления в инвестиционные фонды, увеличивая уровень тарифов на электрическую и тепловую энергию, ухудшали ситуацию с платежами потребителей, что не позволяло в полной мере аккумулировать планируемые инвестиционные ресурсы.

Участие представителей государства в акционерном управлении.

Не была выработана концепция участия государства в акционерном управлении, определяющая в чем заключаются имущественные и иные интересы государства в этой отрасли, а также механизмы их представления и защиты. В число представителей государства в совете директоров РАО «ЕЭС России» входил Президент РАО «ЕЭС России», а почти все представители субъектов РФ и акционеров в этом органе управления являлись одновременно генеральными директорами АО-энерго. В результате государство, являющееся самым крупным владельцем акций РАО «ЕЭС России», практически полностью потеряло возможности осуществлять внутренний акционерный контроль за работой аппарата управления этого акционерного общества.

3.1.3. Программа 1997 г.

С целью создания структурных предпосылок для развития конкуренции намечены следующие меры по реструктуризации:

                    создание независимой организации — оператора оптового рынка;

                    создание на базе тепловых электростанций РАО «ЕЭС России» ряда генерирующих компаний, каждая из которых не будет занимать монопольное положение ни в одной из зон оптового рынка.;

                    ГЭС, выполняющие общесистемные функции, сохранятся в составе РАО «ЕЭС России». Тарифы на электрическую энергию и мощности, поставляемые этими ГЭС на оптовый рынок, будут регулироваться Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.

В сфере государственного регулирования намечены следующие шаги.

1.                   Завершить формирование федеральных и региональных органов регулирования сферы естественной монополии в электроэнергетике.

2.                   Разработать и утвердить комплекс нормативно-правовых документов по государственному регулированию тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации, которые должны обеспечить:

                    включение в тарифы всех обоснованных производственных затрат регулируемых организаций электроэнергетики и получение обоснованной прибыли на используемый капитал;

                    дифференциацию тарифов для различных групп потребителей и регионов Российской Федерации, в наибольшей мере отражающую различие издержек в энергоснабжении;

                    поэтапное прекращение перекрестного субсидирования;

                    введение тарифов на транспортировку электрической и тепловой энергии.

Структурную реформу предполагается осуществлять в три этапа. Подготовительные этапы рассчитаны на 1997 и 1998 гг., а к 2000 г. предусмотрены:

                    переход к конкуренции электростанций по полным затратам с выводом из эксплуатации неэкономичных мощностей;

                    расширение состава крупных потребителей, выведенных на оптовый рынок;

                    участие в оптовом рынке ТЭЦ в составе региональных акционерных общества энергетики и электрификации;

                    прекращение регулирования цен на электроэнергию, формируемых на оптовом рынке, развитие контрактных отношений на оптовом рынке;

                    формирование окончательной структуры энергетических компаний, которая будет соответствовать условиям конкуренции.

3.1.4. Оценка первых результатов и задачи дальнейшего реформирования

Реструктуризация и развитие конкуренции.

Была проделана определенная работа по упорядочению внутрихозяйственной структуры РАО «ЕЭС России» и установлению контроля за его финансовыми потоками .

Вместе с тем не разработаны обоснования и планы формирования генерирующих компаний, работа по формированию независимого оператора оптового рынка началась только в марте 1998 г. Выполнение задач по реструктуризации и развитию конкуренции усугубляется следующими обстоятельствами:

                    РАО «ЕЭС России», не перестроившее свою внутреннюю корпоративную структуру в соответствии с новыми задачами, не имеет внутренней мотивации и достаточного кадрового потенциала для проведения широкомасштабной реформы;

                    нет четкого распределения ответственности за реализацию (сопровождение) плана реформ отрасли и необходимого взаимодействия федеральных органов исполнительной власти;

                    нет диалога и поиска компромиссных решений с субъектами Российской Федерации;

                    участие самих энергетиков в реформировании отрасли весьма ограничено, на ключевых постах в отрасли пока очень мало подготовленных и ориентированных на реформы руководителей;

                    смысл и принятые решения по реформированию электроэнергетики плохо объясняются и освещаются в средствах массовой информации.

Ценообразование.

Среди нерешенных проблем ценообразования на оптовом рынке электроэнергии в 1997 г. следующие.

1.                   Неоптимальность плановых балансов электрической энергии и мощности.

Отсутствие связи между планируемыми потоками электроэнергии и мощности, положенными в основу расчета тарифов, и реальными режимами работы субъектов ФОРЭМ и станций АО-энерго, влечет за собой ряд негативных следствий:

                    не обеспечивается минимизация расходов потребителей на покупку электроэнергии (мощности);

                    использование цен, рассчитанных на основе планового баланса электрической энергии и мощности ФОРЭМ, не может гарантировать, что финансовые средства, полученные электростанциями (или АО-энерго), соответствуют их расчетной потребности в финансовых средствах, установленной в процессе регулирования тарифов;

                    отсутствие механизмов учета отклонений плановых и фактических режимов работы оптового рынка электроэнергии в процессе очередного пересмотра тарифов сохраняет весь экономический эффект «дооптимизации» исходно неоптимального баланса в отрасли и не стимулирует использование для расчетов оптовых тарифов оптимального планового баланса электрической энергии (мощности).

1.                   Неполный переход на двухставочные тарифы.

В условиях существующей организации оптовой торговли электроэнергией, когда АО-энерго сохраняют в своем составе генерирующие мощности, чрезвычайно важно, чтобы отпускной тариф с оптового рынка был двухставочным с раздельными ставками оплаты за электрическую энергию и мощность, поскольку одноставочный тариф не обеспечивает правильных ценовых сигналов для загрузки собственных мощностей АО-энерго.

Попытка ФЭК России ввести такие двухставочные тарифы в 1997 г. не удалась. Из-за заметного удорожания покупной электроэнергии с оптового рынка от этой схемы ценообразования пришлось отказаться в энергозоне Сибири. Для других энергозон (Центра, Северо-Запада, Юга, Волги и Урала) были сохранены двухставочные тарифы, но им была предложена альтернатива – использовать одноставочные тарифы на электрическую энергию, дифференцированные по зонам времени суток, отпускаемую с ФОРЭМ.

Введение такой альтернативной схемы ценообразования на ФОРЭМ трудно признать продуманным решением по следующим причинам:

                    оплата электроэнергии и мощности, получаемых с оптового рынка, по-прежнему, не дает правильных экономических сигналов АО-энерго для загрузки собственных мощностей. Наоборот, она стимулирует загрузку даже самых дорогих мощностей АО-энерго: ставка оплаты, установленная для периода максимума нагрузки в размере 300 руб./кВт-ч, дороже конденсационной выработки на станциях АО-энерго;

                    высокая зональная ставка для периода максимума нагрузки является сильным стимулом для покупателей уйти из этой зоны графика нагрузки, что в условиях статичной схемы ценообразования будет вести к хронической нехватке финансовых средств на оптовом рынке (через единую ставку оплачиваются постоянные расходы, которые электростанции ФОРЭМ несут вне зависимости от того, производят они электроэнергию или нет);

                    одновременное и несогласованное использование двух схем ценообразования также затрудняет обеспечение финансовой сбалансированности на оптовом рынке.

1.            Перекрестное субсидирование между энергозонами ФОРЭМ.

Сохраняется выравнивание тарифов на электрическую энергию (мощность), отпускаемую с ФОРЭМ, в пределах трех энергозон, вместо ранее выделявшихся семи энергозон6. Выравнивание отпускных тарифов с ФОРЭМ в пределах европейской части России и Урала ведет фактически к перекрестному субсидированию издержек на поставки электроэнергии (мощности) потребителям одних территорий России за счет потребителей других территорий. В наименее выгодном положении оказываются в этой ситуации потребители энергозоны Урала.

2.            Оплата избыточной (невостребованной) мощности.

Одним из факторов, удорожающих стоимость электроэнергии в стране, является наличие больших резервов избыточных генерирующих мощностей, стоимость содержания которых, в отличие от других отраслей, продолжает предъявляться потребителям электроэнергии путем включения этих расходов в регулируемые тарифы. ФЭК России совместно с РАО «ЕЭС России» не нашли пока решение этой сложной проблемы. Ситуация еще усугубляется тем, что наименее эффективные избыточные мощности находятся в АО-энерго и не попадают под «юрисдикцию» Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации.

Улучшение платежей.

Ни одно из принятых до сих пор решений не позволило кардинально решить проблему неплатежей, сократить объемы бартера в электроэнергетике. Особенно остро эта проблема стоит для электростанций, работающих на оптовом рынке, которые удалены от потребителей, не имеют постоянной привязки к потребителям определенных регионов и стоят последними в платежной цепочке. Это является в настоящее время одной из самых серьезных проблем развития оптового рынка электроэнергии и создания условий конкуренции.

3.2. Газовая промышленность

3.2.1. Реформы 1992—1996 гг.

Реструктуризация газовой промышленности России, в отличие от электроэнергетики, не привела к серьезным структурным преобразованиям. Крупнейший производитель газа — государственный концерн «Газпром», созданный в 1990 г. на месте бывшего Мингазпрома СССР, — акционировался как единая вертикально интегрированная компания, объединившая в себе добычу, сбор, переработку, магистральный транспорт и хранение природного газа. В РАО «Газпром», образованное в 1992 г. на основании Указа Президента РФ Ґ 1333 «О преобразовании Государственного газового концерна «Газпром» в Российское акционерное общество «Газпром» от 5 ноября 1992 г., вошли практически все территориальные подразделения государственного концерна «Газпром».

РАО «Газпром» получило монопольные права на осуществление хозяйственной деятельности по экспортной торговле газом, осуществляемой его дочерней компанией «Газэкспорт».

Преобразованная структура газовой отрасли, в которой сохранена интеграция сферы добычи природного газа с газотранспортной системой в рамках РАО «Газпром», в принципе, соответствует нынешним условиям добычи газа (высокая степень концентрации на относительно небольшом числе газовых месторождений с сопоставимыми затратными характеристиками) и особенностям существующей интегрированной, централизованно управляемой системы магистральной транспортировки газа. Однако пока создание системы регулирования газовой промышленности существенно отстает от аналогичных процессов в электроэнергетике. С созданием в 1996 г. новой ФЭК России, которая получила функции регулирования оптовой цены газа и тарифов на услуги по транспортировке газа, были сделаны первые шаги по формированию системы государственного регулирования газовой промышленности на федеральном уровне.

3.2.2. Нерешенные задачи реформирования к началу 1997 г.

Реструктуризация и развитие конкуренции.

Сохранение вертикально интегрированной структуры газовой промышленности исключило возможности для появления даже элементов конкуренции. Самостоятельная торговля газом (главным образом попутным нефтяным газом) независимых поставщиков по прямым договорам с потребителями газа, была существенно затруднена из-за отсутствия недискриминационного доступа к газотранспортной сети РАО «Газпром».