Реформирование электроэнергетики Россий

Минимизации себестоимости электроэнергии достигалась комплексным снижением всех затрат в системе:

1. Этому способствовал сам принцип сообщающихся бассейнов, благодаря которому одни и те же электростанции поочередно снабжают электроэнергией регионы, расположенные в разных часовых поясах - она перетекает между бассейнами по мере изменения в них нагрузки. При этом выбирался такой экономически эффективный режим загруженности каждой станции, когда удельный расход топлива минимален. Кроме того, общий бассейн позволяет в нем снизить максимум требуемой мощности, так как пиковые нагрузки отдельных потребителей, в общем случае, не совпадают во времени и усредняются. Тем самым удалось сэкономить примерно 20 млн. кВт генерирующих мощностей, которые понадобились бы дополнительно при самообеспечении регионов, включая резервные мощности.
2. Стоимость электроэнергии минимизируется за счет уменьшения дальности ее перетоков - в основном они организованы между парами соседних сообщающихся бассейнов, то есть, по принципу работы шлюзов. Поэтому снизились затраты на строительство дальних линий электропередачи (ЛЭП), а также потери электроэнергии, растущие с увеличением длины ЛЭП и дальности передачи. Этому способствовало и размещение многих станций вблизи крупных потребителей. Таким образом, в ЕЭС на расстояние свыше 800-1000 км экономически целесообразно передавать не более 3-4% всей мощности ее электростанций.
3. Стоимость электроэнергии в бассейнах снижалась благодаря первоочередному использованию станций с наиболее дешевой электроэнергией и установлению средневзвешенных тарифов при смешивании энергии разной себестоимости. В советские времена было два постоянных средневзвешенных тарифа - 2 копейки за 1 кВт.ч для промышленности и 4 копейки - для населения и коммунальной сферы.

ЕЭС, охватывавшая значительную часть территории Советского Союза, действительно являлась общей  системой энергоснабжения. При этом единые средневзвешенные тарифы исключали, в частности, преференции или получение ренты для кого-либо из потребителей, обусловленные более близким размещением к источнику наиболее дешевой электроэнергии, что не являлось заслугой или результатом действий этих потребителей. А более высокий тариф для населения и коммунального хозяйства объяснялся большим количеством «переделов» напряжения - конечным является 220 В - и необходимостью содержать дополнительно к высоковольтным сетям, к которым подсоединены промышленные предприятия, еще и обширные распределительные сети низкого напряжения  [4].

Все перечисленные  выше принципы и достоинства ЕЭС  были реализованы благодаря тому, что ее организационная структура  хозяйствования и управления полностью  соответствовала технологической  «бассейновой» структуре. Технологическое и организационное единство позволяло в рамках единого хозяйствующего субъекта централизованно управлять электростанциями и перетоками электроэнергии «сверху вниз», руководствуясь описанными выше общесистемными критериями надежности и правилами минимизации себестоимости электроэнергоснабжения потребителей.

Технологическое управление ЕЭС осуществляла единая диспетчерская служба, Центральное диспетчерское управление (ЦДУ), которое непрерывно решало задачу оптимизации передачи и распределения электроэнергии, направленной на поддержание минимальными затраты в системе. Для этого ЦДУ регулировало перетоки между сообщающимися бассейнами и управляло станциями, их наполнявшими. Перетоками внутри «больших» бассейнов управляли их диспетчерские службы - объединенные диспетчерские управления, а внутри региональных систем действовали свои соответствующие диспетчерские управления.

Технологическая и организационная целостность в сочетании с единством управления ЕЭС «сверху вниз» были обусловлены не только необходимостью достижения максимальной надежности и экономической эффективности электроэнергоснабжения потребителей, что, впрочем, трактуется сегодня некоторыми исследователями и авторами принятой концепции реформы электроэнергетики, как пережиток социализма, но и физической сущностью электроэнергии. Дело в том, что электроэнергия - виртуальный товар, который нельзя складировать, она передается по проводам со скоростью света и должна немедленно потребляться по мере ее производства. Таким образом, производство, передача, распределение и потребление электроэнергии как процесс физически единый, неделимый и быстропротекающий требует технологического и организационного единства в рамках целостной энергосистемы. 

Исследователи отмечают, что многие преимущества ЕЭС после акционирования и приватизации электроэнергетики в 1992-1993 гг. остались в прошлом, когда было разрушено организационное единство системы. Вместо единого, хотя и недостаточно эффективного, хозяйствующего субъекта в лице Министерства энергетики был образован холдинг РАО «ЕЭС России», включающий свыше 80 дочерних региональных вертикально-интегрированных компаний - АО-энерго. Как отмечает М.Гельман: «При этом над входами в сообщающиеся бассейны прибили вывески с названием «Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности» (ФОРЭМ), прикрепив к нему в качестве поставщиков крупные электростанции - тепловые и гидравлические (ТЭС и ГЭС), которые также стали дочерними акционерными обществами РАО «ЕЭС». Но рынок не возник. И понятно почему - естественная монополия под него не приспособлена в принципе. А некогда экономически и технически благополучные крупные электростанции, в частности тепловые, работающие на ФОРЭМ, пришли в упадок»  [4].

Причины происшедшего кроются в отходе от прежних системных принципов и критериев электроснабжения потребителей и замене их коммерческими интересами множества мелких региональных энергосистем – АО-энерго. АО-энерго стало выгоднее использовать в первую очередь собственные станции, расположенные внутри соответствующих региональных бассейнов. Эти станции менее мощные, чем на ФОРЭМ, и вырабатывают более дорогую электроэнергию, от продажи которой получают в абсолютном исчислении больше выручки и прибыли. По этой причине управление производством электроэнергии и ее перетоками происходило теперь без превалирования общесистемных интересов и экономической оптимизации. В Советском Союзе региональные (местные) станции, к которым в основном относились ТЭЦ, эксплуатировались в большинстве своем только в холодное время года, когда требовалась тепловая энергия, а спрос на электроэнергию возрастал. В наши дни такие ТЭЦ во многих населенных пунктах нередко работают и летом, обогревая невостребуемым теплом окружающую среду, на что впустую расходуется немало топлива, а возникающие издержки оплачивает потребитель. Как следствие этого, отбор электроэнергии с ФОРЭМ, при такой оптимизации региональными энергосистемами собственной прибыли, резко понизился. Средняя годовая загрузка крупнейших тепловых станций на ФОРЭМ суммарной мощностью 51,8 ГВт, работавших в начале 90-х гг. практически на полную мощность, в третьей четверти 90-х гг. немногим превышала половину их возможностей, хотя их мощность составляет почти четверть от всех генерирующих мощностей. Половинчатая загрузка крупных ТЭС вызвала увеличение удельных затрат на производство электроэнергии, что резко ухудшило их экономическое положение, повлекшее за собой ухудшение технического состояния этих станций. 

Нужно отметить, что «местечковая» оптимизация эффективности поощрялась региональными администрациями, контролирующими региональные энергетические комиссии, которым дано право самостоятельно регулировать тарифы на местах. Существует очевидная зависимость: чем больше выручка и прибыль АО-энерго, которые возрастают при реализации собственной, более дорогой, чем на ФОРЭМ, электроэнергии, тем большая сумма налогов в абсолютном исчислении поступает в бюджеты всех уровней.

Таким образом, результатом недальновидного, исходя из экономических критериев, акционирования электроэнергетики в 1992-1993 гг. и отказа при этом от прежних принципов оптимального регулирования ЕЭС, явилось начало в российской электроэнергетике кризисных процессов и явлений, что в значительной степени усугубилось тотальным кризисом неплатежей, сковавшим отечественную экономику в 1995-98 гг. К основным негативным моментам можно отнести следующие: низкая эффективность и высокая энергоемкость производства; отсутствие стимулов к повышению эффективности производства; участившиеся перебои энергоснабжения и аварии; низкая инвестиционная привлекательность и непрозрачность бизнеса; отставание темпов ввода новых мощностей от темпов роста электропотребления и др. Исходя из изложенного выше, целесообразность проведения взвешенных реформ в электроэнергетике к началу 1998 г. являлась, по мнению многих исследователей, непреложным фактом.

Глава 2. Реформа электроэнергетики: цели и задачи

2.1. Официальная концепция реформы

Менеджментом  РАО «ЕЭС России» совместно с  Правительством РФ в течение 1998-2003 гг. была подготовлена концептуальная и законодательная база для реформирования компании. Специально созданная для этих целей Концепция Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003-2008 гг. «5+5» предполагает, что на процесс реформирования компаний, входящих в холдинг РАО «ЕЭС России» потребуется 3 года, и к 2006 г. из РАО «ЕЭС России» будут выделены все основные субъекты отрасли. После этого потребуется еще 2 года на их доформирование и завершение корпоративных процедур. В результате этого через 5 лет (в 2008 г.) будет сформирована целевая структура отрасли [7].

Основными целями реформирования электроэнергетической  отрасли являются:

1. Повышение эффективности предприятий электроэнергетики;
2. Создание условий для развития отрасли на основе частных инвестиций.

При этом основными задачами реформы являются следующие:

1. Разделение отрасли на естественно-монопольные (в основном, передача и распределение электроэнергии, диспетчеризация) и конкурентные (производство электроэнергии, сбыт) виды деятельности;
2. Создание системы эффективных рыночных отношений в конкурентных видах деятельности;
3. Обеспечение недискриминационного доступа к услугам естественных монополий;
4. Эффективное и справедливое государственное регулирование естественных монополий, создающее стимулы к снижению издержек и обеспечивающее инвестиционную привлекательность естественных монополий.

Авторы  реформы также продекларировали, что РАО «ЕЭС России» будет стремиться к достижению указанных целей реформирования, с учетом:

1. Обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения добросовестных потребителей электро- и теплоэнергии в кратко- и долгосрочной перспективе.
2. Обеспечения баланса между исполнением интересов собственников компании, государства и других заинтересованных субъектов, включая потребителей продукции и услуг, производимых в отрасли и сотрудников компании.

Реализация  реформирования электроэнергетики  была бы невозможна без формирования соответствующей правовой основы. В связи с этим Правительством Российской Федерации был разработан и внесён в Государственную Думу пакет законопроектов, регламентирующий реформирование электроэнергетической отрасли и РАО "ЕЭС России", задающий основные контуры и принципы функционирования электроэнергетики в будущем в условиях конкуренции и ограниченного государственного вмешательства в хозяйственные отношения. Так был принят закон «Об электроэнергетике», а также законы, вносящие изменения и дополнения в уже существующие законы: «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», «О естественных монополиях», «Об энергосбережении». Также были внесены изменения в Гражданский кодекс.

Исходя  из содержания указанных документов, структура экономических отношений в электроэнергетическом комплексе будет выглядеть следующим образом.

Переходный период (2003 - ориентировочно конец 2007 гг.). Данный период необходим с целью отработки рыночных механизмов организации хозяйственных отношений в электроэнергетике и обеспечения последовательного перехода от существующей системы административной регуляции к формированию конкурентной среды. В данный период изменения в отрасли протекают по следующим основным направлениям:

1. Переход от вертикально – интегрированных энергокомпаний к разделению видов деятельности.

В переходный период произошло полное разделение потенциально конкурентных и естественно–монопольных видов деятельности в электроэнергетике путём реорганизации региональных АО–энерго. В результате было достигнуто организационное разграничение генерации, передачи, сбыта, диспетчеризации и ремонтной деятельности, а также непрофильных видов деятельности. Дополнительным условием, которое исключит в будущем возможность для злоупотребления ресурсами ранее существующей интегрированной структуры, является запрет на одновременное владение имуществом, используемым для осуществления естественно–монопольных и потенциально конкурентных видов деятельности.

Вместе  с тем, в ряде случаев совмещение видов деятельности в электроэнергетике  будет необходимо. В связи с  этим, право на одновременное осуществление  монопольных и конкурентных видов  деятельности будут иметь хозяйствующие  субъекты, которые:

1. функционируют в рамках изолированных энергосистем, при условии отсутствия или ограничения конкуренции;
2. осуществляют деятельность по оперативно–диспетчерскому управлению и деятельность по передаче электроэнергии исключительно в целях удовлетворения собственных производственных нужд;
3. территориальные сетевые компании, которые получили статус гарантирующего поставщика.

2. Введение на оптовом рынке системы, сочетающей свободное ценообразование и тарифное регулирование.

В этот период реализация электроэнергии на оптовом  рынке  осуществляется как по регулируемым тарифам, так и по свободным ценам. Объёмы электроэнергии, которые сможет реализовать по свободным ценам каждый поставщик – субъект оптового рынка, определены Правительством. В целях регулирования тарифов в этот период Правительство будет ежегодно, до принятия бюджета устанавливать предельные уровни тарифов на электрическую энергию. При этом будет обеспечена защита интересов населения посредством утверждения для нее отдельных предельных уровней цен.

3. Замена тарифного регулирования механизмами свободного ценообразования.

С момента  окончания переходного периода (т.е. с момента вступления в силу правил оптового рынка) вступают в силу положения  закона «Об электроэнергетике», определяющие порядок функционирования оптового и розничных рынков. В результате на оптовом рынке начинает действовать механизм формирования равновесных цен в рамках ценовых зон, границы которых определяются Правительством. Основой данного механизма является система подачи поставщиками и покупателями ценовых заявок (которые могут быть с нулевой ценой – то есть ценопринимающими). В результате сопоставления поданных заявок (указанных в них объемов электроэнергии и цен) определяется цена, по которой осуществляется купля-продажа электроэнергии, а также осуществляется оперативно-диспетчерское управление.

Кроме системы  подачи заявок (то есть, спотового рынка) будет также действовать рынок прямых договоров, сущность которого состоит в реализации электроэнергии по ценам, определяемым сторонами (вне зависимости от определённой равновесной цены) на основе двусторонних договоров. Весь механизм организации торгов будет действовать с учётом строгой очерёдности загрузки генерирующих мощностей (в первую очередь – мощности, обеспечивающие системную надёжность и АЭС в части обеспечения условий их безопасной эксплуатации; во вторую очередь – ТЭС в объеме производства электроэнергии, соответствующем их работе в теплофикационном режиме, и ГЭС в объеме производства электрической энергии, который необходимо произвести по технологическим причинам и в целях обеспечения экологической безопасности).