Уроки реформы в электроэнергетике: иллюзии, просчеты, перспективы

В статье анализируются проблемы реформирования электроэнергетики на основе развития рыночных отношений в отрасли. В контексте разработанного авторами методического подхода рассмотрены факторы, определяющие эффективность рынка электроэнергии: качество организационной модели и состояние окружающей экономической среды. Исследованы расхождения идеальных представлений, заложенных в действующей модели рынка, и реальных экономических отношений, непосредственно связанных с технологическими особенностями отрасли. Приведены альтернативные модели электроэнергетического рынка и механизмы управления отраслью, представлены авторская концепция, а также конкретные меры по ее реализации.

Общественную эффективность российского рынка электроэнергии, созданного в процессе кардинальных организационно-экономических преобразований в отрасли, надо оценивать по следующим критериям:

• привлечение инвестиций и их реализация в прогрессивных энерготехнологиях;
• бездефицитность балансов энергии и мощности;
• общественно-приемлемые цены на электроэнергию (мощность);
• надежность электроснабжения и системная надежность в соответствии с установленными стандартами;
• свободный выбор потребителем варианта электроснабжения и поставщика электроэнергии (мощности).

Проанализировав состояние и потенциал энергорынка на основе указанных характеристик, можно в целом негативно оценить результативность реформы электроэнергетики в России. Попробуем разобраться в причинах такого положения и наметить пути выхода из сложившейся ситуации. Для этого рассмотрим две группы факторов, определяющих эффективность рынка электроэнергии и мощности: состояние окружающей (внешней) экономической среды и качество организационной модели рынка.

Окружающая экономическая среда

Электроэнергетика как отрасль и рынок электроэнергии и мощности как сфера операций по купле-продаже энергетических товаров функционируют в определенной внешней среде. Ее составляют следующие элементы: финансовые (инвестиционные) и производственные ресурсы и услуги по их применению (использованию), политика правительства в сфере топливно-энергетического комплекса и собственно электроэнергетики, а также, что немаловажно, культурно-ментальные характеристики бизнес-сообщества и населения.

От качества окружающей среды во многом зависит возможность раскрыть потенциал организационной модели электроэнергетического рынка и, таким образом, его общественная эффективность. Если инвестиционный климат в целом в стране плохой, наблюдается нехватка квалифицированных специалистов (особенно инженеров), ценовая политика правительства в отношении базового энергетического топлива отличается непоследовательностью либо выраженным повышательным трендом, ситуация на рынке оборудования неясная, энергосберегающие тенденции не очевидны, а бизнес не имеет сильной инновационной мотивации, то даже самая лучшая модель энергорынка не будет нормально функционировать (Гительман, Ратников, 2009).

В нашем случае налицо игнорирование неблагоприятных факторов внешней среды, на практике ведущее к постоянным попыткам доработать и «улучшить» саму модель. Но электроэнергетику и соответствующий рынок нельзя рассматривать вне контекста общей экономической ситуации в стране. Так, рост цен на электроэнергию в России вызван целым рядом внешних (для электроэнергетики) факторов, в том числе:

• отсутствием дешевых и «длинных» денег для инвестиций и общим неблагоприятным инвестиционным климатом;
• ростом цен на газ — основное энергетическое топливо;
• инфляционным повышением стоимости практически всех товаров и услуг, потребляемых в электроэнергетике;
• неэффективным регулированием тарифов, в частности на передачу электроэнергии в сетевом комплексе.

При росте средних цен на электроэнергию на розничном рынке не решена проблема перекрестного субсидирования «промышленность — население». При этом основная нагрузка ложится на малый и средний производственный бизнес¹.

Общеизвестно, что растущие цены сдерживают экономический рост, особенно если он базируется на устаревших технологиях. Но высокие цены на электроэнергию можно рассматривать и как стимул к повышению энергоэффективности в потребительском комплексе. В связи с этим жаловаться на них при огромном потенциале энергосбережения в России — значит пытаться прикрыть собственную хозяйственную несостоятельность. Причем нередко отечественные цены прямо сравнивают с зарубежными, что некорректно из-за несопоставимости условий энергоснабжения и энергопользования в разных странах. (Можно исследовать динамику цен на энергию в отдельных странах с выявлением ее факторов.)

Цены на природный газ в стране будут расти, пока Россия его экспортирует. Но одновременно повышается экономическая эффективность проектов технического перевооружения в электроэнергетике, внедрения прогрессивной техники и технологий.

К сожалению, многие энергоменеджеры забыли такую экономическую категорию, как себестоимость, и оперируют в основном объемно-ценовыми показателями. Есть и другой аспект этой проблемы. Если энергокомпания получает экономию от снижения стоимости генерирования или передачи энергии, то этот эффект, как правило, не транслируется в конечные (розничные) цены, а в лучшем случае распределяется между акционерами (владельцами) и топ-менеджментом энергокомпании. Важно создать действующий механизм распределения данного эффекта.

Последние решения правительства РФ о замораживании тарифов на электроэнергию для промышленных потребителей, несмотря на позитивную оценку в целом, вызывают ряд вопросов.

1. Если ставятся цели снизить инфляцию и оживить экономический рост, то одновременно надо зафиксировать цены на все виды энергетического и моторного топлива.
2. Необходимо оценить возможные потери рентабельности энергетического бизнеса, в том числе за счет снижения прибыли в результате реализации подобных решений.

Теоретически административная фиксация цен на электроэнергию должна стимулировать как внедрение специальных программ управления эксплуатационными издержками, так и снижение себестоимости производства в энергокомпаниях. Однако вряд ли подобная реакция энергоменеджмента (особенно в генерирующих компаниях) на действия регулятора в наших условиях получит широкое распространение, учитывая традиционные объемно-ценовые способы достижения финансовых целей бизнеса. В сетевых тарифах, построенных по методу «экономически обоснованной доходности на инвестируемый капитал», известному за рубежом как метод RAB («регулируемая база активов»), уже предусмотрен механизм снижения затрат, но сейчас он практически не работает. Поэтому в настоящее время перед регулирующими органами стоит задача привести его в действие. Кроме того, назовем ряд мер, реализация которых может повысить результативность принятых решений.

1. Следует пересмотреть набор инвестиционных программ, финансируемых за счет собственных средств из прибыли энергокомпаний. Особое внимание нужно уделить инвестициям в надежность и сооружение (модернизацию) перспективных энергообъектов в отдельных регионах страны.
2. Необходимо заморозить цены по всей цепочке: генерация— передача—распределение—сбыт. Если ограничиваться только конечными — розничными — ценами, это может привести к полному развалу рынка генерации.
3. Не следует компенсировать потери энергетиков за счет населения (после ликвидации перекрестного субсидирования).
4. Важно определить оптимальный период замораживания цен на электроэнергию и критерии его окончания, запустить механизм рыночных цен; при этом надо учитывать вероятность роста цен на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

Модель рынка

Концепция рыночных преобразований в отрасли изначально предполагала реализацию общих экономических постулатов свободного (конкурентного) товарного рынка с учетом технологических особенностей электроэнергетики и электроснабжения (включая поддержание надежности в коммерциализованной бизнес-среде, а также сетевые и режимные ограничения в энергосистемах). Была создана искусственная модель электроэнергетического рынка, содержащая финансовые и экономико-математические блоки с соответствующими техническими условиями и ограничениями.

В результате получилась замкнутая жесткая конструкция с весьма сложной структурой, пронизанной многочисленными финансовыми связями с разнонаправленными интересами. Она включает как свободный, так и регулируемый секторы рынка с различными механизмами ценообразования и стимулирования приватизированных и государственных функциональных энергокомпаний, взаимодействующих с вновь образованными трейдинговыми и сервисными организациями. Подобной модели рынка электроэнергии и мощности присущ ряд недостатков, снижающих общественную эффективность реформы отрасли.

1. Естественное повышение общего ценового фона рынка вследствие демонтажа и функционального разделения региональных вертикально интегрированных энергокомпаний, появления большого числа новых бизнес-структур, обеспечивающих функционирование рынка, создания специальных органов управления.
2. Частые корректировки модели (ведущие, как правило, к ее дополнительному усложнению) с целью «улучшить» рынок, больше приспособить его к реальной действительности. Таким образом, в силу изначально искусственной рыночной конструкции регуляторы вынуждены периодически (на деле весьма часто) менять правила работы рынка, что дезориентирует его участников, прежде всего инвесторов.
3. Регулярно возникающие конфликты интересов основных участников (генерирующих, сетевых, энергосбытовых компаний и потребителей), так как они взаимодействуют опосредованно через сконструированную систему, в рамках которой сочетаются регулируемый и либерализованный рынки. При этом появляются новые игроки — многочисленные субъекты финансовых отношений в рыночном пространстве.
4. Особое «мягкое» экономическое давление на неэффективных генераторов (производителей), не прошедших конкурентный отбор по экономическим (ценовым) и техническим критериям. Такие генераторы остаются работать на определенных условиях, что не способствует повышению технико-экономического уровня отрасли, особенно с учетом критического износа основных фондов энергокомпаний.

Приведем конкретный пример. На основе экономико-математических моделей, включающих множество корректирующих параметров, построены отдельные «организованные» рынки электроэнергии и мощности. При этом долгосрочный рынок мощности отличается особой сложностью, так как конкурентные отборы мощности (КОМ) генераторов-производителей, претендующих на централизованную оплату своих условно-постоянных расходов, учитывают не только стоимостной фактор (ценовую заявку), но и установленные технические требования к энергообъекту. Причем заявлено, что не прошедшие КОМ генераторы не будут участвовать в перспективном балансе мощности и должны быть демонтированы (или реконструированы). В действительности процесс КОМ сопровождается различными исключениями. В результате даже не прошедшим аукцион генераторам не грозит отказ в финансировании издержек, и они продолжают работу в соответствующем режиме. Кроме того, ГЭС и АЭС участвуют в КОМ, как и в спот-рынке электроэнергии («рынке на сутки вперед»), на льготных условиях, подавая так называемые ценопринимающие заявки (с нулевой ценой). Это само по себе экономически абсурдно и может привести к парадоксальным ценовым ситуациям, в частности при опережающем развитии льготных энергообъектов и массовом внедрении возобновляемых источников энергии (ВИЭ), о чем говорили отечественные и зарубежные эксперты (см.: Домен, Ройтер, 2010).

При организации рынка в отрасли акцент был сделан на существенном усилении финансового менеджмента, в основном ориентированного на операции с финансовыми активами частных компаний и различные корпоративные процедуры. Технический контур управления отошел на второй план со всеми вытекающими последствиями: потерей квалифицированных и опытных кадров, падением интереса к подготовке инженеров-энергетиков в вузах и, как результат, снижением энергоэкономической эффективности производства на электростанциях и в электросетях, отсутствием мотивации к инновационным разработкам в технике и технологиях энергетического производства, то есть к модернизации технически отсталой отрасли.

Сложная ситуация сложилась с формированием конкурентного энергоремонтного рынка. Придя в электроэнергетику, «финансовые» менеджеры не стали совместно с инженерами заниматься повышением энергоэффективности и технического уровня производства, а начали выводить из энергокомпаний так называемые непрофильные активы (элементы основных непроизводственных фондов). Не отрицая значения этой акции для снижения издержек, заметим, что в число непрофильных активов — либо по недоразумению, либо по некомпетентности лиц, принимающих решения, — попали и энергоремонтные структуры. Идею создать на их базе энергосервисный рынок можно считать экономически оправданной. Однако процесс был практически пущен на самотек. На рынок хлынули мелкие предприятия, не имеющие опыта и не располагающие соответствующими производственными активами, а также квалифицированным персоналом, хорошо знающим энергооборудование разных видов (как отечественное, так и импортное). Подобная «рыночная стихия», конечно, сразу негативно сказалась на соотношении «цена — качество», и многие энергокомпании начали воссоздавать собственные ремонтные подразделения.

Уместно напомнить, что ремонт в электроэнергетике отличается особой сложностью и ответственностью: он обеспечивает бесперебойную работу оборудования и готовность энергообъектов нести нагрузку, то есть в конечном счете системную надежность и надежность электроснабжения потребителей. Капитальный ремонт, устраняя физический износ, позволяет восстанавливать и даже повышать проектные технико-экономические параметры энергообъектов, если проводится совместно с технической модернизацией; он более продолжительный и трудоемкий, его стоимость выше. Поэтому высока доля затрат на ремонт в производственных издержках генерирующих и сетевых предприятий.

Можно утверждать, что эксперимент с формированием энергоремонтного рынка оказался неудачным. Минэнерго РФ не разработало его общую концепцию, в том числе в связи с политикой в области развития отечественного энергомашиностроения, не установило стандартные требования к энергосервисным компаниям, выраженные в системе лицензирования и сертификации и препятствующие выходу на рынок некомпетентных структур. Не созданы условия для привлечения к энергосервисной деятельности заводов — изготовителей оборудования, способных осуществлять его комплексное (инжиниринговое) сопровождение в течение всего нормативного срока полезного использования.

При анализе модели энергорынка нужно учитывать национальную специфику его технологической инфраструктуры, то есть электросетевого комплекса. Из-за наличия сетевых ограничений приходится дробить потенциальное рыночное пространство, существующее в рамках Единой энергетической системы (ЕЭС) России, на многочисленные зоны и узлы. В результате возникает множество микрорынков со своими ценами. Это усложняет и удорожает саму модель, искажает ценовые сигналы при выборе места размещения новых генерирующих мощностей, не позволяет полнее использовать мощности наиболее эффективных электростанций.

Надо учитывать и структуру генерирующих мощностей, сложившуюся в национальной энергетике. Наличие значительной доли специфических энергообъектов типа ГЭС, АЭС и ТЭЦ² с фиксированным режимом работы ведет к усложнению рыночной модели путем введения привилегированных условий участия этих объектов в работе рынка, а также использования методов, исключающих парадоксальные ценовые флуктуации, периодически вызываемые их выходом на спот-рынок электроэнергии.

Причины изложенных выше недостатков модели энергорынка обусловлены несоответствием идеализированных представлений ее разработчиков реальным экономическим отношениям. Рассмотрим наиболее важные примеры такого несоответствия.

1. Потребительский выбор. Это базовая характеристика свободного товарного рынка. В концепции реформирования отрасли в формате свободных двухсторонних договоров предполагалось, что потребитель выбирает генератора (производителя) на конкурентном оптовом рынке по ценовому критерию самостоятельно или опосредованно через энергосбытовую компанию, действующую на розничном рынке.

Но, во-первых, сбытовые организации могут практически конкурировать между собой лишь в пределах сбытовой надбавки, которая оказывает несущественное влияние на розничную цену (тариф). Поэтому для потребителя этот выбор реального интереса не представляет³.

Во-вторых, на оптовом рынке представлены генераторы с разной стоимостью производства, часто изменяющейся в широком диапазоне. Поэтому при определенном числе (мощности) экономичных генераторов, причем в условиях сетевых ограничений, доступ к ним всегда будет лимитирован; в итоге мы получаем конкуренцию потребителей за заключение контракта с наиболее экономичными генераторами. Это не только «переворачивает» рынок, но и, что важно, создает условия для дискриминации значительной части потребителей в силу как их энергоэкономических характеристик и платежеспособности, так и неформальных отношений контрагентов. Потребительский выбор на практике должен быть связан с рассмотрением альтернативных вариантов электроснабжения: активное энергосбережение; сооружение собственных энергоисточников; заключение договоров с независимыми производителями электроэнергии — владельцами объектов малой энергетики (распределенной генерации).

2. Конкуренция на оптовом рынке. На организованном спот-рынке функционируют генераторы разных типов с разной энергоэффективностью (топливной составляющей издержек) и различными режимными характеристиками. Следовательно, с точки зрения конкуренции их стартовые характеристики не сопоставимы. Причем по причине режимного фактора ТЭЦ, ГЭС, АЭС вообще не должны участвовать в конкурентном спот-рынке; кроме того, их участие в нем искажает цены — иногда до абсурдных значений. В совокупности с сетевыми ограничениями это уменьшает емкость рынка и искажает ценовые сигналы для инвесторов.

Главное условие для конкуренции производителей — превышение предложения над спросом. Но применительно к электроэнергетике в длительных периодах такая ситуация возникает редко, особенно если учитывать необходимость модернизации (реконструкции) энергообъектов и поддержания технологического резерва, а также неопределенность, связанную с динамикой экономического роста. Поэтому энергобаланс в данной зоне рынка может колебаться в широких пределах — от избыточного до дефицитного. В последнем случае возможен резкий рост цен на спот-рынках, что обычно требует оперативного вмешательства регулятора.

В электроэнергетике целесообразно развивать и поощрять другие формы конкуренции, например выход на рынок независимых производителей энергии, создание энергоустановок (в том числе автономных) непосредственно у потребителей. Особенно важна конкуренция между поставщиками услуг на энергосервисных рынках, а также между частными компаниями в рамках аукционов инвестиционных проектов, проводимых в регионах с дефицитом генерирующих мощностей в соответствии с государственными программами.

3. Ценовые механизмы рынка. Сочетание свободных и регулируемых цен (тарифов), установление ценовых пределов на спот-рынке и сомнительное обоснование КОМ на рынке мощности снижают эффективность рынка электроэнергии и мощности в целом и провоцируют конфликт интересов основных участников. Например, позиции генерирующих компаний с ТЭС усложняются при росте регулируемых сетевых тарифов в условиях сдерживания цен на розничном рынке (в частности, при включении затрат на масштабные инвестпрограммы в сетевые тарифы, предусматривающие обеспечение необходимой доходности на инвестированный капитал). В результате генераторы вынуждены отказываться от реализации модернизационных проектов, а структура потребительского тарифа деформируется в сторону сетевой составляющей.

В ряде случаев маржинальное ценообразование на спот-рынке электроэнергии ведет к возникновению абсурдных ситуаций. Подобные случаи характерны для энергосистем, содержащих ГЭС наряду с низкоэкономичными (угольными) ТЭС. Поскольку единая цена спот-рынка определяется по топливной составляющей ТЭС, замыкающей баланс энергосистемы, ГЭС получают огромную маржу, а потребитель — повышенные тарифы на розничном рынке. В результате высокая эффективность гидроэнергетики не транслируется в народное хозяйство и не способствует размещению производства с учетом энергетического фактора.

4. Оперативно-диспетчерское управление и рынок. На свободных товарных рынках производитель самостоятельно определяет свою производственную программу, исходя из портфеля заключенных договоров. Изначально концепция и модель энергорынка не учитывали, что на рынке электроэнергии и мощности такая возможность ограничена из-за периодического вмешательства органов оперативно-диспетчерского управления (служб системного оператора).

В условиях централизованного энергоснабжения, при котором все крупные электростанции объединены в электроэнергетические системы для параллельной работы по единому графику, их нагрузку корректирует системный оператор (СО). Это необходимо для обеспечения системной надежности, бездефицитного энер-гомощностного баланса в каждый момент времени, поддержания единой частоты в энергосистеме и стандартных уровней напряжения в узлах нагрузки. При этом СО осуществляет управление энергетическими резервами всех видов и высокоманевренными (пиковыми) энергоустановками.

Конечно, при переходе к свободному рынку электроэнергии и мощности функции СО видоизменяются. Например, диспетчерская оптимизация распределения нагрузки между генераторами, работающими в однородном режиме, заменяется централизованным аукционом ценовых заявок. Тем не менее обеспечение и контроль надежности и качества электроснабжения остаются важнейшими функциональными обязанностями СО. Значит, нельзя исключить его вмешательство в коммерческую деятельность энергообъекта (бизнес-структуры). Но, беспрекословно выполняя команду СО, данная бизнес-структура (электростанция) оказывает ему соответствующую услугу; при этом режим выработки электроэнергии может быть экономически не оптимальным. Следовательно, системная услуга должна быть оплачена, а причиненный ущерб — возмещен.

Механизм реализации финансовых обязательств СО может быть разным: фиксированные тарифы либо специализированный рынок системных услуг со встроенным ценовым аукционом. На наш взгляд, первый вариант предпочтительнее, если исходить из критерия «эффект-затраты» и учитывать реальную ограниченность выбора.

Проблема участия ТЭЦ в рынке электроэнергии

При выборе модели электроэнергетического рынка данная проблема для России ключевая. Дело в том, что доля ТЭЦ в электробалансе страны составляет около 50%, а их социальная роль в суровых климатических условиях — как основы централизованного теплоснабжения — очень велика. Но ТЭЦ имеют энерготехнологическую специфику: летом при снижении тепловой нагрузки паротурбинные (ПТУ) отопительные ТЭЦ вырабатывают электроэнергию только в неэкономичном конденсационном режиме. ТЭЦ, как считают многие энергетики-профессионалы, не могут и не должны участвовать в свободном оптовом рынке электроэнергии и мощности. Назовем лишь две причины: высокая волатильность цен на электроэнергию и низкие маневренные возможности современных систем теплоснабжения. Поэтому наилучший вариант для традиционных (но прошедших техническое перевооружение) ТЭЦ общего пользования — работа в составе крупных вертикально интегрированных энергокомпаний (возможно, с холдинговой организацией) при регулируемых ценах и оптимальном генерационном режиме. Летом некоторые ТЭЦ можно использовать в качестве системного резерва, а преобразованные в парогазовую установку (ПГУ) могут вырабатывать электроэнергию с КПД более 50%. Небольшие ТЭЦ распределенно-локального размещения могут функционировать на основе свободных договоров с потребителями электричества и тепла, но при контроле верхнего уровня цен регулирующими органами.

Сооружение новых крупных ТЭЦ, как паротурбинных, так и парогазовых, необходимо прекратить, изменив концепцию теплофикации страны. Нужно строить небольшие ТЭЦ разного типа — ГТУ (газотурбинные установки), ПГУ, ПТУ — в рамках развития региональной распределенной генерации (в розничном секторе рынка). Целесообразно реконструировать некоторые котельные, установив в них электрогенераторы и превратив их в малые и мини-ТЭЦ. Эти установки будут совмещены с высокоавтоматизированными котельными (исходя из оптимального коэффициента теплофикации для данного района теплоснабжения).

Крупные паротурбинные ТЭЦ с физически и морально устаревшим оборудованием независимо от вида топлива должны пройти техническое перевооружение на основе внедрения прогрессивных технологий и модернизации оборудования. Однако при преобразовании паротурбинной ТЭЦ в парогазовую могут значительно возрасти электрическая мощность и абсолютные объемы расхода газа. Поэтому такой подход нужно применять ограниченно и только в энергосистемах с дефицитным электробалансом (принимая во внимание возможность эффективной работы ПГУ—ТЭЦ в конденсационном режиме). Одновременно надо реконструировать теплотранспортные системы.

Предложения по реорганизации управления электроэнергетикой

На фоне многочисленных предложений наиболее перспективным представляется вариант организационной модели рынка, выдвинутый учеными Института систем энергетики СО РАН (Беляев, 2009; Подковальников, 2012). Это модификация широко распространенной за рубежом модели «единственного покупателя».

Обычно в качестве единственного покупателя (ЕП) выступает так называемое «закупочное агентство» (ЗА), роль которого исполняет частично интегрированная (передача, распределение, сбыт) энергокомпания — национальная либо региональная. Подобное ЗА организует конкуренцию на оптовом рынке между генерирующими компаниями и независимыми производителями за право заключить контракт (как правило, долгосрочный) на поставку электроэнергии (мощности) данному ЕП, который далее перепродает ее потребителям на розничном рынке (принцип монопсонии). Таким образом, в модели ЕП никто из производителей (генераторов) не может иметь прямых договорных отношений с потребителями — только с закупочным агентством.

Для выполнения функций ЗА на оптовом рынке отечественные специалисты предлагают создать Федеральную электроэнергетическую управляющую компанию (ФЭУК). Инвестировать в развитие электроэнергетики (электростанции и ЛЭП) следует на основе перспективных планов и программ, которые разработает эта компания. Причем инвестиции направляются в объекты, которые строят как частные инвесторы (с гарантией возврата инвестиций), так и государство. Для финансирования развития отрасли создается внебюджетный фонд развития электроэнергетики, главным источником формирования которого служит инвестиционная составляющая в тарифах для всех потребителей.

У производителей, признанных ФЭУК наиболее эффективными, электроэнергия покупается по долгосрочным регулируемым договорам. Инвесторам, выигравшим соответствующий конкурс (аукцион), гарантируется возврат инвестиций (через регулируемые цены).

В рамках обсуждаемой модели ЕП предлагается перевести ТЭЦ с оптового на регулируемые (региональные) розничные рынки с формированием на их базе вертикально интегрированных компаний для электро- и теплоснабжения потребителей на обслуживаемой территории (при участии в оптовом рынке только избыточными мощностями). Это представляется логичным⁴.

На наш взгляд, в целом модель ЕП имеет ряд преимуществ по сравнению с действующей: более простая структура, лучшее энергоэкономическое регулирование, наличие потенциала для вариантного развития. Вместе с тем при анализе подобной конструкции возникает ряд вопросов.

1. Предложение о создании ФЭУК отражает экстерриториальный подход к организации рынка, то есть игнорирует региональный принцип, что в условиях России вряд ли правильно.
2. Вызывает сомнение возможность создать реальную горизонтальную конкуренцию между действующими производителями на оптовом рынке. Для этого требуются условия, которые, как правило, характеризуются нестабильностью: избыточность мощностей и техническая идентичность многих энергообъектов (сопоставимость технических характеристик при различии экономических).
3. Существует опасность дискриминации некоторых производителей, даже высокоэкономичных, со стороны ЗА. В частности, это может относиться к новым независимым производителям, которым в итоге грозит поглощение крупными генерирующими компаниями.
4. В условиях инфляции ЗА (как агент государства) может устанавливать жесткие ценовые ограничения на покупку электроэнергии, что приведет к постепенному сокращению участия частного бизнеса в электроэнергетике. Аналогичные последствия может вызвать слишком детальная регламентация технико-экономических параметров при организации аукционов инвестиционных проектов.
5. Широкое применение механизма гарантирования инвестиций для целевых проектов сооружения крупных электростанций и включение в тарифы инвестиционной составляющей будут ускорять рост цен на энергию. К этому же эффекту приведут отсутствие вертикальной интеграции генерации с передачей (и распределением) электроэнергии, а также неустойчивая и слабая ценовая конкуренция между производителями.
6. Частично интегрированная модель ЕП, экономически отделяющая генераторов от потребления при экстерриториальном подходе (см. п. 1), недостаточно учитывает необходимость взаимодействия с потребителями в режиме регионального управления спросом на электроэнергию и мощность, что очень актуально для России.

Предлагаемая нами концепция организации электроэнергетики направлена на решение проблем, которые не удалось «снять» в рамках реализованной модели электроэнергетического рынка; появляется возможность устранить некоторые недостатки модели ЕП, изложенные выше. Назовем основные положения нашей концепции:

• восстановление вертикально интегрированной структуры энергокомпаний как основы экономичного электроснабжения потребителей и более эффективного использования ТЭЦ в энергосистемах, а также единого центра ответственности за надежность поставок энергии;

Отечественные и зарубежные экономисты доказали, что вертикально интегрированные энергокомпании-монополисты (в том числе крупные корпорации, включающие генерацию, сети и сбыт) обеспечивают более высокий объем поставок электроэнергии и более низкую плату за доступ к сети для конечных потребителей. Последнее связано с экономией трансакционных издержек и предотвращением многократной маржинализации цен. Применительно к электроэнергетике маржинальная цена — это стоимость электроэнергии, генерируемой последним по эффективности производителем, участвующим в обеспечении энергетического баланса в данном расчетном периоде.

• образование крупных энергокомпаний со смешанной формой собственности на активы, значительными финансовыми ресурсами, высоким уровнем капитализации, высокопрофессиональным персоналом, обеспечивающим необходимый инновационный потенциал для развития и технического перевооружения энергетических мощностей, особенно многочисленных устаревших ТЭЦ;
• совмещение экономического и технологического контуров управления отраслью в границах объединенных электроэнергетических систем (ОЭС)⁵, обеспечивающее снижение стоимости и повышение эффективности оперативно-диспетчерского управления;
• поощрение и развитие в экономическом пространстве крупных интегрированных энергообъединений конкуренции в различных формах и направлениях: проведение инвестиционных аукционов; создание рынка комплексного энергосервиса; выход на рынок независимых производителей электроэнергии, включая небольшие ТЭЦ и ВИЭ; отмена всех ограничений для создания потребителями собственных энергоустановок (как автономных, так и включенных в энергосистему);
• организация взаимовыгодной работы интегрированных энергокомпаний с потребителями для оптимизации спроса на энергию и мощность, сокращения потребности в новых генерирующих и сетевых мощностях, снижения цен при более высокой надежности электроснабжения.

Ниже сформулированы конкретные предложения по реорганизации отрасли на основе приведенной выше концепции.

1. Формирование в границах ОЭС крупных энергохолдингов со смешанной собственностью на активы (генерация — частная; магистральные сети — государственная; распределительные сети, объединенные со сбытом, — частная).
2. Устранение в границах ОЭС всех сетевых ограничений; осуществление перетока мощности между ОЭС по магистральным (межсистемным) ЛЭП, оплачиваемого контрагентами по договорным ценам.
3. Применение для генерирующих и сетевых компаний (магистральных и распределительных) регулируемых долгосрочных тарифов (обеспечивающих необходимую доходность на инвестированный капитал).
4. Создание технических условий и экономических стимулов для развития в ОЭС объектов распределенной генерации (малой энергетики), а также собственных энергоисточников потребителей. При этом поставки электроэнергии новыми независимыми производителями — владельцами объектов распределенной генерации — происходят по договорным тарифам, а цены на поставки электроэнергии (мощности) объектами энергохолдинга потребителям, имеющим собственные энергоисточники (аварийно-ремонтные поставки), регулируются как минимум по верхнему пределу.
5. Осуществление системным оператором при избыточном энерго-мощностном балансе ОЭС экономической оптимизации распределения нагрузки по критерию минимальной стоимости производства энергии (с учетом мощности). Важно, чтобы оплата неэкономичных (забалансовых) мощностей не включалась в потребительские тарифы. СО оплачивает энергохолдингу системные услуги, а также ущерб от отклонения режимов энергообъектов от оптимальных значений.
6. Введение стандартов экономической ответственности за надежность и качество электроснабжения поставщика перед потребителями на основе разработанных показателей нормативного ущерба от перерывов в электроснабжении и отклонения параметров электроэнергии от оптимальных.
7. Организация аукционов на поставку всех инвестиционных услуг (включая энергооборудование), необходимых для создания новых энергомощностей в компаниях энергохолдинга.
8. Внедрение в энергохолдинге механизма управления спросом на электроэнергию и мощность в зоне ОЭС на основе специально разработанных программ рационализации нагрузки и повышения энергоэффективности, обеспеченных финансовыми стимулами и согласованных с потребителями (Гительман и др., 2012).
9. Применение жестких санкций к компаниям энергохолдинга за отказ от подключения к сетям новых потребителей (за исключением специально оговоренных форс-мажорных обстоятельств). Отмена платы за присоединение (в части инвестиционной составляющей) и оптимизация стандартов на сроки подключения новых абонентов.
10. Организация конкурентных энергосервисных рынков (в основном в сфере инжиниринга и энергоремонта), введение механизма государственного регулирования в виде обновленных нормативов (стандартов), лицензий и сертификатов для отбора и эффективной работы энергосервисных компаний. Разработка системы, предусматривающей комплексную оценку функциональной эффективности участников рынка с регулярной публикацией их текущих рейтингов (с учетом результатов опросов заказчиков — генерирующих и сетевых компаний). В Минэнерго РФ целесообразно создать специальную службу по контролю и регулированию указанных рынков, а также методическому сопровождению подготовки кадров для энергоремонтных производств.

---

Предложенный анализ организационной модели рынка электроэнергии в методическом плане универсален для любой страны. При этом сами модели могут существенно различаться по ряду базовых характеристик: форма (структура) собственности на энергоактивы; степень вертикальной интеграции в отрасли; масштабы и формы ценового и инвестиционного регулирования; механизмы конкуренции в отрасли; возможности потребительского выбора поставщиков электроэнергии (мощности).

Из-за сложности проблемы очень трудно сразу выбрать оптимальную модель энергорынка при реформировании отрасли. Этим обусловлены периодические корректировки и даже концептуальный пересмотр первоначальных конструкций, которые необходимо проводить максимально осторожно, тщательно обосновывая и не слишком часто.

При этом более либеральные и структурно-сложные модели характеризуются повышенным риском получить на выходе плохие результаты, хотя при наличии всех необходимых и достаточных условий они могут оказаться наилучшими в данный момент в данной стране. Но при любом варианте уровень либерализации национальных рынков электроэнергии будет всегда существенно ниже, чем других товарных рынков с естественной конкуренцией вследствие технологической специфики и социальной ответственности электроэнергетики.

---

¹ По оценкам экспертов, субсидирование населения промышленностью в тарифах на электроэнергию в 2011 г. превысило 200 млрд руб., в результате промышленные тарифы выросли в среднем на 16%. Можно говорить о снижении конкурентоспособности российской промышленности в условиях вступления страны в ВТО (Кузовкин, 2013).

² В сумме на электростанции этих типов в структуре генерирующих мощностей российской электроэнергетики приходится более 70%.

³ Если только энергосбытовая компания не предоставляет какие-либо дополнительные услуги потребителям.

⁴ Учитывая, что ТЭЦ по известным причинам не должны участвовать в конкурентном оптовом рынке со свободным ценообразованием.

⁵ Имеется в виду совпадение территориальных зон ответственности энергокомпаний с границами ОЭС как объекта оперативно-диспетчерского управления.

---

Список литературы

Беляев Л. С. (2009). Проблемы электроэнергетического рынка. Новосибирск: Наука.[Belyayev L. S. (2009). Problems of the Electricity Market. Novosibirsk: Nauka.]

Гителъман Л. Д., Ратников Б. Е. (2009). Реформа электроэнергетики: оценка эффективности и корректировка курса // Энергорынок. № 1. С. 10 — 12. [Gitelman L. D., Ratnikov В. Е. (2009). Electricity Sector Reform: Effectiveness Evaluation and Adjustment of Policy // Energorynok. No 1. P. 10 — 12.]

Гителъман Л. Д., Ратников Б. Е., Кожевников М. В. (2012). Управление спросом — универсальный метод решения современных проблем электроснабжения // Энергорынок. № 5. С. 44 — 49. [Gitelman L. D., Ratnikov В. Е., Kozhevnikov М. V. (2012). Demand Side Management — The Universal Method of Solving Present-day Problems of Power Supply // Energorynok. No 5. P. 44 — 49.]

Домен Ф., Ройтер В. (2010). Деньги на ветер // Профиль. 15 марта. С. 34 — 35. [Dohmen F., Reuter W. (2010). Money Wasted // Profil. March 15. P. 34-35.]

Кузовкин А. И. (2013). Тарифная политика в электроэнергетике и ее влияние на экономику России // Микроэкономика. № 2. С. 121 — 125. [Kuzovkin А. I. (2013). Tariff Policy in Electric Power Industry and Its Influence on Russian Economy // Mikroekonomika. No 2. P. 121-125.]

Подковальников С. В. (2012). Зарубежные электроэнергетические рынки: олигаполии и рыночная власть // Электрические станции. № 9. С. 2 — 13. [Podkovalnikov S. V. (2012). Foreign Electricity Markets: Oligopolies and Market Power // Elektricheskiye Stantsii. No 9. P. 2-13.]