На снимке офисное здание Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева в  г. Иркутске. 

Источник снимка и все права на снимок Яндекс Карты

Беляев Лев Спиридонович

Belyaev Lev Spiridonovitch  

     1. Введение

В странах с рыночной экономикой неизбежна организация в той или иной форме и рынка в электроэнергетике. В середине 20-го века практически во всех таких странах сформировались (были законодательно оформлены) регулируемые государством монопольные рынки в электроэнергетике, которая была признана естественной монополией – отраслью, где благодаря положительному «эффекту масштаба» весь продукт может быть произведен одной фирмой с меньшими издержками, чем две или более фирм. При таком рынке конкуренция отсутствует, а регулируемая монопольная компания является вертикально-интегрированной, т.е. охватывает на закрепленной за ней территорией все сферы производства, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии. Государственное (региональное, муниципальное) регулирование необходимо для того, чтобы компания не воспользовалась своим монопольным положением. Данный вид организации рынка мы будем называть в дальнейшем моделью 1. При такой модели рынка в течение нескольких десятилетий обеспечивалось быстрое и успешное развитие электроэнергетики.

В 1970-1980-х годах начали проявляться некоторые недостатки регулируемых естественных монополий, главным образом, в связи с трудностями и несовершенством государственного регулирования. Во многих странах началось реформирование (реструктуризация) электроэнергетики. Несмотря на многообразие путей реформирования, принято различать четыре основных модели организации электроэнергетического рынка [1]:

Модель 1 – регулируемая естественная монополия, о которой уже говорилось и которая явилась исходной формой рынка при последующем реформировании.

Модель 2 – Единственный покупатель (Закупочное агентство, монопсония), когда сфера генерации разделяется на несколько независимых (финансово самостоятельных) электрогенерирующих компаний (ЭГК), которые начинают конкурировать друг с другом за поставку электроэнергии единому Закупочному агентству. В рамках последнего остаются вертикально-интегрированными остальные сферы, и по отношению к потребителям оно по-прежнему является монополистом. Поэтому деятельность Закупочного агентства должна регулироваться государством, включая назначение цен на электроэнергию, покупаемую у производителей и продаваемую потребителям. В этой модели реализуется конкуренция между производителями электроэнергии.

Модель 3 – конкуренция на оптовом рынке, когда выделяется сфера транспорта электроэнергии, дробятся по территориям сферы распределения и сбыта и организуется оптовый рынок. При этом создаются транспортно-сетевая компания, территориальные распределительно-сбытовые компании (РСК) и специализированные рыночные структуры. Цены оптового рынка становятся свободными, а деятельность РСК и розничные цены продолжают регулироваться.

Модель 4 – конкуренция на оптовом и розничных рынках, когда дополнительно разделяются сферы распределения и сбыта электроэнергии с образованием регулируемых распределительных (сетевых) компаний и множества независимых сбытовых компаний. Организуются розничные рынки электроэнергии со свободными ценами.

Первые две модели представляют рынки с регулируемыми ценами (тарифами) и будут кратко называться регулируемыми рынками, а третья и четвертая - рынки со свободными ценами, или конкурентные рынки. Переход от моделей 1 и 2 к моделям 3 и 4 принято называть дерегулированием. Как показал практический опыт и теоретические исследования [2], для электроэнергетики дерегулирование является особенно важным преобразованием, связанным с многими негативными последствиями.

В России в начале 1990-х годов при акционировании электроэнергетики была создана двухуровневая структура регулируемых рынков:

- рынок «Единственный покупатель» на федеральном уровне (ФОРЭМ), где функции Закупочного агентства выполняло РАО «ЕЭС России», и

- регулируемые монополии (АО-энерго) на региональном уровне. Такая структура рынков электроэнергии представляется для России наиболее целесообразной. При ней сохраняется целостность ЕЭС России и потенциально обеспечивается оптимальность как ее развития, так и функционирования, с реализацией эффекта от конкуренции в сфере генерации, на которую приходится около 60 % общих издержек в электроэнергетике. Одновременно, региональные монопольные энергокомпании имеют возможности для эффективного и надежного снабжения конечных потребителей электрической и тепловой энергией.

Финансирование развития генерирующих мощностей и электрических сетей как в регулируемых монополиях, так и при рынке «Единственный покупатель» обеспечивается путем включения инвестиций в инвестиционную составляющую тарифов. На Западе в бытность регулируемых монополий происходило даже «переинвестирование», т.е. избыточный ввод новых мощностей с образованием слишком больших резервов (30-40 % и более).

К сожалению, по совокупности обстоятельств (подробнее см. [2]) потенциальные возможности созданной двухуровневой структуры регулируемых рынков электроэнергии не были реализованы. В 2000 г. руководство РАО «ЕЭС России» представило в Правительство РФ Концепцию реструктуризации, предусматривавшую переход к конкурентному рынку (модели 4) в электроэнергетике России. Концепция РАО подверглась серьезной критике, в том числе на совместном заседании трех отделений Российской академии наук. Было предложено около десяти альтернативных концепций, одна из них – Рабочей группой Президиума Государственного Совета РФ. Однако Правительство РФ пренебрегло предложениями специалистов и своим Постановлением от 11 июля 2001 г. № 526 [3] одобрило «Основные направления реформирования электроэнергетики России», которые практически полностью соответствуют Концепции реструктуризации РАО «ЕЭС России». Это Постановление положило началу перехода электроэнергетики к конкурентному рынку. Позднее этот переход был закреплен Законом РФ «Об электроэнергетике» [4].

Анализ зарубежного опыта выявил множество недостатков конкурентных рынков электроэнергии (см., например, [5]). Объясняются они особыми свойствами электроэнергетических систем (ЭЭС), которые составляют основу электроэнергетики. Эти свойства обусловливают крайнее несовершенство (в терминах микроэкономической теории) электроэнергетического рынка. В электроэнергетике не выполняются практически все условия совершенной конкуренции [2]. Дерегулирование (освобождение цен электроэнергии) приводит к одному из видов несовершенного рынка – олигополии со всеми вытекающими из этого последствиями.

Недостатки конкурентного рынка электроэнергии проявились и в России. Процесс реформирования оказался трудным, дорогостоящим и растянутым. Переходный период, окончание которого первоначально планировалось на 2005 г., продлен до конца 2010 г. Хотя формально реформирование уже заканчивается, результаты его вряд ли можно считать удовлетворительными.

Главной проблемой остается инвестирование модернизации и развития генерирующих мощностей. Надежды на привлечение частных инвестиций при переходе к конкурентному рынку оказались тщетными. Этот недостаток конкурентного рынка подтверждает, кстати, и зарубежный опыт. Угроза дефицита генерирующих мощностей в ЕЭС России стала реальной. Спад электропотребления во время финансово-экономического кризиса 2008-2009 гг. лишь несколько отодвинул эту угрозу.

Еще одной серьезной проблемой явилось резкое повышение оптовых цен на электроэнергию в последние годы, ввиду уменьшения доли регулируемых двусторонних договоров. Несмотря на кризис, резко возросли сверхприбыли генерирующих компаний, которые они не спешат расходовать на инвестиции.

Дефицит мощностей приведет к еще большему росту цен электроэнергии, что станет недопустимым для экономики и социальной сферы страны. Поэтому Правительство РФ должно будет принять соответствующие меры.

Решить указанные проблемы (а к ним нужно добавить, как минимум, аварийность устаревшего оборудования и снижение надежности электроснабжения) в условиях конкурентного рынка не представляется возможным. Единственным реальным выходом является возобновление государственного регулирования цен электроэнергии и развития генерирующих мощностей ЕЭС. Практически это означает возврат к оптовому рынку «Единственный покупатель» и определенные преобразования на региональном уровне.

В записке будут кратко показаны свойства ЭЭС, приводящие к несовершенству электроэнергетического рынка; основные недостатки конкурентного рынка (с использованием зарубежного опыта); особенности и проблемы реформирования электроэнергетики России; мероприятия по изменению концепции реформирования электроэнергетики и обеспечению инвестирования развития ЕЭС России 

     2. Свойства ЭЭС и их влияние на рынок электроэнергии

Электроэнергетические системы (ЭЭС) обладают рядом свойств и особенностей, которые обусловливают несовершенство рынка электроэнергии и его отличия от рынков в других отраслях. Наряду с широко известными свойствами ЭЭС, следует выделить еще следующие [2].

1. Специализированный транспорт электроэнергии, создающий территориальную ограниченность рынка и технологический (физический) барьер для вхождения в рынок новых производителей. Существование физического барьера для новых производителей электроэнергии (НПЭ) играет решающую роль в рынках в краткосрочном периоде (в микроэкономическом понимании) Приход в такой рынок НПЭ просто невозможен – для этого новая электростанция должна быть запроектирована, построена и подключена к ЭЭС, что потребует нескольких лет. В краткосрочном рынке электроэнергии действующие производители ограждены от конкуренции со стороны НПЭ и могут повышать цены. Это является одной из главных причин несовершенства электроэнергетического рынка и устранить ее (сделать рынок совершенным) нельзя никакими организационными и методологическими мерами.

2. Взаимная зависимость процессов производства электроэнергии всех электростанций, входящих в ЭЭС. Электроэнергия производится совместно и одновременно всеми производителями (чего нет в других отраслях) в соответствии с общей нагрузкой потребителей, которая изменяется в течение суток и сезонов года. Режимы электростанций централизованно оптимизируются по их мгновенным (часовым) переменным издержкам, исходя из минимума переменных (топливных) издержек по ЭЭС в целом. Между тем, действительная стоимость электроэнергии (и ее цена) определяется общими средними (удельными) издержками, включающими еще и постоянные издержки. В электроэнергетике эти общие средние издержки электростанций можно рассчитать только за год в целом по интегральным результатам их работы.

Такое различие между часовыми и годовыми издержками существенно отражается на организации рынков электроэнергии и ценообразовании в них. В частности, спотовые рынки электроэнергии, организуемые в реальном времени (с часовыми или получасовыми интервалами), не являются настоящими краткосрочными рынками, рассматриваемыми в микроэкономике. Формирующиеся на них цены не отражают действительную стоимость электроэнергии, что делает их несостоятельными. Настоящими краткосрочными рынками электроэнергии могут быть лишь рынки, охватывающие период в один год или более и реализуемые путем долгосрочных контрактов (договоров).

3. Большая капиталоемкость, длительные сроки строительства и службы электростанций. Следствиями этого являются:

 - невозможность быстрого устранения дефицита, если он образовался на рынке по тем или иным причинам;

 - необходимость заблаговременного планирования и последующего финансирования развития генерирующих мощностей ЭЭС, чтобы не допустить дефицита на рынке электроэнергии;

- превышение срока службы электростанций (30-40 лет) над «разумными» сроками окупаемости или возврата инвестиций (10-15 лет), при которых частный инвестор будет строить электростанцию (при моделях 2-4).

В концепциях конкурентного рынка, как правило, не предусматривается централизованное планирование развития генерирующих мощностей. Предполагается, что это развитие будет осуществляться на основе «сигналов рынка». Однако, опыт стран, перешедших к конкурентному рынку, показал, что рынок далеко не всегда подает такие сигналы, и требуются специальные «нерыночные» меры для предотвращения дефицита мощностей.

4. Пообъектное развитие ЭЭС. Расширение рынка в какой-либо ЭЭС происходит путем строительства отдельных (конкретных) новых электростанций (и ЛЭП), что по-разному проявляется при различных моделях организации рынка. В регулируемых рынках (модели 1 и 2) инвестиции в новые электростанции включаются в инвестиционную составляющую тарифов и окупаются за счет всей электроэнергии, потребляемой в ЭЭС. При конкурентном оптовом рынке (модели 3 и 4) инвестиции в какую-либо электростанцию должны окупаться за счет электроэнергии, вырабатываемой только одной этой электростанцией. Поэтому цена, которую может предложить на конкурентном оптовом рынке новый производитель электроэнергии, будет выше цены, предлагаемой действующей электростанцией того же вида. Это создает экономический (ценовой) барьер для НПЭ в дополнение к физическому барьеру, отмечавшемуся выше, что придает несовершенство конкурентному рынку электроэнергии и в долгосрочном периоде.

 5. Положительный эффект масштаба, присущий ЭЭС в целом (как системе). В наибольшей мере он реализуется в регулируемой монополии (модель 1). В других моделях он последовательно снижается (в модели 2) или теряется совсем (в моделях 3 и 4), ввиду раздробления единой компании на множество различных компаний.

Эти, а также другие свойства ЭЭС (подробнее см. [2]) явно недоучтены разработчиками концепций конкурентного рынка электроэнергии. Особенно это относится к несовершенству электроэнергетического рынка. В моделях 1 и 2 его монополистический характер очевиден, что приводит к необходимости регулирования цен (тарифов) на электроэнергию. В моделях 3 и 4 производители электроэнергии, освобожденные от регулирования, с одной стороны, могут образовать олигополию, а с другой – сохраняют «рыночную власть» (market power), имея возможность создавать дефицит и поднимать цены путем прекращения или замедления строительства новых электростанций. Этому же способствует ценовой барьер для НПЭ. Вполне естественно, что при переходе к конкурентному рынку возникают проблемы и негативные явления 

     3. Недостатки конкурентного рынка электроэнергии

Оппозиция переходу к конкурентному рынку (дерегулированию) в электроэнергетике существовала всегда, с самого его начала. Наиболее яркий пример этого представляют, пожалуй, США и Канада, где большинство штатов или провинций сохраняют регулируемые монопольные энергокомпании. Аналогичная оппозиция имеется и в России.

В последние годы за рубежом активно обсуждаются ход и результаты реформ в разных странах в связи с проявившимися трудностями и отрицательными последствиями дерегулирования электроэнергетики. В целом они объясняются особыми свойствами электроэнергетических систем, приводящими к несовершенству электроэнергетического рынка, что было рассмотрено в предыдущем разделе записки.

Обстоятельный анализ опыта дерегулирования проведен в работе [5]. На основе широкого обзора работ (114 источников) там установлено одиннадцать трудностей, недостатков и отрицательных последствий организации конкурентных рынков электроэнергии. Эти и другие недостатки указываются также в [2]. Наиболее серьезными из них являются следующие.

1. Повышение оптовых цен на электроэнергию с уровня средних издержек по ЭЭС в целом (при регулировании цен) до уровня издержек наименее эффективной электростанции, замыкающей баланс мощности ЭЭС. Более эффективные электростанции получают при этом дополнительную прибыль – «излишек производителя». В зависимости от структуры генерирующих мощностей конкретной ЭЭС это повышение может составлять 30-50 % и даже более. Как уже упоминалось, такое повышение происходит последние годы на российском ОРЭМе в связи с уменьшением доли регулируемых двусторонних договоров.

2. Чрезвычайная изменчивость (и непредсказуемость) цен на спотовых рынках электроэнергии (рынке «на сутки вперед» - РСВ). Как отмечалось в предыдущем разделе, такие рынки не являются настоящими краткосрочными рынками, рассматриваемыми в микроэкономике. В Великобритании еще в 2001 г. (после 10 лет функционирования конкурентного рынка) ликвидировали РСВ и перевели всю торговлю на двусторонние долгосрочные контракты. Разработчики нашего НОРЭМа совершенно не учли этот Британский опыт.

3. Трудности с инвестированием генерирующих мощностей из-за появления ценового барьера для новых производителей электроэнергии. При переходе к конкурентному рынку возникает дилемма (противоречие):

– либо при ценах оптового рынка, соответствующих издержкам действующих электростанций, новые электростанции строиться не будут, что приведет к дефициту мощностей (и электроэнергии);

– либо цены должны возрасти для окупаемости инвестиций (на 2-4 цент/кВт.ч и даже больше) с ущербом

для экономики и населения и с монопольными сверхприбылями действующих производителей.

Ни та ни другая альтернатива не могут являться приемлемыми. Указанное противоречие может быть разрешено только путем государственного регулирования цен и централизованного планирования развития ЭЭС. Повышенные цены, требующиеся для окупаемости инвестиций, должны получать лишь новые электростанции, но не действующие.

4. Снижение надежности электроснабжения, о чем свидетельствуют многочисленные аварии (в том числе, системные) в США, Западной Европе, России и других странах, перешедших к конкурентному рынку.

5. Экспорт электроэнергии перестает быть взаимовыгодным. При конкурентном рынке он невыгоден потребителям страны-экспортера, где повышаются спрос и цены, а также производителям страны-импортера, где цены снижаются. Между тем при регулировании цен экспорт может быть (и был) выгоден потребителям обеих стран – внутренние цены в стране-экспортере снижаются за счет доходов от экспорта при сохранении нормы прибыли у производителей электроэнергии.

6. Эффект от дерегулирования, если он имеется, получают, главным образом, производители электроэнергии. Наряду с возможной экономией издержек (под влиянием конкуренции), им достается «излишек производителя» и монопольная прибыль, если на оптовом рынке образуется дефицит.

Указанные (а также другие) недостатки конкурентного рынка уже в полной мере проявляются в России. 

Особую угрозу для энергетической безопасности страны представляет проблема инвестирования генерирующих мощностей ЕЭС. Ее решение, по мнению автора, возможно лишь при возобновлении государственного регулирования в электроэнергетике, т.е. при изменении концепции реформирования в направлении восстановления модели «Единственный покупатель» на Федеральном оптовом рынке электроэнергии

    4. Зарубежный опыт реформирования электроэнергетики

Условия, причины, цели и глубина реформ электроэнергетики весьма разнообразны по странам мира. Так, благодаря значительной автономии штатов и провинций и существовавшей оппозиции дерегулированию, большинство штатов США и почти все провинции Канады сохранили регулируемые вертикально-интегрированные энергокомпании (модель 1) с разрешенным доступом независимых производителей электроэнергии. Частичное реформирование, но с сохранением регулируемых монополий провели также Франция и Япония. Эта же модель рынка характерна для большинства развивающихся стран Африки, Ближнего Востока и Азии.

Более глубокое реформирование (с переходом к моделям 2-4) большинство развитых стран начинали при достаточно благоприятных условиях: большие резервы мощностей (до 30-40 %) при снизившихся темпах роста электропотребления, хорошее развитие электрических сетей, возможности широкого использования дешевого природного газа в паро-газовых установках (ПГУ) и др. Главной причиной реформ были высокие цены на электроэнергию и основной целью ставилось их снижение.

В развивающихся странах, как правило, имелся недостаток государственных средств для быстрого развития электроэнергетики, и основной целью реформ было привлечение частных (в том числе иностранных) инвестиций.

Большое влияние на реформирование оказала также обеспеченность энергетическими ресурсами, в первую очередь, природным газом. При отсутствии последнего приходится строить капиталоемкие ГЭС, АЭС и КЭС на угле, что в условиях конкурентного рынка приводит к большому повышению оптовых цен на электроэнергию. Этим, в частности, объясняется сохранение регулируемых монопольных энергокомпаний во Франции и Японии.

В процессе реформирования Китай, Индия, Южная Корея и ряд других стран перешли к рынку «Единственный покупатель» (модель 2), сохранив регулирование цен на электроэнергию. Для Китая и Индии освобождение цен (переход к конкурентному рынку) было недопустимым в условиях постоянного дефицита мощности и электроэнергии. В Южной Корее, аналогично Франции и Японии, имелась необходимость строительства капиталоемких электростанций.

В странах (штатах, провинциях), сохранивших регулируемые монополии или перешедших к рынку «Единственный покупатель», отсутствуют недостатки, присущие конкурентным рынкам. Особенно яркий пример представляет Китай, где в последние годы вводилось по 50-100 ГВт новых мощностей в год.

К конкурентному рынку (моделям 3 и 4) перешли большинство стран Западной Европы, 13 штатов США, 2 провинции Канады, Австралия, а также Чили, Аргентина, Бразилия. Во всех этих странах (штатах, провинциях) наблюдаются трудности и отрицательные явления, среди которых следует отметить:

1. Энергетические кризисы в штате Калифорнии, провинции Онтарио, Бразилии, Аргентине и Чили, заставившие вернуться к регулированию. Кризисные явления, связанные с дефицитом мощностей, резким повышением спотовых цен и ограничениями потребителей, происходили также в Австралии (в штатах Виктория и Южная Австралия), но там сохранили пока конкурентный рынок.

2. Повсеместно прекратилось строительство капиталоемких ГЭС, АЭС и КЭС на угле. Строились только газо-турбинные и парогазовые установки на природном газе в периоды, когда он был дешевым. Инвестиции в эти установки с низкими удельными капиталовложениями окупались при оптовых ценах, соответствующих издержкам действующих АЭС и КЭС на угле. В Англии в 1990-е годы и в США в первые годы начавшегося века наблюдался даже «бум» в строительстве ПГУ. Произошло «переинвестирование», которое ранее считалось недостатком, присущим регулируемым монополиям. Следовательно, конкурентный рынок не обеспечивает адекватного развития генерирующих мощностей – возможны как дефициты (что более вероятно), так и избытки мощностей.

3. Резко сократилось сетевое строительство, особенно межгосударственных и межсистемных связей. Между странами, перешедшими к конкурентному рынку, построено лишь 2-3 электропередачи в то время, как до этого происходило бурное формирование межгосударственных электроэнергетических объединений в Западной Европе и Северной Америке. Практически на всех конкурентных рынках возникла проблема «перегрузки ветвей».

4. Крупные системные аварии, имевшие место на северо-востоке США, в Италии, Швеции, Дании, Англии в 2003 г., «веерные» отключения в штате Техас в 2006 г. и др.

5. Повышение цен на электроэнергию в Норвегии, Швеции, Германии и других странах (опережающее общий индекс потребительских цен). По данным работы [6] в штатах США, перешедших к конкурентному рынку, цены на 1-2,5 цент/кВт.ч выше, чем в штатах, сохранивших регулирование.

6. В Великобритании в 2001 г. кардинально изменили концепцию рынка электроэнергии: ликвидировали спотовый рынок «на сутки вперед» и перешли на торговлю по долгосрочным двусторонним контрактам, сохранив лишь балансирующий рынок. При этом на последнем применяется не маргинальное ценообразование, а «дискриминационное» - оплата производится по ценам, которые участники рынка указывали в своих заявках.

В целом ни в одной стране реформирование нельзя считать законченным, первоначальные концепции пересматриваются (происходит «реформирование реформ»), конкурентные рынки все более усложняются.

Можно ожидать, что кризисы, вызванные дефицитом генерирующих мощностей (аналогичные кризисам в Бразилии и Чили), произойдут и в других странах после исчерпания возможностей использования дешевого природного газа 

     5. Реформирование электроэнергетики России

Как отмечалось во введении, при акционировании электроэнергетики России в начале 1990-х годов была создана двухуровневая структура регулируемых рынков: рынок «Единственный покупатель» (модель 2) на федеральном уровне и регулируемые монополии (модель 1) на уровне регионов. Рынок «Единственный покупатель» обладает многими преимуществами перед другими видами рынков электроэнергии:

- реализуется эффект конкуренции производителей (при правильном государственном регулировании), что приведет к снижению издержек в сфере генерации и, соответственно, оптовых цен на электроэнергию* (см. сноску в низу страницы). В этом преимущество данной модели перед моделью 1;

- сохраняется централизованное оперативно-диспетчерское управление с оптимизацией режимов работы ЕЭС;

- компания «Закупочное агентство» (выполняющая функции единого покупателя) может централизованно и заблаговременно планировать развитие ЕЭС и финансировать строительство новых электростанций и ЛЭП путем включения инвестиционной составляющей в тарифы на электроэнергию, отпускаемую с оптового рынка;

- электроэнергия у действующих и новых производителей покупается по долгосрочным регулируемым договорам. На строительство новых электростанций проводятся конкурсы, причем инвесторам, выигравшим конкурс, гарантируется возврат их инвестиций за счет достаточно высоких цен на электроэнергию, закладываемых в заключаемые с ними договоры;

- инвестиции в новые электростанции раскладываются (делятся) на всю электроэнергию, потребляемую в ЕЭС, тогда как при конкурентном рынке каждая новая электростанция должна окупать инвестиции только за счет электроэнергии, вырабатываемой этой одной электростанцией. Поэтому увеличение цен электроэнергии, необходимое для развития ЕЭС, при рынке «Единственный покупатель» будет меньше, чем при конкурентном рынке.

Свидетельством достоинств рынка «Единственный покупатель» служит успешное развитие электроэнергетики Китая.

Объективные условия в России в 1990-е годы, а также ряд субъективных решений и факторов не позволили реализовать указанные преимущества созданной структуры регулируемых рынков. Особенно это относится к инвестированию модернизации устаревшего оборудования и развития ЕЭС.

Общий экономический кризис создал очень трудное положение в электроэнергетике. Инфляция, неплатежи, обесценивание основных фондов и др. нарушили финансово-экономическую деятельность энергокомпаний. Состояние отрасли постепенно ухудшилось по всем показателям и становилось критическим. Несколько облегчали положение спад электропотребления, а также высокий организационно-технический уровень ЕЭС, достигнутый к началу 1990-х годов. Однако проблема старения оборудования электростанций и сетей все более обострялась.

Систему государственного регулирования тарифов на электроэнергию пришлось создавать и налаживать заново, притом в тяжелых условиях экономического кризиса. Регулировать тарифы в условиях высокой инфляции, неплатежей, дебиторской и кредиторской задолженностей энергокомпаний было исключительно трудно. Тарифы приходилось часто пересматривать, вследствие чего у компаний не было времени и стимулов к снижению издержек. На это накладывались политические и социальные факторы, приводившие к стремлению занижать тарифы на электроэнергию. Вместе с тем государственное регулирование тарифов постепенно совершенствовалось.

Модель рынка «Единственный покупатель» была реализована на ФОРЭМе не полностью – АО-электростанции и большинство АО-энерго, участвующих в оптовом рынке, не были независимыми. Они являлись дочерними компаниями РАО «ЕЭС России», которое фактически было монополистом на ФОРЭМ’е. Не были использованы также возможности этой модели в части развития ЕЭС.

Смена руководства РАО «ЕЭС России» в 1998 г. негативно отразилась на путях выхода электроэнергетики из кризиса. Профессионалы-энергетики были заменены менеджерами общего профиля (экономистами, юристами и т.п.), основной заботой которых был бизнес. Вместо конкретных мер по совершенствованию управления и техническому перевооружению отрасли новое руководство РАО начало разработку предложений по дальнейшему ее реформированию, отложив выход из кризиса еще на 5-10 лет. В декабре 2000 г. РАО «ЕЭС России» представило на утверждение Правительства РФ Концепцию реструктуризации РАО «ЕЭС России», предусматривавшую переход к конкурентному рынку в электроэнергетике. Концепция подверглась серьезному обсуждению и критике. Было предложено около 10 альтернативных концепций. Однако Правительство РФ Постановлением от 11 июля 2001 г. № 526 [3] одобрило «Основные направления реформирования электроэнергетики России», которые практически полностью  соответствовали Концепции реструктуризации РАО.В феврале 2003 г. после обсуждения, длившегося более года, Государственная Дума РФ приняла Закон «Об электроэнергетике» [4], в основу которого также положена Концепция реструктуризации РАО «ЕЭС России». Некоторые изменения и дополнения касались, главным образом, усиления роли государства и правительства в проведении реформы. В законе выделялся переходный период, окончание которого устанавливалось не ранее 1 июля 2005 г.

Анализ целей реформирования, официально записанных в Постановлении Правительства № 526 и Законе «Об электроэнергетике», который проведен в [2], показал, что ни одна из поставленных целей не будет фактически достигнута. Это относится к обеспечению энергетической безопасности страны, устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, к привлечению инвестиций в сферу генерирования электроэнергии и др. О снижении цен, что ставилось главной целью на Западе, умалчивается, т.е. инициаторы реформы понимали, что она приведет к повышению цен на электроэнергию. Процесс реформирования оказался трудным и растянутым. Переходный период не закончился ни в 2005 г., ни в 2006 г. Главной проблемой стало неизбежное повышение оптовых цен на электроэнергию при прекращении их регулирования. Правительство на это не решилось. Была срочно разработана и введена с 1 сентября 2006 г. Новая концепция оптового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ), которая предусматривала перевод всей торговли электроэнергией на регулируемые двусторонние договоры, организацию спотовых рынков и др. Доля регулируемых договоров будет постепенно принудительно сокращаться с доведением ее до нуля к  концу 2010 г., вследствие чего повышение цен будет растянуто на несколько лет.

В феврале 2003 г. после обсуждения, длившегося более года, Государственная Дума РФ приняла Закон «Об электроэнергетике» [4], в основу которого также положена Концепция реструктуризации РАО «ЕЭС России». Некоторые изменения и дополнения касались, главным образом, усиления роли государства и правительства в проведении реформы. В законе выделялся переходный период, окончание которого устанавливалось не ранее 1 июля 2005 г.

Анализ целей реформирования, официально записанных в Постановлении Правительства № 526 и Законе «Об электроэнергетике», который проведен в [2], показал, что ни одна из поставленных целей не будет фактически достигнута. Это относится к обеспечению энергетической безопасности страны, устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, к привлечению инвестиций в сферу генерирования электроэнергии и др.

О снижении цен, что ставилось главной целью на Западе, умалчивается, т.е. инициаторы реформы понимали, что она приведет к повышению цен на электроэнергию.

Процесс реформирования оказался трудным и растянутым. Переходный период не закончился ни в 2005 г., ни в 2006 г. Главной проблемой стало неизбежное повышение оптовых цен на электроэнергию при прекращении их регулирования. Правительство на это не решилось. Была срочно разработана и введена с 1 сентября 2006 г. Новая концепция оптового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ), которая предусматривала перевод всей торговли электроэнергией на регулируемые двусторонние договоры, организацию спотовых рынков и др. Доля регулируемых договоров будет постепенно принудительно сокращаться с доведением ее до нуля к концу 2010 г., вследствие чего повышение цен будет растянуто на несколько лет.

______________________________________________________

*Примечание: Именно в сфере генерации, на которую приходится преобладающая доля общих издержек в электроэнергетике, может быть получен значительный эффект от конкуренции. Издержки в сфере сбыта электроэнергии составляют лишь около 5 % общих издержек, возможное их снижение ничтожно, и организация конкурентных розничных рынков явно нецелесообразна.

Вместе с тем, состояние самой электроэнергетики продолжало ухудшаться. Ежегодные вводы новых мощностей после 1998 г. в среднем не превышали 1 ГВт. Энергетическое оборудование продолжало изнашиваться и стареть. Так продолжалось до Московской системной аварии в мае 2005 г., после чего начали разрабатываться планы модернизации и строительства, инвестиционные программы и т.п. Однако время было упущено, объемы работ многократно возросли и возможность реализации этих планов и программ вызывает сомнения, особенно с учетом деградации строительного комплекса отрасли, энергомашиностроения и проектных организаций. Дефицит мощностей и электроэнергии, уже проявившийся в нескольких регионах, грозит стать в ближайшие годы всеобщим.

С 1 июля 2008 г. РАО «ЕЭС России», завершив свою реструктуризацию, прекратило существование, оставив после себя раздробленную на сотни компаний электроэнергетику, грандиозные планы строительства и инвестиционные программы, которые кому-то придется финансировать и осуществлять.

За два года, прошедшие после ликвидации РАО «ЕЭС России», состояние электроэнергетики продолжало только ухудшаться, причем перспектив к улучшению нет фактически никаких. Главная причина – принципиальные недостатки концепции заканчивающегося реформирования.

«Целевая модель» создаваемого рынка органически включает все отрицательные стороны конкурентных рынков электроэнергии (моделей 3 и 4), рассмотренные выше. После полной своей реализации (создания долгосрочного рынка мощности, рынков «деривативов» и др.) она будет самой сложной, «запутанной» и неуправляемой моделью в мире. Такая модель выгодна лишь производителям электроэнергии, которые будут получать сверхприбыли от повышения цен путем манипуляций, создания дефицита мощностей и т.п.

Независимость генерирующих компаний и их корыстные интересы (получение максимальной прибыли) уже привели к снижению (если не потере) управляемости в ЕЭС, ответственности за электроснабжение и технологической дисциплины. Свидетельством этому явились беспрецедентная авария в 2009 г. на Саяно-Шушенской ГЭС, С.-Петербургская системная авария 2010 г. и множество менее крупных аварий. В дальнейшем аварийность в ЕЭС России будет продолжаться и усиливаться.

Совершенно излишние трудности в торговле электроэнергией и ущерб для потребителей и электростанций вносит спотовый рынок «на сутки вперед». Чрезвычайно изменчивые его цены, с одной стороны, не отражают фактические издержки производства, а с другой – не дают своевременных «сигналов» для развития генерирующих мощностей. Кроме того, назначение режимов электростанций Администратором торговой системы по заявкам производителей (а не по действительным часовым переменным издержкам - характеристикам относительных приростов) приводит к неоптимальным («пилообразным») режимам тепловых электростанций и к неоптимальности режимов ЕЭС в целом. Не зря в Великобритании отказались от такого рынка еще в 2001 г.

Нерешенной остается проблема финансирования модернизации и развития генерирующих мощностей ЕЭС. Еще до расформирования РАО «ЕЭС России» с новыми собственниками оптовых и территориальных генерирующих компаний (ОГК и ТГК) были заключены договоры на предоставление мощности (ДПМ). Они предназначались для гарантирования реализации инвестиционных программ ОГК и ТГК до 2012 г., в том числе за счет средств, полученных от дополнительной эмиссии акций компаний (эти средства обеспечивали около 50 % инвестпрограмм). В настоящее время эти ДПМ не выполняются почти всеми ОГК и ТГК, главным образом, из-за начавшегося в 2008 г. финансово- экономического кризиса, который сделал недоступными кредиты банков. Правительство РФ, включая Минэнерго, принимает ряд мер, но уже ясно, что механизм ДПМ не сможет обеспечить полное выполнение намеченных инвестиционных программ, даже при их продлении до 2014-2015 гг.

Еще один способ финансирования развития генерирующих мощностей, предусмотренный российской концепцией электроэнергетического рынка, получил название «Механизма гарантирования инвестиций» (МГИ). Впервые он был введен в действие Постановлением Правительства РФ № 738 от 7 декабря 2005 г. [7] и предназначался для ввода 5 ГВт резервных мощностей до 2010 г. МГИ предполагает оплату инвестиций (вернее возврат их инвестору после ввода электростанции) Системным Оператором (СО) за счет дополнительной абонентной платы ему потребителями электроэнергии. Фактически это равнозначно включению инвестиционной составляющей в тарифы потребителей при регулируемых рынках электроэнергии (модели 1 и 2), т.е. представляет «нерыночный» способ финансирования. При этом на СО возлагаются несвойственные ему функции финансирования развития генерирующих мощностей.

К настоящему времени Постановление № 738 оказалось невыполненным. Главной причиной можно считать сложность выбора конкретных электростанций для строительства и процедур проведения конкурсов среди инвесторов, которые были возможны на Минэнерго и Системного Оператора (практически этим должна была бы заниматься специализированная организация или компания типа упраздненного РАО «ЕЭС России»). Лишь в 2008 г. было объявлено два конкурса на строительство тепловых электростанций, в том числе ТЭС мощностью 1200 МВт в районе подстанции Тарко-Сале в Тюменской области. Были отобраны также еще 5 площадок под строительство ГРЭС и ТЭЦ. По ряду причин (недостаточное число участников и др.) конкурсы не состоялись и ни одна электростанция к 2010 г. не была построена. Вместе с тем, данный «нерыночный» путь финансирования развития генерирующих мощностей представляется вполне реалистичным. Позднее он был распространен на все виды электростанций (не только предназначенные для резерва). В случае возобновления регулирования электроэнергетики (возврата к рынку «Единственный покупатель»), этот путь финансирования станет основным, и опыт, приобретенный при выполнении Постановления № 738, может быть использован.

Основные надежды в решении проблемы инвестирования развития генерирующих мощностей ЕЭС России возлагаются сейчас на долгосрочный рынок мощности (ДРМ). После длительных согласований и доработок он был введен Постановлениями Правительства РФ № 89 от 24 февраля 2010 г. [8] и № 238 от 13 апреля 2010 г. [9]. Концепция этого рынка весьма сложная и мы не будем здесь ее описывать. Выразим лишь нашу убежденность в том, что надежды на ДРМ не имеют достаточных оснований и не оправдаются.

Во-первых, в таком виде, в каком он задуман в России, ДРМ нигде в мире нет. Концепция ДРМ не исследована теоретически и, тем более, нет практического опыта его применения.

Во-вторых, рынки мощности вообще имеются только в США, в частности на рынке PJM (штатов Пенсильвания, Нью-Джерси и Мэриленд). Однако, на рынке PJM:

- рынки мощности (краткосрочные и долгосрочные) дополняются требованием к электроснабжающим организациям закупать мощность, необходимую для прогнозируемого прироста нагрузки снабжаемых ими потребителей. Такие прогнозы и требования задает Системный Оператор рынка. У нас же в России структура электроснабжающих организаций (гарантирующих поставщиков и сбытовых компаний) находится еще в стадии формирования и предъявлять им такие требования просто невозможно;

- на рынках мощности торгуют (продают – покупают) только газо-турбинными и паро-газовыми электростанциями. В России же, кроме того, необходимо вводить КЭС на угле и ТЭЦ (не говоря уже о ГЭС и АЭС). Как будет происходить торговля на ДРМ такими капиталоемкими электростанциями, совершенно неизвестно;

- рынки мощности не обеспечивают оптимальность структуры генерирующих мощностей (в смысле минимума приведенных затрат).

Таким образом, долгосрочный рынок мощности представляет очередной рискованный эксперимент над электроэнергетикой России (как и уже проведенное реформирование). Ожидание его провала еще на несколько лет продлит инвестиционный (и общий) кризис в электроэнергетике в дополнение к 10 годам, потерянным из-за перехода к конкурентному рынку.

В связи с этим, а также учитывая другие, уже показавшие себя недостатки (можно сказать, пороки) конкурентного рынка (аварии, неоправданный рост цен, угроза дефицита и др.), необходимо срочно менять концепцию реформирования электроэнергетики России в направлении восстановления регулирования цен на электроэнергию, возврата к оптовому рынку «Единственный покупатель», отказа от розничных рынков и соответствующих преобразований на уровне региональных энергокомпаний. При этом, естественно, должна быть учтена существующая структура электроэнергетики и значительно усовершенствована система государственного регулирования тарифов на электроэнергию и развития ЕЭС 

      6. Основные мероприятия по возобновлению государственного   

           регулирования в электроэнергетике России 

Возврат к двухуровневой структуре регулируемых рынков электроэнергии представляет собой исправление ошибки, допущенной в начале текущего века, в связи с решением о переходе к конкурентному рынку. Процесс возврата многоплановый и будет достаточно трудным. Потребуются внесение изменений в Закон «Об электроэнергетике», структурные преобразования энергокомпаний, соответствующая подстройка и совершенствование системы и методологии государственного регулирования и многое другое. Вместе с тем, это будет в значительной мере возврат к тому, что уже было. Данное обстоятельство облегчит процесс.

Главным и первоочередным мероприятием должно стать воссоздание Федеральной компании (типа РАО «ЕЭС России»), выполняющей функции «Закупочного агентства» на федеральном оптовом рынке электроэнергии (сохраним за ним название ФОРЭМ) и ответственной за бесперебойное электроснабжение страны, включая бездефицитное развитие ЕЭС. Назовем ее условно «Федеральной электроэнергетической управляющей компанией» (ФЭУК). В эту компанию должны войти существующие Федеральная сетевая компания (ФСК), Системный Оператор и Администратор торговой системы (АТС). Функции последнего будут существенно сужены – это будет подразделение, осуществляющее, главным образом, финансовые взаиморасчеты с участниками ФОРЭМа. Кроме того, ФЭУК должна в той или иной форме руководить и финансировать проектные и научно-исследовательские организации отрасли.

Основные функции ФЭУК:

- оперативно-диспетчерское управление ЕЭС;

- управление функционированием ФОРЭМа;

- планирование и финансирование развития ЕЭС, включая организацию конкурсов на строительство новых электростанций;

- эксплуатация и развитие Национальной электрической сети, принадлежащей ФСК;

- планирование и финансирование проектных и научно-исследовательских работ;

- разработка отраслевых нормативов (Руководящих указаний, Норм, Правил и т.п.), связанных со строительством и эксплуатацией оборудования электростанций и электрических сетей, и контроль за их исполнением.

Для этих целей в ФЭУК должны быть созданы соответствующие подразделения. Мы не будем здесь более детально углубляться в функции и организационную структуру ФЭУК. Это требует специальных проработок. В целом ФЭУК должна быть государственной компаний, аналогично ФСК и СО.

Вопросам планирования и финансирования развития ЕЭС будет посвящен следующий раздел записки. Предварительно отметим, что для финансирования требуется создание специального Государственного фонда развития ЕЭС (ГФР ЕЭС). Этот фонд должен также войти в состав ФЭУК, которая будет управлять им.

Следующим мероприятием будет возобновление регулирования тарифов на ФОРЭМе, включая тарифы электростанций, входящих в состав ОГК и поставляющих электроэнергию на ФОРЭМ. Для этого не потребуется изменять структуру и собственников ОГК – необходимо будет лишь ввести регулирование тарифов их электростанций (как это было в 1990-е годы). Тарифы (для каждой электростанции индивидуально), естественно, будут устанавливаться Федеральной службой по тарифам (ФСТ).

Одновременно, ФСТ будет регулировать деятельность всей ФЭУК и устанавливать тарифы на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМа. В отпускные (покупные) тарифы должны включаться средневзвешенная стоимость электроэнергии, поставляемой на ФОРЭМ, расходы на содержание ФЭУК (включая финансирование проектных и научно-исследовательских работ), инвестиционная составляющая и нормативная прибыль. Инвестиционная составляющая определяется, исходя из планов строительства и модернизации электростанций и электрических сетей, принадлежащих ФСК. Эти планы разрабатываются ФЭУК и согласовываются с Минэнерго, после чего ФСТ включает необходимые инвестиции в инвестиционную составляющую тарифов для конечных потребителей. Полученные же за счет инвестиционной составляющей средства поступают в ГФР ЕЭС для последующего финансирования строительства электростанций и электропередач.* (см. сноску в низу стр.)

Далее потребуется комплекс мер по восстановлению регулируемых монопольных вертикально-интегрированных компаний на региональном уровне. Условно сохраним за ними прежнее название – АО-энерго.

Воссозданные АО-энерго будут нести ответственность за электро- и теплоснабжение регионов, что фактически не в состоянии сейчас делать созданные и зачастую меняемые «гарантирующие поставщики». Кстати, в большинстве альтернативных концепций реформирования электроэнергетики, выдвигавшихся вместо концепции РАО «ЕЭС России» в 2000-2002 гг., предусматривалось сохранение региональных АО-энерго.

Возврат к регулируемым АО-энерго обусловлен также:

- необходимостью регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию для конечных потребителей региональными службами по тарифам (РСТ); в частности, ФСТ не в состоянии регулировать тарифы ТЭЦ, входящих сейчас в ТГК;

- нецелесообразностью организации конкурентных розничных рынков электроэнергии. Возможный эффект от конкуренции в сфере сбыта явно меньше, чем дополнительные расходы на создание компьютеризированных систем учета и взаиморасчетов и на содержание множества сбытовых компаний с их затратами на рекламу и маркетинг;

- явно «нестандартным» статусом территориальных генерирующих компаний, на чем следует остановиться подробнее. Создание ТГК, состоящих из ТЭЦ в смежных областях или краях, является «творчеством» российских реформаторов. Они не имеют аналогов в других странах. Их создание может оказаться ошибочным по нескольким причинам. Во-первых, многие ТГК будут монополистами в соответствующих зонах (узлах) оптового рынка, ввиду большой своей доли в генерирующих мощностях. Во-вторых, неясно, каким будет их взаимодействие с регулируемыми системами теплоснабжения городов, в которых расположены отдельные ТЭЦ, входящие в ТГК. Распределение экономии от комбинированного производства тепла и электроэнергии между этими двумя видами энергии всегда представляло трудно разрешимую задачу. В-третьих, неясно, за счет каких средств могут развиваться ТГК (строить новые ТЭЦ). Очевидно, что эффективность ТЭЦ определяется доходами от производства не только электрической, но и тепловой энергии.

Вследствие указанных причин вопрос о расформировании ТГК мог возникнуть и при завершении перехода к конкурентному рынку. Решение же этого вопроса при восстановлении регулируемых АО-энерго (с передачей им соответствующих ТЭЦ) естественным образом снимает перечисленные проблемы. В частности, установление тарифов на тепло и электроэнергию будет производиться РСТ совместно (одновременно), как и делалось раньше.

Организационное формирование регулируемых АО-энерго (с расформированием ТГК) может быть проведено несколько различающимися путями. Здесь требуются дополнительные проработки. Укажем лишь некоторые возможные моменты (варианты).

     ● При расформировании ТГК входившие в них ТЭЦ могут быть выделены как отдельные АО-ТЭЦ, которые станут дочерними компаниями соответствующих АО-энерго. Акции бывших собственников ТГК могут быть распределены при этом между новыми АО-ТЭЦ таким же образом, как это было сделано при расформировании РАО «ЕЭС России».

     ● Возможно укрупнение АО-энерго по сравнению с тем  территориальным делением, которое было к 2000 г.

     ● Может оказаться целесообразным формирование АО-энерго, как холдингов, в которые войдут АО-ТЭЦ, существующие распределительные сетевые компании, основная сбытовая компания («гарантирующий поставщик»), подразделение оперативно-диспетчерского управления, ремонтные организации и др. Подобным холдингом сейчас фактически является «Иркутскэнерго».

     ● Представляется целесообразной передача (включая выкуп) как можно большего пакета акций АО-энерго администрациям регионов, чтобы они реально могли влиять на электроснабжение своих территорий.

     ● АО-энерго могут развивать свои распределительные электрические сети за счет включения этих инвестиций в тарифы для снабжаемых ими потребителей.

     ● Специальный вопрос, который будет подробнее рассмотрен в следующем разделе записки, представляет сбор регулируемыми АО-энерго инвестиционной составляющей тарифов для конечных потребителей, которая будет перечисляться в Государственный фонд развития ЕЭС.

Наряду с рассмотренными мероприятиями, при восстановлении регулирования в электроэнергетикепотребуются определенные преобразования в Федеральной службе по тарифам, Минэнерго и, возможно, в других ведомствах.

_________________________________________________________

*Примечание: На ФОРЭМе инвестиционная составляющая включается только для потребителей, получающих электроэнергию непосредственно с ФОРЭМа (см. следующий раздел записки) 

   7. Инвестирование развития электроэнергетики

С восстановлением государственного регулирования и воссозданием Федеральной электроэнергетической управляющей компании (ФЭУК) появляется возможность централизованного планирования и финансирования развития электроэнергетики России. Ниже будет изложена рекомендуемая (возможная) схема такого финансирования. 

Общие принципы планирования и финансирования: 

1. Инвестирование осуществляется на основе перспективных планов и программ (включая предстоящий год), разрабатываемых ФЭУК с участием проектных и научно- исследовательских организаций, согласовываемых с Минэнерго и утверждаемых Правительством РФ. 

2. Инвестирование охватывает объекты (электростанции и ЛЭП), строящиеся как частными инвесторами (основной случай), так и непосредственно за счет государственных средств. При строительстве объектов частными инвесторами среди них проводятся конкурсы, и выигравшему инвестору гарантируется возврат инвестиций с заявленными им сроком возврата и процентом на капитал. В этом случае централизованно финансируется не само строительство объекта, а возврат инвестиций (с процентом) в течение нескольких лет. Построенный объект остается при этом в собственности инвестора. При строительстве объекта за счет государственных средств он финансируется непосредственно в период строительства и остается в собственности государства. 

3. Непосредственно государственное финансирование применяется, главным образом, при строительстве электрических сетей, принадлежащих Федеральной сетевой компании (ФСК) и АО-энерго (хотя возможно строительство отдельных электропередач и частными инвесторами), а также при строительстве электростанций, на которые не нашлось частного инвестора. Подобные ситуации вполне возможны (особенно для ГЭС и АЭС), и Государство вынуждено само финансировать строительство электростанции, чтобы избежать дефицита генерирующих мощностей. Это может оказаться целесообразным также в случаях, когда частные инвесторы предлагают явно невыгодные условия и Государству более экономично построить электростанцию за свой счет. Как уже отмечалось, в этом случае электростанция остается в государственной собственности или может быть продана потом частной генерирующей компании. 

4. Для централизованного финансирования развития электроэнергетики при ФЭУК создается Государственный фонд развития ЕЭС (ГФР ЕЭС). Из этого фонда финансируется строительство (и модернизация): 

- всех электростанций страны (включая ТЭЦ), расположенных не только на территории, охватываемой ЕЭС, но и в изолированных АО-энерго. Исключение могут составлять собственные электроустановки частных промышленных предприятий; 

- электрических сетей, принадлежащих ФСК. Распределительные сети финансируются самими АО-энерго. 

5. Главным источником формирования ГФР ЕЭС является инвестиционная составляющая, которая включается в тарифы всех конечных потребителей в ЕЭС и изолированных АО-энерго. Это соответствует принципу: финансирование строительства всех электростанций осуществляется централизованно из ГФР ЕЭС, поэтому все потребители должны участвовать в формировании этого фонда. Данный принцип, с одной стороны, обеспечивает минимально возможную и одинаковую для всех потребителей инвестиционную составляющую, а с другой – снимает проблемы финансирования новых электростанций (особенно ТЭЦ) в небольших и изолированных регионах (АО-энерго). 

На рисунке , пунктирными линиями показаны потоки средств, получаемых от сбора инвестиционной составляющей с потребителей: 

     - получивших доступ непосредственно на ФОРЭМ (эти средства собираются соответствующим финансовым подразделением ФЭУК и направляются в ГФР ЕЭС); 

     - снабжаемых от АО-энерго, участвующими в ФОРЭМе (собираются АО-энерго и перечисляются ими в ГФР ЕЭС); 

     - изолированных АО-энерго. 

Отметим еще раз, что величина этой инвестиционной составляющей одинакова для всех потребителей. Она устанавливается ФСТ на один или несколько лет, исходя из общего объема необходимых инвестиций и поступлений в ГФР ЕЭС из других источников, путем деления на прогнозируемое электропотребление в ЕЭС и изолированных АО-энерго. 

6. Другими возможными источниками формирования ГФР ЕЭС (см. рисунок) могут быть федеральный бюджет и специальные взносы, взимаемые с новых крупных потребителей электроэнергии. Необходимость и возможность поступлений из бюджета определяется Правительством РФ в зависимости от общей ситуации в стране (и в электроэнергетике). 

Специальные взносы на развитие генерирующих мощностей логично собирать с частных владельцев новых электроемких производств. Существующие потребители не должны оплачивать приросты мощностей, необходимых для новых частных предприятий. Их финансовую эффективность собственники должны оценивать для себя с учетом инвестирования не только самих предприятий, но и требуемых электрических мощностей. 

Кроме того, в ГФР ЕЭС могут направляться в последующем средства от продажи частным компаниям электростанций, построенных за государственный счет (этот упоминавшийся в п. 3 случай на рисунке не показан). 

      Сделаем несколько комментариев к изложенной схеме. 

     ● На ФОРЭМе Федеральная служба по тарифам будет устанавливать несколько видов тарифов: 

     - для каждой из электростанций ОГК и АЭС, поставляющих электроэнергию на ФОРЭМ; эти тарифы должны полностью компенсировать все издержки действующих электростанций и включать нормативную прибыль. Тарифы следует устанавливать (или фиксировать в договорах, заключаемых ФЭУК с ОГК) надлительный срок (3-5 лет), чтобы ОГК имели стимулы и время для повышения эффективности и снижения издержек производства. Для вновь введенных электростанций, построенных частными инвесторами, выигравшими конкурсы, тарифы устанавливаются в соответствии с заключенными с ними договорами. В эти тарифы, как уже отмечалось, включена составляющая, гарантирующая возврат инвестиций с процентом в течение согласованного срока возврата. По окончанию этого срока тарифы начинают устанавливаться аналогично действующим электростанциям; 

     - для избыточных АО-энерго, также поставляющих часть своей электроэнергии на ФОРЭМ; эти тарифы должны соответствовать переменным (топливным) издержкам АО-энерго (с возможными стимулирующими добавками); 

     - на электроэнергию, поставляемую с ФОРЭМа дефицитным АО-энерго (основная часть электроэнергии); эти тарифы устанавливаются по средневзвешенной стоимости всей электроэнергии, поставленной на ФОРЭМ, с добавлением расходов на содержание ФЭУК и ее нормативной прибыли. Инвестиционная составляющая для развития ЕЭС в эти тарифы не включается, так как она будет собираться самими АО-энерго со своих потребителей (см. рисунок); 

     - для потребителей, получающих электроэнергию непосредственно с ФОРЭМа; в эти тарифы дополнительно к тарифам для дефицитных АО-энерго включается инвестиционная составляющая, о которой шла речь выше. 

     ● В АО-энерго тарифы будут устанавливаться региональными службами по тарифам для: 

     - ТЭЦ на производимую ими электрическую и тепловую энергии; 

     - для конечных потребителей электроэнергии и тепла, исходя из средневзвешенной стоимости электроэнергии, получаемой с ФОРЭМа и от собственных ТЭЦ. В тарифы на электроэнергию для потребителей включаются две инвестиционные составляющие: на развитие ЕЭС (одинаковая для всех потребителей страны) и на развитие распределительных сетей АО-энерго (при необходимости). 

     ● Описанная схема финансирования очень близка к «Механизму гарантирования инвестиций», рассмотренному в разделе 5, но управляет ей не Системный Оператор, а ФЭУК. В целом же она соответствует модели «Единственный покупатель» на оптовом рынке страны. При этом реализуются преимущества такого рынка, указанные в начале раздела 5 данной записки: 

     - обеспечивается бездефицитное и оптимальное развитие ЕЭС, в том числе в случае, когда при объявленном конкурсе на строительство необходимой новой электростанции не находится частных инвесторов или предлагаемые ими условия оказываются неприемлемыми; 

     - увеличение цен электроэнергии, необходимое для развития ЕЭС, является минимально возможным. Расчеты, проведенные в [2,10], показали, что оптовые цены при рынке «Единственный покупатель» в 2020-2030 гг. в Европейской зоне будут ниже цен, необходимых для окупаемости инвестиций в наиболее экономичные КЭС на газе с ПГУ при конкурентном рынке, примерно на 1 цент/кВт.ч. Применительно к КЭС на угле эта разница как в Европейской, так и Сибирской зоне составляет 3-5 цент/кВт.ч. Эти расчеты проводились для «базового» сценария «Генеральной схемы» [11], электропотребление в котором считается сейчас явно завышенным. Поэтому фактическая разница в ценах будет еще больше – при рынке «Единственный покупатель» уменьшится инвестиционная составляющая тарифов, а при конкурентном рынке цены, необходимые для окупаемости инвестиций, останутся теми же. 

     ● Рекомендуемая (возможная) схема инвестирования, как и основные мероприятия по возобновлению регулирования электроэнергетики изложены лишь в общих чертах и, несомненно, потребуют детализации во многих отношениях. Это может рассматриваться как задача дальнейших исследований, если будет принято решение о возобновлении регулирования и изменении концепции реформирования электроэнергетики России. 

     8. Заключение

1. Особые свойства ЭЭС придают чрезвычайное несовершенство электроэнергетическому рынку. Дерегулирование (освобождение цен на электроэнергию), естественно, приводит к множеству проблем и отрицательных последствий. Это подтверждается зарубежным опытом и состоянием электроэнергетики России в последние годы. Переход к конкурентному рынку электроэнергии следует признать ошибкой. 

2. Выход электроэнергетики России из кризиса, включая инвестирование программ развития ЕЭС, возможен лишь при коренном изменении концепции ее реформирования и восстановлении государственного регулирования. Наиболее целесообразен возврат к двухуровневой структуре регулируемых рынков электроэнергии, которая была создана в 1990-е годы. При этом должна быть учтена, конечно, существующая структура электроэнергетики, а также усовершенствована система государственного регулирования тарифов на электроэнергию и развития ЕЭС страны. 

 3. В записке описаны основные мероприятия по возобновлению государственного регулирования в электроэнергетике России. Главным из них должно стать воссоздание Федеральной компании (типа бывшего РАО «ЕЭС России»), выполняющей функции «Закупочного агентства» на федеральном оптовом рынке электроэнергии и ответственной за бесперебойное электроснабжение страны, включая бездефицитное развитие ЕЭС. Потребуется также комплекс мер по восстановлению регулируемых вертикально-интегрированных компаний на региональном уровне (с расформированием существующих ТГК) и ряд других мероприятий. 

4. Предложена возможная схема планирования и финансирования развития электроэнергетики при восстановлении государственного регулирования. Основная роль в этом процессе отводится воссозданной Федеральной компании, Федеральной и региональным службам по тарифам. Инвестирование осуществляется на основе перспективных планов и программ, разрабатываемых этой Федеральной компанией, согласовываемых Минэнерго и утверждаемых Правительством РФ. Создается Государственный фонд развития ЕЭС (ГФР ЕЭС), из которого финансируется строительство (и модернизация) всех электростанций страны (включая ТЭЦ), расположенных не только в зоне ЕЭС, но и в изолированных ЭЭС, а также электрических сетей, принадлежащих ФСК. Главным источником формирования ГФР ЕЭС является инвестиционная составляющая, которая включается в тарифы всех конечных потребителей в ЕЭС и изолированных ЭЭС. Инвестирование из ГФР охватывает объекты (электростанции и ЛЭП), строящиеся как частными инвесторами (основной случай), так и непосредственно за счет государственных средств. 

5. Описанные в записке основные мероприятия по возобновлению регулирования и схема инвестирования потребуют, конечно, детализации во многих отношениях. Это будет задачей дальнейших исследований после принятия решения об изменении концепции реформирования электроэнергетики России. 

6. Нужно ожидать, что восстановление государственного регулирования в электроэнергетике встретит противодействие со стороны собственников генерирующих компаний (ОГК и ТГК), которые получают сейчас сверхприбыли, а также, возможно, других организаций (Совет рынка, АТС, сбытовые компании и т.п.). Однако, интересы экономики и социальной сферы страны должны быть приоритетными. 

Список литературы: 

1. Hunt S., Shuttleworth G. Competetion and Choice in Electricity. – John Wiley: Chichester, England, 1996 

2. Беляев Л.С. Проблемы электроэнергетического рынка. – Новосибирск: Наука, 2009. – 296 с. 

3. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации / Постановление Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 г. № 526. 

4. Об электроэнергетике / Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3. 

5. Woo C.K., King M., Tishler A., Chow L.C. H. Cost of electricity deregulation // Energy. – 2006. – Vol. 31. – Р. 747–768. 

6. McCullough R., Howard B.M., Deen M. The High Cost of Restructuring / Public Utility Fortnigtly. – February 2008. – P. 54–58. // http:// www: fortnighly.com. 

7. О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии и финансирования объектов по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности / Постановление Правительства РФ от 2 декабря 2005 г. № 738. 

8. О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурсной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности) / Постановление Правительства РФ от 24 февраля 2010 г. № 89. 

9. Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода /Постановление Правительства РФ от 13 апреля 2010 г. № 238. 

10. Беляев Л.С., Большаков И.С. Оптовые цены на электроэнергию при рынке «Единственный покупатель» и конкурентном рынке // Изв. РАН. Энергетика. – 2010. - № 6. – С. 79-91. 

11. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. / Одобрена распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 г. № 215-р. – 260 с.