Целевая модель рынка: новый взгляд

Рубрика:

Рынок

    В силу обстоятельств автор этой статьи пожелал остаться неизвест­ным. Тем не менее редакция приняла решение о публикации материала. Мы приглашаем все заинтересованные стороны принять участие в дискуссии по данной теме на страницах журнала.
    Истоки реформы
    Реформа электроэнергетики подошла к своему промежуточному финишу — с 1 января 2011 г. отпуск электроэнергии предприятиям и организациям целиком осуществляется по нерегулируемым ценам (за исключением Калининградской, Архангельской обла­стей, Республики Коми, Дальнего Востока и отдельных изолированных энергетических систем). Пройден достаточный путь, для того чтобы сделать выводы и наметить направления улучшения целевой модели рынков электрической энергии.
    Принципы проведения реформы были определены Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 г. № 526. На тот момент электроэнергетика представляла собой централизованно управляемую отрасль с крупными региональными вертикально интегрированными предприятиями государственной формы собственности. Единая энергетическая система создавалась не на частные деньги, поэтому оказалась технологически избыточной и не­эффективной, но очень надежной. В условиях централизованного теплоснабжения электроэнергетика была тесно связана с теплоэнергетикой, так как когенерация в масштабах народного хозяйства страны теорети­чески рентабельнее раздельного производ­ства электро- и теплоэнергии.
    Спрос на электроэнергию, сильно упавший после 1991 г., к началу ­реформы начал расти. При этом в 1990-е вследствие экономических проблем ремонты сетей и генерации осуществлялись не в плановом режиме, а «по состоянию». К началу 2000-х гг. износ основных фондов приблизился к критической отметке. В 1990-е гг. из-за существенного снижения уровня жизни населения сформировалась система перекре­ст­ного субсидирования бытовых потребителей за счет промышленных.
    Отрасль считалась сугубо сервисной — основной задачей была надежность энергоснабжения потребителей, поскольку электроэнергетика является значимым элементом си­стемы жизнеобеспечения. При отсутствии у государства средств на модернизацию энергетических мощностей ост­ро встал вопрос о необходимости скорейшего привлечения частных инвестиций.
    Постановлением Правительства РФ № 526 были определены следующие цели реформирования электроэнергетики:
  • обеспечение устойчивого функцио­нирования и развития экономики и социальной сферы;
  • повышение эффективности производства и потребления электроэнергии;
  • обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.
    Результаты реформы
    На реализацию реформы упомянутым документом было отведено 8—10 лет1, следовательно, к настоящему времени ее цели и задачи должны были быть выполненными. Подведем итоги 10-летних преобразований в отрасли.
    Одним из определяющих факторов является опережающий рост цен на услуги естественных монополий, и конкретно — на электроэнергию, что вызвано «недовложением» средств в отрасль в 1990-е и 2000-е гг. Удорожание электрической энергии для конечных потребителей за 2001 г. — март 2011 г. составило 329%2, тогда как индекс потребительских цен за тот же период поднялся на 222%. Существенно увеличился перекос в динамике цен на электроэнергию для малых потребителей — если в промышленности за данный период они прибавили 288%, то в непромышленном секторе — 364%, а в сельскохозяйственном — 554%. Для небольших предприятий, работающих в одну смену (присоединенных к элект­рическим сетям на низком уровне напряжения с диапазоном использования мощности менее 4,5 тыс. ч), средняя стоимость электроэнергии в январе — марте 2011 г. колебалась в пределах 4,3 руб., или 15 центов за кВт.ч (без НДС), а в отдельных регионах доходила до 6 руб., или 22 центов. Что касается населения, тарифы для которого вдвое ниже экономически обоснованных величин из-за наличия перекрестного субсидирования, то россияне в 2011 г. платили в среднем 2,5 руб., или 9 центов за кВт.ч, американцы — около 11 центов, а население Китая — 7—10 центов. При ликвидации перекрестного субсидирования население России будет платить около 18 центов за кВт.ч, что близко к максимальным ценам в Европе.
    Улучшилась ли эффективность производства и потребления электроэнергии в России? Скорее да, чем нет, но достигнутые уровни явно усту­пают показателям, которые уста­новлены плановыми документами. Электроемкость ВВП за 10 лет (2000—2009 гг.) уменьшилась на 25,7%3, но, как отмечает Международное энергетическое агентство4, это больше обусловлено ростом стоимости ВВП, чем техническими мерами по повышению энергоэффективности. Удельный расход условного топлива электрических станций за 2001—2010 гг. сократился незначительно — с 338 до 333 т у. т./МВт.ч, тогда как Генеральной схемой размещения энергообъектов поставлена задача к 2020 г. выйти на отметку 286 т у. т./МВт.ч и поднять средний КПД электростанций до 43,4% (сейчас он 36—37%). Потери электроэнергии в сетях увеличились с 8% в 1990 г. до 12% в 2000 г. и незначительно снизились до 11% в 2010 г., тогда как в развитых зарубежных странах они составляют 5—9%.
    Нормы ФЗ-261 «Об энергосбережении» «буксуют» на практике. Например, не решен вопрос, кто станет возмещать издержки на энергоаудит, если энергоэффективные технологии не будут внедряться; не выделен момент перехода права собственно­сти на результаты выполненных по проекту работ; не ясны права и обязанности сторон в отношении результатов работ в случае досрочного прекращения договора; нет четкого порядка контроля процесса формирования себестоимости для определения сбережений и т. д.5
    Нельзя сказать, что за годы реформирования отрасли электроэнергетика стала надежнее. Энергопотребление в стране опережает генерацию, и это на фоне общего износа энергосистемы: рост энергопотребления за 2001—2010 гг. составлял в среднем 1,5% в год, а суммарной установленной мощности за 2006—2010 гг. — 4 ГВт, то есть 0,5% в год. Износ основных фондов электростанций достиг 60%6, основного и вспомогательного оборудования сетевой инфраструктуры распределительных сетевых компаний — предельного уровня в 70%7. При этом тенденцию старения существующих энергетических объектов не удалось остановить. К 2020 г. уже 57% мощностей действующих тепловых электростанций исчерпают свой ресурс. Ощущения стабильности энергоснабжения не добавляют и произошедшие в последние годы крупные аварии на Каширской ГРЭС (2003 г.), в Московской энергосистеме на подстанции Чагино (2005 г.), на Саяно-Шушенской ГЭС (2009 г.), массовые отключения из-за ледяного дождя в Центральной России зимой 2010— 2011 гг.
    Теперь посмотрим, какие из сформулированных в 2001 г. задач не удалось решить.
    1. Создание конкурентных рынков электроэнергии во всех регионах России, в которых организация таких рынков технически возможна. К окончанию преобразований РАО ЕЭС был не в полной мере либерализован оптовый рынок электроэнергии, рынок мощности еще отсутствовал и не был определен контур целевых розничных рынков, как и отсутствовала определенность с приватизацией распределительных сетей. Созданы генерирующие компании, произошло разделение вертикально интегрированных предприятий электроэнергетики по видам деятельности — обеспечена прозрачность бизнеса. Но борьбы за покупателя между генерирующими компаниями на оптовом рынке фактически нет, так как при действующих сетевых ограничениях большинство потребителей России покупает электрическую энергию на рынках в условиях существенного ограничения конкуренции (в 26 из 29 зон свободного перетока введены предельные ограничения на мощность из-за отсутствия конкуренции). Экономически ограничена конкуренция за потребителей между энергосбытовыми организациями на розничных рынках.
    2. Создание эффективного механизма снижения издержек. Эффективный механизм снижения издержек субъектов электроэнергетики должен способствовать уменьшению конечной стоимости электроэнергии. Цена на оптовом рынке определяется по принципу маржинального ценообразования, то есть по самой дорогой (замыкающей) электрической станции ценовой зоны, притом что отсутствуют действенные механизмы по закрытию дорогой генерации и потенциал ценовой оптимизации в рамках ЕЭС России используется не в полной мере. Применение маржинального способа привело к образованию маржинального дохода (выручка за минусом топливной себестоимо­сти и модельных факторов) у ГЭС и АЭС в объеме, составляющем более половины их валовой выручки за электроэнергию. Для сетевых компаний введение системы регулирования от доходности инвестированных средств (так называемое RAB-регулирование) дает весьма слабый стимул к сокращению издержек — 2%-ный ежегодный темп снижения операционных расходов независимо от текущего уровня эффективно­сти.
    3. Привлечение инвестиций в строительство и эксплуатацию новых мощностей по производству и передаче электроэнергии.
    По базовому (не максимальному!) сценарию, предусмотренному Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики, утвержденной По­становлением Правительства РФ от 22.02.2008 г. № 215-р, предлагалось в период 2006—2010 гг. увеличить установленную мощность ЕЭС России с 210,8 до 243,8 ГВт. Фактическая номинальная мощность, по данным Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ), на конец 2010 г. составила 214,9 ГВт, что в 8 (!) раз меньше плановых показателей. Далее по базовому сценарию предполагалось за 2011—2020 гг. вве­сти 152 ГВт. В середине 2010 г. Правитель­ством России в целом были одобрены поправки в Генеральную схему, предложенные Минэнерго, однако изменений в дальнейшем не последовало. В корректировке Генеральной схемы по базовому варианту предусматривался ежегодный рост энергопотребления на 4,1%, что означает ввод до 2020 г. 78 ГВт. Но для того, чтобы достичь этого скорректированного уровня, необходимо обеспечить 2,5%-ный ежегодный рост вводимых мощностей, что очень далеко от сегодняшних фактических показателей. Для сравнения: Китай за три последних года (2007—2010) запустил около 200 ГВт генерирующих мощностей (ежегодный прирост установленной мощности в КНР — порядка 13% против 0,5% в России).
    Что касается инвестиций в объекты сетевой инфраструк­туры, то непривлекательные параметры RAB (норма доходно­сти — 12%, возврат капитала — 35 лет, ежегодное уменьшение операционных издержек — 2%) не подо­гревают интерес частных инвесторов к сетям, однако они привели к существенному удо­рожанию услуг по передаче при тарифном регулировании на 2011 г. — в среднем на 40% (до пересмотра тарифов). Столкнувшись с таким фактиче­ским увеличением тарифа, правитель­ство было вынуждено прибегнуть к точечным несистемным мерам, обязав регулирующие органы пересмотреть тарифные решения по передаче электрической энергии и сбытовой надбавке гарантирующих поставщиков с ростом не более 15% (см. п. 9 постановляющей части ПП РФ от 29.12.2010 г. № 1172).
    4. Поэтапная ликвидация перекрест­ного субсидирования различных регионов страны и групп потребителей электроэнергии.
    Межрегиональное перекрест­ное субсидирование большин­ства территорий прекращено с 1 января 2011 г. за счет 100%-ной либерализации цен на электрическую энергию, что, однако, вызвало значительное повышение отпуск­ных цен в ряде регионов. «Перекрестка» между группами потребителей к настоящему моменту «упакована» в тарифе на передачу, но механизм ее ликвидации не обозначен.
    Из-за смены приоритетов в социальной политике не удалось уст­ранить проблему перекрестного субсидирования групп потребителей электроэнергии, поскольку оно сохраняется в существенных объемах в сегменте населения. Так, перекрестное субсидирование населения России по сравнению с экономически обоснованными тари­фами оценивается нами в общую сумму 200 млрд руб., его одномоментная отмена приведет к увеличению отпускных цен для граждан в 1,5—2 раза, в то время как по остальным потребителям они снизятся на 9—12%. Механизм ликвидации перекрест­ного субсидирования отсутствует, как отсутствуют и предпосылки к тому, что задуманное осуществится в рамках происходящего реформирования — в соответствии с прогнозом Минэкономразвития в декабре 2010 г., ставки для населения в ближайшие 3 года будут подниматься на 10% в год, для прочих потребителей — на 12—15% в год, то есть объем перекрест­ного субсидирования будет только возрастать.
    5. Создание системы поддержки малообеспеченных слоев населения. Существует система жилищных субсидий, однако указанный механизм не используется в электроэнергетике и не позволяет довести цены для населения до экономически обоснованного уровня.
    6. Демонополизация рынка топлива для тепловых электростанций. Не реализовано: вопреки предположениям была остановлена или приторможена либерализация газовой отрасли, сохранен монополизм одного поставщика — ОАО «Газпром». В соответствии с официальными планами «Газпрома» до 2015 г. предлагается осуществить переход к ценообразованию на принципах равной эффективности поставок на экспорт и на внутренний рынок, то есть фактически уравнять цены внутреннего рынка с ценами внешнего за минусом экспортной пошлины и платы за транзит. Наличие значительного объема газовой генерации в энергетическом балансе РФ (48% в 2010 г.), и ежегодный рост отпускной цены на газ на 10—15%8 (без учета инфляции) повлекут за собой повышение средневзвешенной отпуск­ной цены электростанций на 5—7% (без учета инфляции).
    7. Создание нормативной правовой базы реформирования отрасли, регламентирующей порядок ее функционирования в новых экономических условиях. К настоящему времени отсутст­вуют Правила коммерческого учета электрической энергии на розничных рынках (их должны были принять в 2007 г.), Правила проведения конкурса на право осуществления деятельно­сти в качестве гарантирующего по­ставщика (2007 г.), решение о социальной норме по­требления электриче­ской энергии граж­данами (2010 г.), не запущен рынок финансовых прав на передачу, не разработан порядок определения и применения нерегулируемых цен на электриче­скую энергию (март 2011 г.) и т. д. В результате изменений в 35-ФЗ в 2010 г. исчез плановый срок либерализации цен для населения.
    Проанализировав достигнутые российской электроэнергетикой результаты, рассмотрим предложения относительно контуров целевой модели рынков электрической энергии.
    Постановка задачи
    Требования к продукции любой отрасли предъявляет покупатель. Электроэнергетика — не исключение. Потребитель, как известно из экономической теории, при выборе товара руководствуется двумя прин­ципами — качество и стоимость.
    Как было отмечено выше, элект­роэнергетика — важнейшая сфера жизнеобеспечения людей, можно сказать, кровеносная система экономики. Поэтому качество производимой электроэнергии должно быть важнее ее цены, а следовательно, необходимо признать и установить приоритет обеспечения надежного энергоснабжения потребителей над стоимостью этого вида продукции.
    Предлагаем отказаться от политики «улучшизмов», признав, что задача может быть решена с возвратом в начальную точку отсчета реформы, но с учетом сложившейся в отрасли системы отношений, в том числе субъектного состава оптового и розничных рынков, например, разделения гарантирующих поставщиков и сетевых организаций. Преобразование системы отношений в отрасли лучше проводить без оглядки на локальные достижения (к примеру, на существующую конструкцию оптового рынка).
    Кроме изменения целевой модели рынка необходимо добиться профессионализма в управлении федеральным и региональным энергокомплексами, внедрить систему контрактов менеджеров энергокомпаний на основе обеспечения показателей надежности вне зависимости от формы собственности. Руководители энергокомпаний (СО, ФСК ЕЭС, КО, генерирующих предприятий с установленной мощностью более 25 МВт, сетевых организаций, владеющих электросетевыми объектами 110 кВ и выше), как и президенты банков, должны проходить специальную аттестацию.
    Приоритетами реформирования электроэнергетики в нашей логике являются (в порядке убывания):
  • повышение надежности энергоснабжения;
  • формирование обоснованной стоимости электроэнергии;
  • развитие конкуренции на рынках электрической энергии;
  • простота определения стоимости электроэнергии.
    Для начала обозначим ключевые компетенции инфраструктурных организаций и каждого участника целевого рынка электроэнергии.
    Инфраструктурные организации
    Системный оператор (СО) — мощный технологический центр, отвечающий за надежность энергосистемы, в лице государственной организации, имеющей соответствующие полномочия путем расширения зоны ответственности и зоны контроля над субъектами рынка. СО также следит за потоками денежных средств, направляемых на содержание объектов технологической инфраструктуры, и инвестициями в развитие отрасли.
    Коммерческий оператор (КО) — центр, отвечающий за конкурентное ценообразование на оптовом рынке, в том числе за коммерче­ский учет электриче­ской энергии, и не осуществляющий контроль за технологическими процессами.
    Контролирующие органы
    Минэнерго, ФАС, ФСТ — структуры, осуществляющие контроль со стороны государства.
    НП «Совет рынка» — организация, осуществляющая контроль со стороны субъектов рынка.
    Технологическая инфраструктура отрасли
    Сетевые компании, существенно влияющие на надежность энергосистемы страны, — владельцы сетевого оборудования, включенного в расчетную модель оптового рынка (в том числе ОАО «ФСК ЕЭС»).
    Сетевые компании — владельцы сетевого оборудования, не входящего в расчетную модель оптового рынка.
    Генерация, осуществляющая ­поставку электрической энергии на конкурентной основе
    Генерирующие компании или организации, имеющие право продажи электрической энергии, производимой на генерирующем оборудовании мощностью 25 МВт и более, — от них во многом зависит надежность энергоснабжения потребителей.
    Генерирующие компании или ­организации, имеющие право продажи электрической энергии, получаемой на генерирующем оборудовании мощностью от 5 до 25 МВт, — оказывают небольшое влияние на надежность энергоснабжения потребителей.
    Генерирующие компании или организации, имеющие право продажи электрической энергии, вырабатываемой на генерирующем оборудовании мощностью до 5 МВт, — практически не влияют на надежность энергоснабжения потребителей.
    Энергоснабжающие организации
    Гарантирующие поставщики (ГП) — обеспечивают потребителей электрической энергией и отвечают за гарантированное электроснабжение в зоне своей деятельности.
    Энергосбытовые организации — независимые компании, заключающие договоры энергоснабжения с потребителями на свободной основе.
    Требование о разделении энергосбытовой и электросетевой деятельности должно быть выполнено.
    Потребители
    Потребители, снабжаемые гарантирующими поставщиками по фиксированным государством экономически обоснованным ценам — население и приравненные к нему группы потребителей, бюджетные и некоторые другие выделенные группы потребителей (здесь наблюдается отличие от существующей модели рынка).
    Прочие потребители, самостоятельно выбирающие энергоснабжающую организацию.
    Описание модели
    Существующий российский оптовый рынок энергии и мощности не имеет мировых аналогов по сложно­сти учета и расчетов. При этом он не обеспечивает уровня конкуренции за потребителя, достигнутого зарубежными рынками электрической энергии. Кроме того, выход на опт сопряжен с огромными финансовыми и временными затратами.
    За рубежом все гораздо проще. Потребитель может менять поставщика электроэнергии ежемесячно — для этого ему достаточно про­сто заявить о своем желании новому поставщику, который сам улаживает все вопросы перехода. Здесь возникает ключевая инфраструктурная организация — регистратор (обычно регио­нального уровня). Как правило, это сетевая компания, возможно, совмещающая функции гарантирующего поставщика, или государ­ственный орган, или некоммерческая структура, учрежденная участниками рынка, или коммерче­ская, которая не зависит от участников рынка. В настоящее время всю полноту ответственности за энергоснабжение потребителей несут гарантирующие поставщики, поэтому считаем логичным закрепить за ГП функцию регистратора (каждый по своей зоне деятельности). Тогда свод данных по межрегиональным рынкам логичнее поручить организации, имеющей региональные филиалы, способной собирать информацию по учету электрической энергии и равноудаленной от всех участников рынка. Таким параметрам из возможных вариантов (СО, ФСК ЕЭС, РЭК, НП «Совет рынка» или другое некоммерческое партнер­ство, учрежденное участниками рынка) в наибольшей степени отвечает Системный оператор.
    Сетевые компании должны будут собирать данные коммерче­ского учета в точках поставки и пе­редавать гарантирующим поставщикам по соответствующим зонам деятельности. Гарантирующие по­ставщики, в свою очередь, должны будут вести учет объемов потребления (на основании почасовых показаний приборов) по каждой точке поставки организаций, осуществляющих продажу электрической энергии в зоне их деятельности, вести учет ценовых и стоимо­стных характеристик поставляемой электроэнергии. Агрегированная информация о потреблении на розничном рынке с отнесением по ГП или ЭСК будет передаваться гарантирующими поставщиками (энергосбытовыми компаниями) Системному оператору (в региональные диспетчерские управления — РДУ). СО формирует баланс потребления по территории, графики потребления субъектов ОРЭ, согласовывает их с покупателями и направляет КО. Переход потребителей к новому поставщику при этом может осуществляться ежемесячно.
    Мы считаем целесообразным жесткую централизацию прав и обязанностей по планированию, управлению и контролю рынков электроэнергии у Системного оператора.
    Наши предложения по упрощению оптового рынка:
    1. Перейти на опте к рынку одного товара — электрической энергии. Сейчас расчеты за мощность осуществляются для поддержки генерирующих предприятий и инвестирования в строительство новых генерирующих объектов. Иными словами, покупатель оплачивает не только мощность, но и возможность надежного энергоснабжения в какой-либо период, что фактически совпадает с услугой по обеспечению системной надежности со стороны СО и может быть с ней совмещено.
    2. Перейти от ценовых и неценовых зон оптового рынка к единому рыночному пространству, разделенному на зоны свободного перетока мощности (ЗСП) в соответствии с действующей методикой определения ЗСП Си­стемным оператором. Отказ от большого количества ЗСП должен сопровождаться грамотной инвестиционной политикой со стороны СО по «расшивке» узких сечений.
    3. Перейти к модели единого закупщика — перепродавца (коммерческого оператора), что позволит снизить количество дробных расчетов и ликвидировать стоимостной небаланс на оптовом рынке, а также повысит заинтересованность со стороны КО в своевременности расчетов параметров рынка и подборе необходимых пакетов бухгалтерских документов для участников.
    4. Отказаться от маржинального ценообразования на оптовом рынке. Цены должны устанавливаться путем расчета средневзвешенной стоимости электрической энергии из отобранных по результатам торгов заявок по­ставщиков. Цены покупки в целом по ЗСП складываются исходя из объемов потребления и цен по каждому узлу расчетной модели за исключением объемов, приобретенных по свободным договорам (СД). Это стимулирует участников к заключению СД. При реализации данной меры средняя отпускная цена на электроэнергию может снизиться на 20% (без учета инфляции).
    5. Системный оператор оплачивает генераторам только аттестованную мощность генерирующего оборудования. В отношении ГЭС и АЭС регулируется цена по тарифам, утвержденным ФСТ, в отношении прочих электростанций она устанавливается с учетом падения к 2020 г. до нуля.
    6. Передать ответственность за инвестиционную политику в целом по энергетике Системному оператору, который:
  • утверждает Программу развития ЕЭС России и План выбытия генерирующих мощностей и контролирует их выполнение (замещение выбывающих мощностей по выработке тепловой энергии должно быть в зоне ответственности губернаторов субъектов РФ);
  • организует конкурсы на замещение мощности в конкретном узле по принципу «голландского аукциона», где верх­ней ценой отсечения является инвестиционная заявка на строительство сетей для покрытия дефицита мощности в данном узле, поданная ФСК ЕЭС с корректировкой на прогноз изменения цен рынка коммерче­ского оператора.
    7. Торговлю электрической энергией по регулируемым договорам осуществлять в объеме ее расходования населением, а также бюджетными потребителями и организациями жилищно-коммунальной сферы (с 2013 г.).
    8. АЭС и ГЭС, входящие в состав государственной компании, по решению правительства могут быть ограничены в свободе договоров, чтобы их можно было использовать как инструмент социальной политики для сглаживания ценовых всплесков в отдельных регионах и для отдельных потребителей.
    Необходимо повсеместно в короткие сроки завершить разделение энергоснабжающих организаций с применением санкций в соответ­ствии с действующим законодательством. Чтобы установить единые требования к гарантирующим поставщикам, предлагается перейти к определению единой зоны деятельности ГП по границам муниципальных образований или субъектов РФ, исходя из условий обслуживания на контрольную дату большинства населения данного муниципального округа. Сетевые организации, работающие на территории нескольких гарантирующих поставщиков, распределяются между ними по участкам сети в пределах муниципальных образований. Поддерживаем новую норму Основных положений функционирования розничных рынков в части ликвидации очередных конкурсов на статус гарантирующего по­ставщика.
    В расчетах на розничном рынке считаем необходимым полностью перейти к двум ставкам — за фактически потребленную электрическую энергию и максимальную (разрешенную) мощность — по параметрам, которые можно точно определить для каждого потребителя. Плата «по максимальной мощности» ведет к отказу от излишней мощности и формированию рынка разрешенной мощности.
    Чтобы не допускать задолженности гарантирующих поставщиков перед СО и КО, предлагаем на розничном рынке с 2014 г. установить авансовые сроки оплаты электроэнергии потребителями, включая население, и тем самым отменить финансовые гарантии на оптовом рынке, которые должны использоваться до этого момента.
    Считаем необходимым уйти от методики расчета тарифа на передачу электрической энергии по RAB, но при этом:
  • регулировать уровень операционных издержек через нормирование стоимости обслуживания условной единицы с учетом различий регионов;
  • устанавливать долгосрочную величину норматива потерь в электрических сетях через нормирование в зависимости от состава и состояния энергетического оборудования, протяженности линий и т. д. с заданным ежегодным темпом снижения;
  • стоимость привлечения заемного капитала учитывать по ставке рефинансирования плюс три процентных пункта;
  • инвестиционные программы, в том числе согласованные при переходе на RAB, учесть в составе необходимой валовой выручки с усло­вием обеспечения ежегодного роста тарифов с превышением индекса роста потребительских цен не более чем на 5—10%.
    Реализация данных мер должна привести к уменьшению средней отпускной цены на электроэнергию.
    Формирование конкурентного рынка электрической энергии невозможно без решения проблемы перекрестного субсидирования.
    На первом этапе предлагаем локализовать «перекрестку» в единых котловых тарифах на услуги по пе­редаче электроэнергии, в том числе заложенную в сбытовой надбавке для сетевых организаций и прочих потребителей. Социальные нормы потребления, на наш взгляд, неэффективны, так как использование этого инструмента на практике может привести к манипулированию данными по количеству проживающих и т. д. Вместо этого, как вариант, предлагаем с 2013 г. расширить жилищные субсидии на соответст­вующий прирост тарифа на электроэнергию.
    Сбытовую надбавку ГП предлагаем дифференцировать по тарифным группам в зависимости от числа точек учета у потребителей данной группы, в частности для того, чтобы учитывать более высокую стоимость затрат по поставкам электроэнергии населению. Также целесообразно нормативно закрепить в Основах ценообразования такой показатель, как рентабельность ГП при обслуживании различных категорий потребителей, и предусмотреть четкий порядок расчета резервов под сомнительные долги по каждой категории потребителей.
    Наконец, важную роль в реализации целевой модели рынка играет повсеместная модернизация систем коммерческого учета у потребителей и сетевых компаний. Большинство развитых стран уже обеспе­чили автоматическую передачу данных коммерческого учета в режиме дистанционного доступа. Считаем, что для успешного достижения целей модели это имеет первостепенное значение. В отношении абонентов, не выполнивших требование по модернизации учета, будет применяться максимальная почасовая цена межрегионального рынка за период/зону суток ко всему периоду. Предлагаем ввести для сетевых компаний меры, стимулирующие установку интервальных приборов учета, объединенных в автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) в точках поставки по границам ЗСП, узлам расчетной модели, границам субъектов РФ, точкам отдачи генерирующих объектов и границам смежных сетевых организаций. Точки поставки электроэнергии потребителям с разрешенной мощностью 1 МВт и более должны быть обеспечены в течение года почасовыми приборами учета, а в дальнейшем — АИИС КУЭ. Преду­смотрена обязанность снабдить абонентов с разрешенной мощностью менее 1 МВт приборами учета с интегральным, зонным или почасовым опреде­лением объемов электроэнергии в соответствии с требованиями дистанционного введения ограничений и в едином формате обмена данными. Точки поставки электроэнергии населению в этом случае должны быть полностью оборудованы сетевыми организациями до 1 января 2018 г.
    Этапы перехода к новой модели рынка электроэнергии
    Задачи подготовительного этапа (до 1 января 2012 г.):
    1. Системному оператору разработать План выбытия генерирующих мощностей в отношении объектов с самым дорогостоящим производством электроэнергии, функционирующих в вынужденном режиме (несущих теплофикационную нагрузку).
    2. Обновить перечень зон свободного перетока с ограниченной конкуренцией.
    3. Максимально снизить требования для выхода на ОРЭ потребителей — до 5 МВт разрешенной мощности при наличии только почасового учета.
    4. Обязать сетевые компании покупать электрическую энергию у ГП.
    5. Закрепить зоны деятельности ГП, выполнившим требования оптового рынка в части коммерческого учета, по муниципальным образованиям субъектов РФ, исходя из объемов поставки электриче­ской энергии населению.
    6. Весь объем перекрестного субсидирования (в том числе межрегионального) учитывать в тарифах на передачу и на поддержание системной надежности, которые перечисляются в 2012 г. сетевым компаниям, а с 2013 г. — СО.
    7. Разработать и утвердить технические требования к приборам учета (с указанием глубины хранения информации, обратной связи, возможности дистанционных ограничений/отключений и формата передачи данных)
    8. Перейти к методике дифференцированной сбытовой надбавки по группам потребителей.
    До 1 января 2013 г. следует:
    1. Перейти к модели единого закупщика-перепродавца на ОРЭ.
    2. Отказаться от рынка мощности на ОРЭ.
    3. Передать СО функции по:
  • планированию потребления в регионах;
  • распределению инвестиций на строительство генерирующих мощностей путем проведения конкурсов на строительство и дальнейшего возврата средств за счет снижения предельного тарифа на электроэнергию;
  • оплате затрат на поддержание генерирующих станций в безаварийном режиме по минимальному тарифу;
  • сбору и распределению платежей за передачу электрической энергии.
    4. Перейти к утверждению инвестиционных программ сетевых организаций Системным оператором.
    5. Перевести на СО все обязатель­ства по договорам о предоставлении мощности.
    6. Приступить к торговле по зонам свободного перетока и объединить в них группы точек поставки участников рынка.
    7. Наладить канал передачи данных о потреблении электриче­ской энергии участниками оптового рынка (Системному оператору от гарантирующих поставщиков и от СО коммерческому оператору).
    8. Предоставить социально незащищенным слоям населения денежные субсидии в размере социальной нормы потребления электрической энергии.
    9. Отменить понижающий коэффициент 0,7 для определенных категорий населения.
    10. Сетевым компаниям оборудовать АИИС КУЭ с возможностью передачи данных о потреблении электрической энергии:
  • по границам ЗСП;
  • по узлам расчетной модели;
  • по границам субъекта РФ.
    11. Сетевым компаниям оснастить приборами учета с почасовым определением объема потребленной электрической энергии точки поставки по границам смежных сетевых организаций.
    12. Обязать сетевые организации предоставлять полученные актуальные данные гарантирующим поставщикам и энергосбытовым компаниям.
    13. Обязать потребителей с разрешенной мощностью 1 МВт и выше оборудовать точки поставки приборами учета с почасовым определением объема использованной электроэнергии.
    До 1 января 2014 г. предлагаем:
    1. Отменить требования об орга­низации почасового учета с передачей данных для выхода на ОРЭ.
    2. Перейти на 100%-ную авансовую систему расчетов за электроэнергию.
    3. Оперировать единой базой данных потребителей оптового рынка субъекта РФ, находящейся у СО.
    4. Обязать сетевые компании оборудовать АИИС КУЭ с возможностью передачи данных о по­треблении электроэнергии по границам смежных сетевых организаций в адрес СО и ГП.
    5. Потребителям с разрешенной мощностью 1 МВт и выше установить в точках поставки АИИС КУЭ с возможностью передачи данных о потреблении электрической энергии в адрес СО и ГП.
    6. Потребителям с разрешенной мощностью менее 1 МВт оснастить точки поставки приборами учета, отвечающими новым техническим требованиям.
    7. Усовершенствовать порядок определения цен на розничном рынке таким образом, чтобы он максимально стимулировал установку почасовых приборов учета.
    До 1 января 2018 г. следует:
    - оборудовать точки поставки электроэнергии населению приборами учета в соответствии с новыми техническими требованиями.
    До 1 января 2020 г. предлагаем:
    - снизить тарифные ставки на поддержание электростанций в безаварийном режиме (кроме АЭС и ГЭС) до нуля.
    Выводы
    В условиях старения оборудования и значительного роста в по­следние годы конечных цен дальнейшее проведение политики точечных улучшений модели рынков может приве­сти как к техногенным авариям, так и к социальным взрывам.
    Необходимо принять за основу логику реформирования отрасли «с чистого листа».
    Предлагаемая целевая модель рынков электрической энергии ­направлена на улучшение их управляемости, поддержание надежно­сти энергоснабжения потреби­телей за счет цент­рализации процесса принятия решения и контроля инвестиционных программ и режимов технологиче­ского управления энергетическими системами.
    Вместе с тем такие меры, как ликвидация маржинального це­нообразования на оптовом рынке, переход к рынку одного товара — электриче­ской энергии и стимулирование вывода из эксплуа­тации неэффективной генерации, изменение методологии регулирования тарифов сетевых компаний, должны способствовать удешевлению электроэнергии для потребителей.