О мерах по развитию конкуренции на розничных рынках энергии и услуг ЖКХ

Рубрика:

Рынок

 

Авторы

Кутовой Георгий, Советник ЗАО «ОМК» по энергетике,заслуженный энергетик России,профессор

Кузьмин Виталий, Первый заместитель генеральногодиректора ООО «БК-Биллинг»,Консалтинговая группа «Борлас», к. э. н.

 

    Введение
    В электроэнергетике Росси с 1992 г. осуществляются крупные преобразования, направленные на повышение эффективности ее функционирования. В процессе преобразований в качестве основного инструмента повышения эффективности рассматривается конкурентный механизм взаимоотношений в немонопольных сферах энергетического производства.
    Начиная с 2006—2008 гг. в результате довольно длительного реформирования в отрасли функционирует новая модель экономических отношений, основанная на новой схеме управления и новых правилах работы оптового и розничных рынков электрической энергии. При этом отраслевыми экспертами [1, 2 и др.] было отмечено, что к 2008 г. — моменту завершения проведенных серьезных преобразований в этой сфере и запуска новой структуры управления электроэнергетикой (без корпоративного управления РАО «ЕЭС России», ликвидированного в середине 2008 г.), оставалось довольно много нерешенных системных проблем. К их числу можно отнести следующие.
    1. Не созданы и не апробированы применительно к новым условиям хозяйствования, важнейшие элементы управления в отрасли:
     а) схема (модель) управления развитием ЕЭС России, включая реализацию и своевременные корректировки схем развития электроэнергетики, управления и контроля реализации инвестиционных программ хозяйствующих субъектов ЕЭС России;
     б) не сформированы (как минимум не меньшая по эффективности существовавшей в РАО «ЕЭС России») система управления, адекватная требованиям к надежности энергоснабжения потребителей, система мониторинга показателей надежности, планирования, контроля мероприятий по повышению уровня эксплуатационной готовности оборудования к прохождению осенне-зимнего максимума (ОЗМ) нагрузок (система планово-предупредительных ремонтов оборудования, обучения, тренировок персонала, контроля готовности систем энергоснабжения к ОЗМ с выдачей паспортов готовности и т.п.);
     в) система управления преобразованиями (дальнейшей реформой) экономических отношений в электроэнергетике. К моменту запуска новой модели управления электроэнергетикой было очевидно, что процесс реформирования отношений в отрасли не завершен. Тот объем работ по организации управления процессом реформ в энергетике, который был сконцентрирован в РАО «ЕЭС России», не был передан в необходимом объеме ни в одно из образований новой структуры управления.
    2. Не завершен процесс выстраивания отношений инфраструктурных организаций оптового рынка.
    3. Не запущены в полной мере рынок электрической мощности и рынок системных услуг в ЕЭС России.
    4. Не осуществлена либерализация розничного рынка электрической энергии (РРЭ), в то же время оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) функционирует в условиях относительно либеральных механизмов, в том числе в области ценообразования.
    5. Не завершено (хотя бы в общих чертах) совершенствование тарифного регулирования, тарифное регулирование на оптовом и розничных рынках не синхронизировано и зачастую противоречиво.
    6. Не ликвидировано перекрестное субсидирование.
    7. Не завершен переход на конкурентное ценообразование на оптовом рынке.
    8. Не созданы условия и механизмы, обеспечивающие полную и своевременную оплату энергии и услуг, прежде всего на розничных рынках электрической энергии.
    Необходимо обратить внимание на то, что в 1992—2008 гг. при реформировании отрасли основное внимание разработчиков и организаторов реформ было сконцентрировано на вопросах развития ОРЭМ. В первую очередь решались проблемы вывода на оптовый рынок всего объема производимой в ЕЭС России электричес­кой энергии, создания нормативной правовой базы функционирования оптового рынка, создания инфраструктуры оптового рынка, условий для недискриминационной конкуренции поставщиков (ОГК, ТГК и др.) оптового рынка и т.д. Важным следствием такого однобокого развития реформ электроэнергетики является то, что на РРЭ, где покупает энергию большинство потребителей (за исключением нескольких десятков потребителей — субъектов оптового рынка), не созданы условия для свободных конкурентных отношений, удобных в первую очередь для большинства потребителей (и производителей).
    В целом можно твердо утверждать, что потребителю электроэнергии на современном российском розничном рынке электрической энергии некомфортно. Он не может более или менее удовлетворительно (в интересах своей основной деятельности) спрогнозировать поведение поставщиков электроэнергии, и самое главное у него нет возможности выбора поставщика электроэнергии, который бы удовлетворял требования потребителя по условиям и качеству поставляемых услуг на этом рынке.
    Завышенные тарифы и сложные для потребителей процедуры присоединения к технологической и коммерческой инфраструктуре РРЭ уже сегодня делают реальными риски ухода потребителей на изолированные схемы энергообеспечения.
    Проблемы и недостатки РРЭ и рынка услуг ЖКХ
    Действующие региональные розничные рынки электроэнергии (как и рынки услуг ЖКХ) не стали конкурентными. В современных условиях к основным проблемам розничных рынков и причинам, обусловливающим необходимость развития конкурентных отношений на РРЭ и рынке услуг ЖКХ можно отнести следующие.
    Структурные проблемы
    В России законодательно закреплено требование поставки через механизмы оптового рынка практически всей электрической энергии (кроме генерации мощностью менее 25 МВт), вырабатываемой объектами генерации, работающими параллельно в ЕЭС России. Как следствие, в действующей модели РРЭ не сформированы условия для конкурентных отношений потребителей и производителей электроэнергии с правом выбора потребителями поставщиков (производителей) для прямых договорных отношений. Большинство потребителей не имеет прямого доступа к электроэнергии ОГК, ТГК, а также иных «независимых» производителей электрической энергии, энергетические мощности которых выдаются непосредственно в местную распределительную сеть, а сами они расположены в непосредственной близости от места дислокации (точек поставок электроэнергии) потребителей.
    Генерация — ОГК, ТГК и иные объекты генерации как организации, производящие электрическую энергию для продажи, не имеет прямого доступа к потребителям электроэнергии на розничном рынке, в том числе к МРСК в качестве покупателей электрической энергии на возмещение потерь в сетях.
    Производители электрической энергии, как организации, напрямую заинтересованные в эффективном взаимодействии с конечными потребителями, в действующей модели рынка практически полностью отгорожены от своих потребителей механизмами оптового рынка.
    Такое построение модели рынка порождает серьезнейшие проблемы, которые в итоге снижают эффективность энергоснабжения и приводят к необоснованному росту стоимости (тарифов) на услуги энергоснабжения в нашей стране. К таким проблемам можно отнести отсутствие на рынке возможностей конкурентной борьбы, в том числе механизмов поиска генерацией договорных отношений с потребителями РРЭ, позволяющих увеличить степень загруженности оборудования электростанций (коэффициента использования установленной мощности и др.).
    Генерация в действующей модели не участвует в процессе согласования стоимости передачи электрической энергии от своих генерирующих источников до конкретных потребителей. Тем самым из хозяйственных отношений в российской электроэнергетике исключаются такие ключевые элементы, как интерес поставщика и потребителя в минимизации издержек на транспорт своей продукции до потребителя, проектирование строительства энергоемких производств в непосредственной близости от дешевых источников генерации. При этом блокируется экономическая заинтересованность промышленных предприятий и коммунальных структур в строительстве собственной когенерации с мощностями свыше 25 МВт, что обусловливает строительство котельных — конкурентов действующих ТЭЦ.
    Генерирующие компании не имеют прямого доступа к МРСК в качестве покупателей электрической энергии на возмещение потерь в сетях. Это, с одно стороны, создает коммерческий интерес ЭСК ГП к росту потерь электрической энергии в сетях (ЭСК ГП «зарабатывают» на продаже электроэнергии, израсходованной на потери в сетях). С другой — отгораживает от процесса передачи электроэнергии и проблем, связанных с потерями энергии, производителей этой энергии, имеющих прямой экономический (коммерческий) интерес к тому, чтобы произведенная ими электроэнергия была доставлена (продана) конечным потребителям по тарифам розничного рынка.
    Розничные рынки на территориях субъектов Российской Федерации (СРФ), без участия в их работе электростанций ОГК, ТГК и иных производителей электрической энергии, представляют собой всего лишь зону сбора денег гарантирующим поставщиком и другими энергосбытовыми компаниями в пользу всех участников «рыночного процесса». И это в то время, когда практически все ТЭЦ всех ТГК, все мелкие и средние по мощности электростанции и даже часть ТЭС ОГК выдают свою мощность непосредственно в распределительные электрические сети на территории СРФ. Но эти электростанции виртуально выведены на ОРЭМ для создания виртуально сильной конкуренции. Такая самоцель ущербна, т.к. лишена физического смысла и, что самое главное, не позволяет потребителям розничного рынка заключать прямые и выгодные для себя договоры на поставку электро­энергии с местными электростанциями по их ценам, если они ниже цен оптового рынка.
    Особо следует отметить, что местные ТЭЦ различного типа и различных форм собственности в городах на территориях СРФ являются субъектами городского рынка тепла, конкурируя с котельными разного типа, мощности и разных форм собственности. Согласно действующим Основам ценообразования, тариф на тепловую энергию, произведенную в комбинированном цикле с производством электроэнергии, устанавливается (регулируется) региональным государственным регулирующим органом. При этом известно, что режим выработки электроэнергии и тепла в комбинированном варианте обеспечивает существенный экономический эффект по сравнению с вариантом раздельного энергоснабжения за счет экономии до 30% топлива только на производство электричества. Известно и то, что производство электроэнергии на теплофикационном оборудовании ТЭЦ в конденсационном режиме на разных типах оборудования иногда приводит к перерасходу топлива по сравнению с конденсационными энергоблоками ТЭС в два раза и более. Поэтому важно, чтобы в регламентах тарифного регулирования производства электроэнергии на ТЭЦ была учтена оптимальная ее загрузка в балансе электроэнергии СРФ с учетом минимально возможной конденсационной выработкой электроэнергии.
    Поскольку большинство наших ТЭЦ по теплу имеют загрузку менее 50%, а в конденсационном режиме пережигают 200—500 г у.т. и более на каждом выработанном киловатт-часе электроэнергии, очевидна необходимость дифференцированного подхода к месту и роли каждой ТЭЦ в системе тепло- и электроснабжения города, а также к ее влиянию на цены (тарифы) на указанные энергоресурсы в каждом СРФ.
    Что касается вопросов определения стоимости отпускаемой теплоэнергии с коллекторов ТЭЦ, то до настоящего времени, к сожалению, регулирующие органы применяют старую, еще советскую методику разнесения общепроизводственных затрат ТЭЦ пропорционально расходам топлива на два вида продукции с использованием соответствующих нормативов удельного расхода топлива. Этот методический прием в рыночной экономике может приводить к результатам, при которых для потребителя становится выгодным строить собственную котельную практически за забором ТЭЦ, а если представить себе такой процесс на перспективу, то «котелизация энергопотребителей» будет разгружать ТЭЦ по теплу. Дорогая же конденсационная электроэнергия ТЭЦ с удельными затратами топлива порядка 500 г у.т./кВт•ч на рынке не будет востребована, и ТЭЦ необходимо будет остановить и демонтировать.
    Такого рода примеры известны: в Англии в результате реструктуризации и приватизации электроэнергетики некоторые даже относительно новые ТЭЦ стали банкротами. В наших суровых климатических условиях ТЭЦ является важнейшим объектом жизнеобеспечения городов, и в каждом городе следует учитывать все факторы, и ценообразование в том числе.
    Исходя из изложенных предпосылок, в апреле 2000 г. на расширенном совместном совещании РАО «ЕЭС России» и ФЭК России было принято протокольное решение о необходимости устанавливать стоимость (тариф) отпускаемой теплоэнергии с коллекторов ТЭЦ равной или меньше стоимости теплоэнергии на самой современной альтернативной котельной в зоне централизованного теплоснабжения от рассматриваемой ТЭЦ. Такой подход к ценообразованию позволяет ТЭЦ сохранять и даже расширить рынок тепла в городе, т.е. повысить теплофикационную загрузку ТЭЦ, обеспечивая потребителей относительно дешевыми теплом и электроэнергией. Важно при этом подчеркнуть, что риски потери потребителей тепла в зоне централизованного теплоснабжения от ТЭЦ очень велики, т.к. потребитель тепловой энергии в зоне централизованного газоснабжения может построить и ввести собственную газотепловую модульную котельную в течение четырех—шести месяцев. И этот риск можно исключить только конкурентным ценообразованием (более низкими тарифами на поставляемую от ТЭЦ тепловую энергию).
    Что касается коммерческого использования так называемого конденсационного хвоста ТЭЦ, то он, представляя собой недогруженную в теплофикационном режиме располагаемую мощность турбоагрегата, как вращающийся горячий резерв может быть востребован и оплачен в качестве резервной мощности для местных потребителей, для обеспечения необходимого горячего резерва на рынке резервных мощностей ОРЭМ или на рынке системных услуг ЕЭС для участия в регулировании частоты тока или в регулировании графика нагрузок либо перетоков мощности по линиям электропередачи. С учетом того, что ТЭЦ расположена всегда в центре электрических нагрузок, вышеназванные качества недогруженных по теплу ТЭЦ будут на рынке системных услуг в большинстве случаев востребованы.
    В чем особенность ТЭЦ как производителя тепла и электроэнергии и почему ценообразование на продукцию ТЭЦ требует индивидуального методического подхода, не применяемого в настоящее время? Особенность ценообразования на производимые на ТЭЦ тепло и электроэнергию (рис. 1) эффективно может проявиться тогда, когда все когенеративные электростанции (ТЭЦ различного типа и форм собственности) станут субъектами в первую очередь РРЭ, поставляя свою произведенную электроэнергию потребителям этого рынка на конкурентных условиях с другими ТЭЦ и конкурируя с поставками электроэнергии с ОРЭМ. Не востребованная на розничном рынке конденсационная мощность ТЭЦ может быть использована в качестве резервной мощности  на оптовом рынке. А резервирование может рассматриваться как разновидность системных услуг.
    Производимая тепловая энергия ТЭЦ (пар и горячая вода) поставляется на местный рынок тепла (город, промышленный район, отдельное промышленное предприятие), на котором ТЭЦ вынуждена конкурировать или с другими ТЭЦ, или с котельными, работающими на общую нагрузку потребителей. Для обеспечения конкурентоспособности ТЭЦ на этом рынке тепла стоимость отпускаемой в теплосеть теплоэнергии должна определяться по цене за 1 Гкал как минимум равной или меньшей, чем отпускная стоимость 1 Гкал на самой современной альтернативной котельной.
    Кроме того, из-за относительно дорогой электроэнергии, производимой в конденсационном режиме, ТЭЦ могут участвовать в покрытии самой пиковой части суточных графиков электроэнергии на ОРЭМ и графиков нагрузки энергосистем, формируя тем самым для потребителей высокую маржинальную цену пиковой электроэнергии.
    Вместе с тем в действующей модели ценообразования на ОРЭМ заявки, предлагаемые ТЭЦ на поставляемую электроэнергию и мощность, не дифференцируются по стоимости производимой электроэнергии по теплофикационному и конденсационному режимам и рассматриваются на общих основаниях. В результате такие средневзвешенные заявки являются по стоимости завышенными, могут сформировать показатель маржинальной цены на ОРЭМ и, следовательно, транслировать эту завышенную цену во все регионы.
    Такая конструкция трансляции цен ОРЭМ на розничные рынки не мотивирует развитие местных экономически более эффективных электростанций с выгодой для местного потребителя по более надежным схемам внешнего электроснабжения. Эта конструкция обеспечивает постоянный рост цен (тарифов) для конечных потребителей.
    В то же время технико-эконо­мические расчеты показывают [3—5], что строительство малых и средних по мощности когенеративных электростанций и промышленных блок-ТЭЦ для потребителей экономически выгодно (экономия составит более 1 руб./кВт•ч). Однако законодательное требование для всех электростанций с установленной мощностью более 25 МВт обязательно поставлять всю произведенную электроэнергию (мощность) только на ОРЭМ не мотивирует потребителей-инвесторов строить электростанции для себя и за свой счет, не способствует развитию региональной экономики, снижает для региона налогооблагаемую базу, т.к. из-за дорогой электроэнергии снижается прибыль всех местных предприятий, не увеличивается имущественный комплекс (не строятся энергоисточники — не растут налоги на имущество) и не прирастает в регионе количество рабочих мест.
    Представляется, что механизм взаимодействия поставщиков электроэнергии принимался как формальное средство усиления конкуренции на ОРЭМ. Этот механизм физически не может рассматривать ТЭЦ как энергоисточник, конкурирующий с другим электростанциями. ТЭЦ практически является генерацией с вынужденной выработкой электроэнергии по условиям теплоснабжения. Но в действующем механизме «маржинального» ценообразования на ОРЭМ недогруженная по теплу ТЭЦ весьма «эффективно» завышает эту самую «маржинальную» цену рынка. Действующий механизм весьма условно можно назвать антикризисным административным решением, принятым в условиях кризисного 2008 г.
    Так как этот механизм проявил себя как деструктивный, от него нужно отказаться как можно быстрее. Сохранение сложившегося администрирования торгово-экономических отношений в электроэнергетике при реализованной реструктуризации и приватизации электроэнергетического комплекса все больше втягивает государство в трясину «ручного» регулирования огромного количества объективно и постоянно возникающих больших и малых вопросов. Превращает субъекты электроэнергетики в маленьких монополистов — «кукушат», которые уже научились решать свои финансовые проблемы с помощью государственных регулирующих органов только за счет потребителей. И процесс этот продолжается. Нужно искать рыночную альтернативу механизму административного регулирования применительно к сложившейся ситуации, поскольку это стало тормозом развития экономики со всеми вытекающими из этого стагнирующими последствиями
    Проблемы незавершенности реформы энергосбытовой деятельности РАО «ЕЭС России» и его структур
    В результате реформ электро­энергетики одним из ключевых игроков на розничном рынке электрической энергии стали энергосбытовые компании. Выделенные в результате реформ из АО-энерго и иных (местных) энергосбытовых компаний (оптовых перепродавцов, муниципальных электросетевых организаций и др.) в коммерчески самостоятельные образования энергосбытовые компании в новой модели практически монопольно выполняют одну из ключевых функций на рынках электрической энергии. Собирая от потребителей денежные средства, они оплачивают поставку энергии и услуг практически всех остальных субъектов оптового и розничных рынков электрической энергии, участвующих в процессе энергоснабжения конечных потребителей.
    Утвержденные и введенные в действие Постановлением Правительства РФ от 04.05.12 № 442 Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии в целом не расширили возможности конкурентных отношений потребителей и поставщиков электрической энергии на розничных рынках. В новых условиях сохраняется требование поставки через механизмы оптового рынка практически всей электрической энергии (кроме генерации мощностью менее 25 МВт), вырабатываемой на территории России. Это приводит к тому, что и после выхода новых правил РРЭ у потребителей все также отсутствуют возможности по выбору наиболее выгодных для данных конкретных потребителей поставщиков электроэнергии, осуществляющих производство электроэнергии в непосредственной близости от энергетических объектов потребителя.
    Более того, новые Основные положения функционирования РРЭ укрепили позиции местных монополистов, ЭСК ГП. Отменено обязательное проведение очередных конкурсов на статус ЭСК ГП. Основаниями для лишения статуса ЭСК ГП, за исключением ликвидации, банкротства или отказа ЭСК ГП от осуществления своих функций, являются только лишение ЭСК ГП статуса субъекта оптового рынка или установление нарушения ЭСК ГП обязательств, указанных в Основных положениях. При этом из числа оснований для лишения ЭСК статуса ГП исключено ухудшение финансового состояния ЭСК ГП по сравнению с контрольными показателями.
    Утвержденные новые правила РРЭ создают механизм установления сбытовых надбавок ЭСК ГП, обеспечивающих стабильное финансовое положение компаний при практически не изменяющейся обслуживаемой ЭСК ГП клиентской базе. На РРЭ в условиях стабилизации положения энергосбытовых компаний наметилась тенденция к укрупнению игроков. При этом создаются условия для искусственного завышения стоимости энергосбытовых услуг. При объеме розничного рынка более 1 трлн кВт•ч в год и стоимости продаж более 3000 млрд руб. в год стоимость сбытовых услуг по стране оценивается в 150—160 млрд руб. в год, что равно, а в некоторых регионах уже превышает стоимость услуг СО ЕЭС и НП «Совет рынка» вместе взятых. Это явный как минимум двойной перебор реальной стоимости сбытовой деятельности.
    Происходит дальнейшая консолидация энергосбытовых активов несколькими ведущими игроками, что также ведет к тому, что посредническая функция во взаимоотношениях между поставщиками (генерацией) и потребителями электрической энергии монополизируется со всеми негативными последствиями для потребителей.
    В действующей модели РРЭ принципиальные вопросы доступа потребителей к технологической и торговой системе розничного рынка отданы в руки коммерческих организаций, преследующих свои интересы в ущерб интересам потребителей. Вопросами доступа потребителей к технологической инфраструктуре РРЭ занимаются естественные монополисты: МРСК и другие сетевые организации. Вопросы доступа потребителей к торговой системе РРЭ в действующей модели отведены другому монополисту — ЭСК ГП. Потребители электроэнергии и генерирующие компании — производители электрической энергии ограничены в действиях по ее покупке-продаже на РРЭ и вынуждены действовать через посредников — ЭСК.
    Монопольное положение электросетевых организаций и ЭСК ГП на РРЭ создает условия для необос­нованного завышения тарифов для потребителей РРЭ. Потребители (покупатели) и генерация (собственник энергии) исключены из процесса конкурентного ценообразования на РРЭ и в конечном счете не могут воздействовать на снижение (сдерживание) тарифов на РРЭ.
    МРСК в качестве покупателей электрической энергии на возмещение потерь в сетях не имеют возможности приобретать электроэнергию напрямую у ТГК и ОГК, с которыми связаны через линии электрической передачи. Они вынуждены покупать эту электроэнергии у ЭСК ГП, которые имеют прямой коммерческий интерес в увеличении указанных объемов потерь в силу того, что проданные в качестве потерь объемы электроэнергии служат выручкой ЭСК ГП.
    На розничных рынках электрической и тепловой энергии и рынках услуг ЖКХ функционируют, дублируя друг друга, несколько (как правило, четыре-пять) сбытовых структур. На территории каждого региона функционируют структуры по расчетам за электроэнергию, тепло, газ, воду, расчетно-кассовые центры муниципальных образований и др. Эти структуры обращаются в итоге к одним и тем же потребителям энергии и услуг ЖКХ.
    Выполняемые сбытовыми структурами расчетно-биллинговые функции слабо унифицированы и автоматизированы. Сбытовые подразделения в основном используют старые биллинговые системы и программные продукты. Данные системы имеют ограниченные возможности по реализуемому функционалу, по техническим возможностям обработки разных типов договоров (поставка электроэнергии, услуги ЖКХ и др.), по обработке большого количества обслуживаемых клиентов и другим параметрам. Практически не автоматизирована системная работа по взысканию дебиторской задолженности потребителей энергии и услуг ЖКХ.
    Система взаиморасчетов за поставляемую электрическую, тепловую энергию и услуги ЖКХ по схеме «население — управляющая компания — поставщики услуг» постоянно генерирует неплатежи, в том числе и в силу юридических особенностей функционирования управляющих компаний (УК), на практике не обладающих всей полнотой ответственности за неоплату жилищно-коммунальных услуг.
    Непрозрачно прохождение платежей от ЭСК, «местных» РБЦ, УК, поставщиков услуг ЖКХ до генерации и сетей. ЭСК, «местные» расчетно-биллинговые центры (РБЦ), УК, поставщики услуг ЖКХ нередко используют финансовые ресурсы, предназначенные для расчетов с генерацией, сетями, на развитие собственных коммерческих видов деятельности (в ущерб интересам поставщиков продукции и услуг).
    Задолженность потребителей розничного рынка перед ЭСК превышает 185 млрд руб., долг ЭСК перед субъектами оптового рынка и сетями превышает 70 млрд руб. Высок риск банкротства действующих ЭСК с потерей финансовых средств генерации и иных субъектов оптового рынка.
    Не решены вопросы обеспечения обязательств действующих и вновь образованных «региональных» сбытовых компаний перед генерацией и иными субъектами оптового рынка.
    Практически полностью отсутствуют прямые договорные отношения МРСК с потребителями, связанные с транспортом (передачей) электроэнергии от конкретных источников к конкретным потребителям РРЭ. В то же время при организации взаимоотношений МРСК (иных сетей) с потребителями по вопросам эксплуатационного и ремонтного обслуживания энергетического оборудования возникают проблемы и конфликты, обусловленные отсутствием договорных отношений МРСК (иных сетей) с потребителями. Кроме того, «представительство» ЭСК во взаимоотношениях МРСК с потребителями наносит ущерб интересам МРСК в развитии дополнительных видов услуг
    На РРЭ отсутствует инфраструктура (сервис) для потребителей электроэнергии, генерирующих компаний, МРСК, независимых производителей электрической энергии (иных субъектов РРЭ) по выстраиванию двусторонних прямых отношений по поставкам энергии и услуг, в том числе и по организации расчетных функций (процессингу) в случае заключения таких прямых договоров. Недостатки в организации взаимоотношений на розничных рынках электрической, тепловой энергии и услуг ЖКХ определяют низкую мотивацию субъектов розничных рынков в повышении эффективности процессов энергоснабжения и оказания услуг ЖКХ в нашей стране. В итоге — неэффективная система энергоснабжения + плюс необоснованный рост тарифов + рост неплатежей + плюс неэффективная система энергосбытовой деятельности, со всеми вытекающими последствиями для потребителей и генерации.
    Тарифы на электрическую энергию для промышленных потребителей в России уже достигли уровня 15,98 центов/кВт•ч, что выше тарифов в США в 1,5 раза [6], и продолжают расти — не менее 8—10% в год. Скоро при таких темпах тарифы в России станут самыми высокими среди развитых промышленных стран.
    В связи с этим мы поддерживаем разработки по вопросам оптимизации работы рынков электроэнергии и услуг ЖКХ и взаиморасчетов на розничных рынках энергии и услуг ЖКХ, проводимые федеральными структурами государственного управления, НП «Совет рынка» и иными организациями. Считаем своевременными подготовленные проекты решений по созданию и организации выполнения расчетно-биллинговых функций на розничных рынках энергии и услуг ЖКХ и организации платежей потребителей через специальные (транзитные) банковские счета.
    Одновременно полагаем, что в силу многих причин действующая модель взаимоотношений на ОРЭМ не является завершенной и требует совершенствования. Прежде всего из-за того, что она не предусматривает свободных конкурентных отношений местных производителей (генерации) с поставками электро­энергии в каждый регион с оптового рынка, а также возможности для потребителей прямого выбора поставщиков электрической энергии для заключения долгосрочных контрактов. Отсутствие в действующей модели ОРЭМ прямых отношений между производителями и потребителями электрической энергии не позволяет формировать адекватные ценовые сигналы и стимулы для развития когенерации, инфраструктурных организаций для своего развития, адекватного спросу потребителей.
    Кроме того, требуют своего совершенствования организация торговых отношений и на рынках теплоэнергии, которые через ТЭЦ непосредственно связаны с региональными рынками электроэнергии и услугами ЖКХ (объемы поставок, ценообразование, участие регулирующих органов, сбор денежных средств).
    Предложения по развитию отношений на РРЭ и рынкеуслуг ЖКХ
    Системное решение проблем РРЭ и рынка услуг ЖКХ — включение механизмов конкуренции на указанных рынках, через выстраивание прямых двусторонних отношений между производителями (генерирующими компаниями) и потребителями энергии и услуг ЖКХ.
    Для реализации конкурентной модели РРЭ считаем необходимым изменить подходы и принципы работы указанных рынков, зафиксированные в действующих нормативных правовых документах. Можно указать на следующие востребованные ключевые изменения в порядке и правилах работы РРЭ, которые позволят запустить конкурентные механизмы взаимодействия субъектов на РРЭ и создадут условия для повышения его эффективности.
    1. Предоставить право потребителям и генерирующим компаниям (иным организациям, производящим электрическую энергию для ее продажи) заключать прямые двусторонние договоры на поставку электрической энергии на розничном рынке. Указанные договоры подлежат регистрации на РРЭ и ОРЭМ.
    Для этого необходимо модернизировать правила работы ОРЭМ и РРЭ и документы НП «Совет рынка», регламентирующие взаимоотношения субъектов ОРЭМ и РРЭ в части предоставления генерации возможности ведения операций на РРЭ с адекватным отражением указанных операций в механизмах торговой площадки АТС.
    2. Перейти к оплате услуг по транспорту электрической энергии от конкретного источника генерации до конкретной точки поставки (объекта) потребителя, исходя из фактической стоимости указанной услуги (а не по усредненным по всему региону тарифам, дифференцированным по уровням напряжения).
    Наглядным свидетельством важности указанной проблемы могут служить дискуссии вокруг проблемы так называемой последней мили. По сути, потребители вынуждены отдавать значительные финансовые средства за услуги МРСК, которыми они не пользовались, и объясняется это только аргументами «так надо».
    Для реализации нового подхода к оплате услуг по транспорту электрической энергии потребуется значительно изменить подходы к регулированию тарифов на услуги электросетевых организаций, сделав основной акцент на фактических издержках конкретной электросетевой организации по передаче (транспорту) электроэнергии от конкретной точки выдачи мощности генерирующим объектом до точки поставки потребителя.
    3. Очевидно, потребуются иные (по сравнению с действующими правилами) механизмы обеспечения резервирования мощности и обес­печения показателей надежности энергоснабжения по точкам поставок потребителей.
    4. На РРЭ необходимо постепенно отказываться от прямого государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию и услуги, взяв за основу регулирование посредством установления принципов, методик формирования тарифов (включая и вопросы регулирования тарифов на передачу электрической энергии). При этом, по нашему мнению, будет возрастать роль антимонопольного регулирования, основанная на правилах поведения на рынках различных организаций, в том числе монополистов.
    5. Необходимо модернизировать модель покупки МРСК и иными сетевыми организациями электрической энергии на возмещение ее потерь, предоставив право торговли указанными объемами электрической энергии по прямым двусторонним договорам непосредственно производителям (генерации) и электросетевым организациям (МРСК, ТСО и др.). По новой схеме потери электро­энергии МРСК будут покупать напрямую от генерации, минуя «перепродавца» — ЭСК;
    6. На РРЭ (по аналогии с ОРЭМ) необходимо создать инфраструктуру, позволяющую организовать взаимодействие субъектов РРЭ по указанным выше принципам.
    Предлагаем следующую предварительную конструкцию.
    На территории каждого субъекта Российской Федерации создается НП «Совет РРЭ и рынка услуг ЖКХ» с участием субъектов ОРЭМ, РРЭ и рынка услуг ЖКХ (рис. 2).
    Для НП «Совет РРЭ и рынка услуг ЖКХ» характерны инфраструктурные функции на РРЭ, обеспечивающие эффективное функционирование конкурентной модели РРЭ (по аналогии с инфраструктурными функциями организаций ОРЭМ), включая:
    а) разработку предложений по развитию нормативно-правовой базы и организационную работу по ее принятию и реализации;
    б) организацию торговых площадок, в том числе электронных, для оформления сделок между субъектами розничных рынков;
    в) организацию расчетно-биллин­гового сервиса для всех субъектов РРЭ и рынка услуг ЖКХ (функции Коммерческого оператора РРЭ);
    г) анализ результатов диспетчерского регулирования и управления на РРЭ и разработку предложений по повышению ее эффективности (взаимодействие с региональными подразделениями Системного оператора ЕЭС России на РРЭ);
    д) формирование предложений по развитию электросетевой инфраструктуры РРЭ и согласование правил, процедур допуска к электросетевой инфраструктуре РРЭ;
    е) рассмотрение споров и заявлений потребителей, производителей и сетей по вопросам поставок электрической энергии, присоединения к электросетевой инфраструктуре РРЭ и др.
    Одним из основных элементов указанной инфраструктуры (но не единственным) могут стать созданные субъектами оптового и розничного рынка (НП «Совет РРЭ и рынка услуг ЖКХ») РБЦ.
    РБЦ должны строиться как организации коммерческой инфраструктуры (коммерческие операторы — по аналогии с ОАО «АТС» на ОРЭМ, сервисные организации, регистрирующие все договоры на РРЭ и организующие (в интересах поставщиков энергии, услуг и потребителей) взаиморасчеты между поставщиками и потребителями электрической энергии (в дальнейшем — тепла и услуг ЖКХ).
    Построение единых РБЦ на территориях субъектов РФ позволит сформировать одну из важнейших элементов инфраструктуры для организации конкурентных отношений на розничных рынках энергии и услуг ЖКХ (рис. 3.).
    Можно выделить следующие основные цели создания РБЦ (инфраструктурные аспекты):

  • формирование коммерческой инфраструктуры для организации конкурентных отношений потребителей и поставщиков на РРЭ и рынке услуг ЖКХ;
  • формирование прозрачной системы взаиморасчетов в интересах всех поставщиков энергии и услуг ЖКХ: генерации, МРСК, инфраструктурных организаций ОРЭ (ОАО «ЦДУЕЭС», ОАО «ФСК», ОАО «АТС»), муниципальных и иных сетей, ЭСК;
  • снижение рисков неплатежей, обеспечение полной и своевременной оплаты, поставляемой на РРЭ и ОРЭМ электроэнергии (мощности) и услуг ЖКХ;
  • повышение качества и эффективности энергосбытовой деятельности, снижение суммарных расходов на расчетно-биллинговые услуги (процессинг), оплачиваемые потребителями РРЭ и услуг ЖКХ;
  • формирование структур (услуг), позволяющих подхватить функции ГП при банкротстве ЭСК ГП. Уменьшение рисков непрогнозируемого поведения ЭСК в случае их банкротства.
    Основные направления деятельности РБЦ в рамках аутсорсинга для ЭСК, в том числе для ЭСК ГП, ТГК, ОГК, МРСК и других поставщиков, включают (рис. 4):
  • учет договоров с потребителями электрической энергии, (услуг ЖКХ);
  • организацию снятия показаний приборов учета, определение объема поставляемой потребителям электрической энергии в регионе обслуживания;
  • формирование балансов электрической энергии и мощности в рамках МРСК, муниципальных и иных сетей, субъектов РРЭ;
  • расчет стоимости поставленной энергии (льгот);
  • организацию взаиморасчетов на РРЭ и рынке услуг ЖКХ, в том числе с использованием транзитных (специальных) счетов для распределения платежей между поставщиками продукции и услуг РРЭ и рынка услуг ЖКХ;
  • контроль платежей, взаимодействие с неплательщиками, включая претензионно исковую работу и организацию отключения неплательщиков;
  • формирование отчетности и аналитики по энергосбытовой деятельности;
  • информационный обмен с ОАО «АТС» по всем точкам поставок для целей организации расчетов на торговых площадках АТС.
    Основные принципы организации расчетно-биллинговых услуг на РРЭ и рынке услуг ЖКХ:
  • правовое и методологическое единство расчетно-биллингового обслуживания на РРЭ и рынке услуг ЖКХ;
  • организации, осуществляющие расчетно-биллинговое обслуживание на РРЭ, управляются НП «Совет рынка», участниками РРЭ (рынка услуг ЖКХ) и органами государственного управления (см. рис. 2);
  • расчетно-биллинговое обслуживание выделяется в специальный вид деятельности, осуществляемый специально уполномоченными РБЦ, для которых расчетно-биллинговое обслуживание является исключительным видом деятельности;
  • деятельность РБЦ осуществляется на условиях аутсорсинга (услуг), оказываемых (на основании Правил работы РРЭ и рынка услуг ЖКХ) поставщикам ОРЭМ и РРЭ (рис. 4).
  •     - Правилами работы РРЭ вводится единая специальная система банковского обслуживания платежей на РРЭ через специальные (транзитные) счета, обслуживаемые РБЦ (рис. 5).
        - за РБЦ (совместно с МРСК и ТСО) фиксируется (Правилами РРЭ и системой договоров) ответственность за полную своевременную оплату поставляемой на РРЭ энергии и услуг;
        - РБЦ (совместно с МРСК и ТСО) организует систему отключения потребителей энергии, услуг, не выполняющих обязательств по своевременной оплате полученной продукции, услуг;
        - принципы расчетно-биллин­го­вого обслуживания на РРЭ постепенно распространяются на рынок услуг ЖКХ (рис. 6).
        Заключение
        Внедрение новой конкурентной модели РРЭ и рынка услуг ЖКХ потребует реализации комплекса мер с участием государственных структур и участников названных рынков. По нашему мнению, кроме правительственных структур, в данной работе заинтересованы потребители энергии и услуг ЖКХ, генерирующие и сетевые компании.
        В качестве первого шага мы предлагаем реализовать пилотные проекты по внедрению конкурентной модели взаимоотношений, включая взаиморасчеты с использованием РБЦ, на розничном рынке электрической энергии и услуг ЖКХ на примере одного-двух субъектов РФ.
        После «обкатки» указанную модель можно будет тиражировать на остальные регионы.
        Литература
        1. Материалы всероссийского совещания РАО «ЕЭС России» «Об итогах прохождения энергокомпаниями осенне-зимнего периода 2007/2008», Москва, 18–19 апреля 2008 г.
        2. Кузьмин В.В., Кузьмин Д.В., Кузьмина О.В. Развитие рынка электрической энергии в России. Энергосбытовые аспекты: опыт и перспективы». ИПК госслужбы, 2008.
        3. Кутовой Г.П. О конкуренции и структуре рыночных отношений в электроэнергетике // Региональная энергетика и энергосбережение. — 2012. — № 2.
        4. Кутовой Г.П. Альтернатива в развитии электроэнергетики // Академия энергетики. — 2012. — № 6 (44), 1(45).
        5. Рябов Ф. Выгодно ли строительство собственных электростанций // Главный энергетик. — 2011. — № 3.
        6. Нигматулин Б.И. О причинах роста тарифов на электроэнергию // Энергия: экономика, техника, экология. — 2012. — № 1.