Поиск совершенной модели конкурентного рынка электроэнергии

главный специалист
отдела топливно-энергетических балансов
Региональной энергетической комиссии г. Москвы

Пыхтина И.Н.,
канд. техн. наук,
доцент кафедры менеджмента
филиала ГОУВПО МЭИ (ТУ) в г. Смоленске

Как и многие другие отрасли жизнеобеспечения, энергетическая отрасль России находится в стадии реформирования. Одной из основных задач реформирования является повышение эффективности функционирования электроэнергетической системы на основе построения прозрачного и конкурентного рынка производства и потребления электрической и тепловой энергии. Первые шаги в этом направлении были весьма успешными. Речь идет о создании оптового рынка и его трех сегментов, один из которых олицетворял конкурентный рынок. В то время реформаторы надеялись, что к 2006 году сегмент конкурентного рынка станет системообразующим. Эти надежды не были беспочвенными — 2004 г. дал положительный результат работы сектора свободной торговли по многим направлениям. Однако уже к концу года темпы реформ замедлились, и стало очевидно, что такого быстрого прорыва, как ожидалось в 2003 г., не произойдет. Основная причина состояла в том, что создание полностью свободного (конкурентного) рынка электроэнергии невозможно до изменений в государственном регулировании и реструктуризации отрасли. Поэтому в период реформирования конкурентный рынок подвержен существенным ограничениям.

 1. Оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ) разделен на три сектора: регулируемый сектор (РС), где тарифы устанавливаются государством; сектор свободной торговли (ССТ), где осуществляется торговля электроэнергией по нерегулируемым ценам, как в форме заключения двусторонних договоров купли-продажи, так и в форме отбора ценовых заявок покупателей и продавцов; сектор отклонений, где происходит торговля разницей между запланированными почасовыми объемами потребления электроэнергии, определенными за сутки до реального времени, и фактическими объемами потребленной/произведенной электроэнергии.

2. Объем и географический охват конкурентной части рынка ограничены: в 2005 г. в свободном секторе разрешено покупать не более 30% от объема потребления каждого участника в зоне Европа—Урал.

3. Ценообразование сектора свободной торговли находится под значительным влиянием цен в регулируемой части рынка.

Несмотря на ограничения, в течение всего периода функционирования оптового рынка сектор свободной торговли в целом имел положительную динамику роста [1]. К 1 ноября 2005 г. доля сектора свободной торговли достигла 11% от общей выработки электроэнергии на территории европейской части России и Урала, а по Сибирскому региону превысила 3% (1 мая 2005 г. был запущен рынок переходного периода в Сибири). Объем покупки за прошедший год увеличился на 17%. Средневзвешенная цена покупки в Европейской ценовой зоне составила в октябре 551,82 руб./МВт·ч, что ниже регулируемого тарифа (566,54 руб./МВт·ч) на 3%, а в Сибирской ценовой зоне — 355,42 руб./МВт·ч, что также ниже регулируемого тарифа (396,12 руб./МВт·ч) на 10%. Сумма сделок в ССТ за период с 1 ноября 2003 г. по 1 ноября 2005 г. по двум ценовым зонам превысила 4 млрд долл., а объем продаж достиг 108 млрд кВт·ч.

К торговой системе присоединились 174 организации, из которых 89 — ДЗО РАО «ЕЭС России», 85 — независимые организации. При этом с начала 2005 г. количество участников выросло на 31% (с 133 до 174 субъектов). С учетом покупки через энергосбытовые организации в секторе свободной торговли ОРЭ участвуют 123 независимых предприятия.

С 20 октября 2005 г. на территории ценовых зон Европы, Урала и Сибири начала работу обновленная модель сектора отклонений ОРЭ — балансирующий рынок. Он предназначен для покрытия незапланированного текущего спроса и предложения на электроэнергию. Отбор поставщиков здесь производится в режиме реального времени, что позволяет максимально сблизить рыночные механизмы торговли электроэнергией и технологию управления энергетическими режимами. Речь идет о модели рынка, которая включает элементы «физической» и «финансовой» моделей [2]. Несмотря на споры, эксперты, представляющие ту или иную модель рынка электроэнергии в качестве идеальной и не считающие таковой переходную модель рынка, вынуждены согласиться, что последняя более чем за полтора года работы показала ряд положительных результатов. Стабильно функционирует новая институциональная и технологическая инфраструктура, отлажена система почасового планирования генерации электроэнергии и потребления за сутки до реального времени, разработаны и внедрены технологии современных финансовых рынков. Однако пока действующая модель представляет собой лишь прообраз полноценного рынка и нуждается в масштабной доработке при решении проблем реформирования электроэнергетики. Эти проблемы обусловлены, как правило, масштабностью проводимых преобразований. Они тормозят развитие рыночных отношений, отрицательно сказываются на процессе либерализации отрасли, затягивают сроки реформирования и требуют скорейшего решения по многим направлениям.

Предложение действенных методов снижения затрат и корректного определения базы расчета тарифов на последующие годы

Существующий принцип формирования тарифов и наличие перекрестного субсидирования в значительной степени влияют на процессы выхода промышленных предприятий в ССТ. При переходе к трехлетнему регулированию энергетики приняли на себя обязательства удерживать рост тарифов на уровне или ниже инфляции. Таким образом, был осуществлен переход от оставшегося еще со времен СССР принципа тарифообразования «затраты плюс» к принципу «инфляция минус».
Ценообразование по принципу «затраты плюс» целесообразно при установлении аналогичным методом всех цен в отрасли или минимальной конкуренции и подразумевает формирование тарифа путем прибавления к себестоимости продукции стандартной надбавки. В случае монополизации отрасли компания представляет регулирующему органу отчет обо всех своих издержках при оказании услуг или поставке товара. Регулирующий орган, в свою очередь, проверяет обоснованность этих затрат и утверждает или отклоняет их. В результате устанавливаемый тариф включает все издержки компании, утвержденные регулирующим органом, плюс некоторую установленную прибыль. Данный подход имеет значительный недостаток: монополии невыгодно снижать затраты, а регулирующий орган при всем желании не может абсолютно точно установить обоснованность тех или иных издержек и предложить действенные методы снижения затрат.

Схема «инфляция минус» предполагает, что тариф растет медленнее, чем инфляция. Но это должно компенсироваться за счет роста производительности компании. Введение при этом долгосрочного регулирования становится реальным стимулом для сокращения издержек. Однако в последние годы среднеотпускной тариф на электроэнергию рос значительно медленнее реальной инфляции, и в следующем году эта тенденция сохранится. Но увеличение тарифа рассчитывается исходя из официального прогноза инфляции, который всегда существенно ниже реального, т.е. при ожидаемой в 2005 г. инфляции 9% тариф был установлен на уровне 8,5%. Фактически же инфляция составила порядка 11%. Следовательно, база для расчета пределов повышения тарифов некачественна. Отставание тарифов на электроэнергию от реальной инфляции приводит к снижению объемов финансирования инвестиционных и ремонтных программ и, как следствие, надежности энергоснабжения потребителей.

ФСТ утвердила максимальный и минимальный прирост тарифов на 2006 г., который в среднем составит 7,5%, для городского населения – 15—25%, для промышленности – 4—6 %, среднеотпускной тариф на тепловую энергию повысится на 12—15,8% [3]. Рост тарифов для населения опережает те же показатели для промышленности, что вызвано наличием перекрестного субсидирования, объем которого между группами потребителей в 2005 г. составил порядка 60 млрд руб. 

Некоторые регионы (Москва, Свердловская и Владимирская области) вплотную подошли к решению проблемы перекрестного субсидирования. Там, вероятнее всего, к 2007 г. оно будет ликвидировано. Кроме того, при росте тарифов для населения, значительно превышающем рост тарифов для промышленности, в структуре коммунальных платежей на данный момент затраты на электроэнергию составляют не более 20—25%. Тарифы на электроэнергию в среднем растут в два раза медленнее, чем тарифы ЖКХ.

Стоит отметить, что при разрыве между прогнозируемыми и реальными темпами инфляции существующий принцип формирования тарифов неэффективен. Поэтому в сложившейся ситуации необходимо ставить вопрос о переходе к более точному прогнозированию уровня инфляции с целью корректного определения базы расчета тарифов на последующие годы.

Создание и модернизация современных коммерческих систем

У многих компаний отсутствует система коммерческого учета электроэнергии, удовлетворяющая требованиям ОРЭ. Реформа электроэнергетики предопределила появление новых юридических лиц, новых границ балансовой принадлежности между субъектами и, как следствие, большого количества новых точек учета электроэнергии. В основном это относится к компаниям, выделившимся из РАО «ЕЭС России». До начала преобразований РАО представляло собой единое юридическое и экономическое пространство. В ходе реформы из холдинга выделились федеральные сетевые компании, системный оператор, генерирующие компании различных уровней, энергосбыты. Все появившиеся в результате разделения АО-энерго общества являются самостоятельными юридическими лицами, поэтому на их границах должны быть установлены системы коммерческого учета электроэнергии, соответствующие требованиям оптового рынка.

На крупных и средних промышленных предприятиях системы коммерческого учета электроэнергии начали строиться давно. Сверхкрупные промышленные потребители получили возможность покупать электроэнергию на рынке в 1998 г., после образования Федерального оптового рынка электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ). Поэтому на сегодняшний день для ряда промышленных потребителей задача создания систем коммерческого учета облегчена наличием у них Автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), отвечающих требованиям ФОРЭМ. Рынок предъявляет высокие требования к современным системам коммерческого учета, что предопределяет большой объем работы по их созданию и модернизации.

Устранение возможности манипуляции ценами со стороны участников рынка

К проблемам оптового рынка следует отнести значительный рост стоимостного небаланса: по состоянию на 1 сентября 2005 г. он составил 16002,3 млн руб. Рост дефицита стоимостного баланса ОРЭ за январь—август 2005 г. равен 4985,0 млн руб. Основными причинами изменения стоимостного баланса являются действия субъектов оптового рынка и инфраструктурных организаций, определяемые Правилами ОРЭ переходного периода. Рост дефицита образуется из-за возможности участников планировать свое потребление по часам суток. Участие в ССТ «дешевых» поставщиков приводит к заполнению регулируемого сектора объемами более «дорогих». Дефицит частично снижается за счет неоплаты 15% стоимости установленной мощности для поставщиков на рынке. Также на изменение стоимостного баланса оказывает влияние фактический режим работы участников ОРЭ, а также нераспределенная стоимость.

Кроме того, антимонопольные органы озабочены возможностью манипуляции ценами со стороны участников рынка, что требует доработки антимонопольного законодательства.

Оптимизация процесса планирования и управления режимами и повышение эффективности участия региональных потребителей на рынке

Смягчить для потребителей процесс перехода к конкурентным отношениям, гарантировав им определенные объемы поставок по стабильным ценам, позволят регулируемые двухсторонние договора (РДД). Их принципиальное отличие от других двухсторонних договоров в том, что существенные условия – объемы и цены – определяет государство. По условиям поставки/покупки электроэнергии по РДД покупатель обязан оплатить объемы договора независимо от имеющейся у него потребности в электроэнергии, а невостребованные или недостающие объемы вправе продать/купить в конкурентном секторе. Поставщик может производить электроэнергию, необходимую для продажи по договору, самостоятельно либо покупать ее в конкурентном секторе у других поставщиков. При переходе на РДД изменятся также порядок составления балансов оптового рынка, фиксация формулы динамики цен на ОРЭ, принципы установления сетевых тарифов.

Ряд шагов в данном направлении предполагается сделать в 2006 г. В частности, появится система регулируемых договоров, заключаемых на один год. Таким образом, принципиальным отличием от ранее запланированной модели является тот факт, что 2006 г. станет подготовительным этапом, т.е. участники не получат возможности заключения долгосрочных контрактов, как это предполагалось год назад. РДД планируется запустить лишь в 2007 г., после чего объемы покупки (продажи) электрической энергии (мощности) здесь будут ежегодно уменьшаться, что должно способствовать расширению сферы действия конкурентных отношений на ОРЭ в переходный период и запуску полностью конкурентного оптового рынка, появление которого предусмотрено федеральным законом «Об электроэнергетике».

Качественные преобразования затронут и сектор свободной торговли. Вывод всей генерации на оптовый рынок с 1 января 2006 г. призван оптимизировать процесс планирования и управления режимами и повысить эффективность участия региональных станций в рынке. Следующим этапом станет создание рынка «на сутки вперед», прообразом которого является балансирующий рынок. Для отработки новых технологий требуется время, поэтому говорить о конкретных сроках запуска полноценного конкурентного рынка пока рано.

В новой модели участниками ОРЭ должны стать поставщики и покупатели электроэнергии, работающие как в регулируемом секторе, так и в секторе свободной торговли, а также покупатели, действующие только в ССТ. Усовершенствованная модель оптового рынка будет включать:
- долгосрочный рынок регулируемых двусторонних договоров, на котором стороны фиксируют цены и объемы;
- краткосрочный рынок «на сутки вперед», где участники будут продавать и покупать электроэнергию по ценам аукциона;
- балансирующий рынок, обеспечивающий баланс производства и потребления в реальном времени с минимальными затратами на компенсацию отклонений от суточных плановых графиков на основе конкурентного отбора.

К перспективам развития энергорынка следует отнести и введение производных инструментов на ОРЭ. Весной 2006 г. структура рынка еще более усложнится: предполагается запустить рынки генерирующей мощности и рынок системных услуг, позволяющих сохранить стабильность работы энергосистемы. Все это позволит полностью сформировать конструкцию рынка до перехода к целевой модели. По окончании переходного периода должен сформироваться всеобъемлющий конкурентный оптовый рынок электроэнергии, который охватит большую часть страны, и будет функционировать по новым правилам оптового рынка.

Реформа также предполагает постепенную либерализацию розничного рынка электроэнергии. Однако тут преобразования осуществляются более плавно, приоритетом на обозримую перспективу является стабильность условий поставки электроэнергии, недопустимость резкого изменения цен. Чтобы обеспечить подобные гарантии, на розничных рынках сохраняется более высокая степень государственного регулирования.

Аналогов реформы электроэнергетической отрасли в мире пока нет, по крайней мере, с точки зрения истоков ее инициации: ни в одной другой стране, кроме России, инициаторами реформ в энергетическом секторе никогда не становились сами энергетики. Опыт создания подобных рынков на Западе свидетельствует, что средний срок развития структуры составляет около пяти—семи лет. Нет смысла предъявлять завышенные требования к российскому рынку: ведь он функционирует всего год. Главное, что участники рынка постепенно начинают понимать, как происходит взаимодействие между субъектами в новых, рыночных условиях. За последние годы в электроэнергетике было сделано то, на что в других отраслях потребовалась бы не одна пятилетка. Серьезная реструктуризация идет во всех секторах одной из самых важных отраслей страны, впереди принятие важнейших решений по дальнейшей интеграции компаний, созданных в результате реформирования.

ЛИТЕРАТУРА

Отдельные номера журналов Вы можете купить на сайте www.5B.ru
Оформление подписки на журнал: http://dis.ru/e-store/subscription/