Глава 3. Реформа электроэнергетики в России

3.1. Экономические предпосылки и технологические ограничения реформирования электроэнергетики

К 2001 г. в электроэнергетической отрасли России накопились системные проблемы, обусловившие необходимость ее реформирования (см. 1.3, 1.4). Состояние электроэнергетики в это время характеризовалось низкой эффективностью, высоким уровнем физического и морального износа оборудования. Это создавало серьезные риски того, что отрасль не сможет обеспечивать растущие энергетические потребности экономики и станет тормозом экономического развития страны. Поэтому были приняты решения о реформировании электроэнергетики¹ в целях создания конкурентной среды в отрасли и условий для активизации инвестиционного процесса по приоритетным направлениям развития генерирующих и сетевых мощностей, формирования стимулов для внедрения новой техники и прогрессивных технологий в производство и транспорт электроэнергии. В результате реформирования российская электроэнергетика должна отвечать потребностям растущей экономики страны, обеспечивать быстрое обновление и развитие с учетом необходимости предотвращения возможного дефицита мощности в ЕЭС России.

В 2001 году в стране функционировал Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) - ФОРЭМ (см. 1.3). Его субъектами являлись:

• поставщики электрической энергии (мощности) – федеральные электростанции – дочерние акционерные общества ОАО РАО «ЕЭС России» и электростанции в составе региональных акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго);

• покупатели электрической энергии (мощности) – АО-энерго, а также юридические лица, имеющие право покупки электроэнергии с ФОРЭМ (оптовые покупатели-перепродавцы и конечные потребители).

Как уже отмечалось в 1.3, ФОРЭМ функционировал в режиме «остаточной торговли»: здесь продавалась электрическая энергия (мощность), которой не хватало АО-энерго (с учетом их собственного производства) для покрытия потребления на обслуживаемой территории. В целом около 30% произведенной электрической энергии продавалось на оптовом рынке, остальная часть поставлялась напрямую региональными энергокомпаниями покупателям в рамках розничного рынка. Принципы, по которым функционировал ФОРЭМ, нельзя назвать рыночными. Они скорее отражали традиции централизованного директивного управления – оптовая торговля оставалась полностью регулируемой. ФЭК России устанавливала индивидуальные тарифы для каждой электростанции, поставляющей электроэнергию на ФОРЭМ, и тарифы на покупку электроэнергии с ФОРЭМ (см. 5.2).

Основой для загрузки станций являлся годовой баланс оптового рынка, который также утверждался ФЭК России. В рамках данного баланса оптимизация загрузки генерирующих мощностей практически не производилась. Она была невозможна, так как баланс не учитывал актуальных (текущих) изменений в потреблении и производстве электрической энергии, а также системные и сетевые ограничения. Плановый баланс электроэнергии (мощности) составлялся на год вперед, и в нем невозможно было учесть колебания спроса и предложения в различные периоды года.загрузка мощностей происходила в соответствии с плановым балансом, а не на конкурентных началах. К тому же в условиях затратного механизма ценообразования региональные энергетические компании (АО-энерго), дефицитные по энергобалансу, стремились загружать собственные неэкономичные энергоисточники, вместо того чтобы покупать электроэнергию с ФОРЭМ.

Отношения на ФОРЭМ между поставщиками и покупателями не основывались на договорах, а лишь «оформлялись» через договорные документы. Каждому поставщику администратором ФОРЭМ (Центром финансовых расчетов) «прикреплялся» набор договоров с покупателями на поставку электроэнергии. По существу, покупатели и поставщики не могли свободно выбирать, с кем и на каких условиях заключать договоры. Вытеснение бартерными операциями нормальных схем денежных расчетов за поставленную электроэнергию сильно усложнило функционирование расчетной системы ФОРЭМ и повышало затраты на нее. Непрозрачность механизма платежей и отчетности на ФОРЭМ затрудняли контроль за проведением расчетов между участниками оптовой торговли. Все это приводило к снижению доверия к оптовому рынку, заинтересованности производителей и покупателей электроэнергии участвовать в такой оптовой торговле.

В дореформенный период в электроэнергетической отрасли России существовала монопольная форма организации розничного рынка. На большей части территории конечным потребителям электроэнергию продавали вертикально интегрированные компании – региональные энергосистемы (АО-энерго) или муниципальные предприятия, которые являлись клиентами АО-энерго. При этом цены на электроэнергию для конечных потребителей устанавливались региональными органами государственного регулирования (региональными энергетическими комиссиями) в виде тарифов за 1 кВт·ч потребленной электроэнергии. Потребители были прикреплены к «своей» энергоснабжающей организации — АО-энерго, которая передавала по принадлежащим ей сетям электрическую энергию как собственного производства, так и купленную на оптовом рынке. АО-энерго, действуя как монополисты, не допускали другие энергокомпании, а также независимых производителей к обслуживанию потребителей на «своей» территории. АО-энерго владело всеми распределительными сетями на территории, а тарифы на услуги по передаче электроэнергии по распределительным сетям не были выделены в отдельный от электроэнергии тариф. Эта модель имела серьезные недостатки, присущие любому монопольному рынку (см. гл. 5):

• у энергоснабжающей организации отсутствовали стимулы к повышению эффективности и улучшению качества оказываемых ею услуг и соответственно к снижению цен на свои услуги;

• деятельность энергоснабжающей организации была непрозрачна – сама экономическая модель стимулировала к завышению издержек;

• из-за совмещения видов деятельности и непрозрачности расходной базы тарифы устанавливались, как правило, с учетом перекрестного субсидирования.

Основу ценообразования в электроэнергетической отрасли составляли тарифы, устанавливаемые по принципу «затраты +» (см. 5.2). Такое ценообразование (при ограниченных возможностях ФЭК России и региональных энергетических комиссий по анализу и проверке состава этих издержек) не стимулировало компании к повышению эффективности, снижению затрат, модернизации и обновлению производства, экономии топлива. Возникающие дополнительные затраты перекладывались на потребителей электроэнергии. Недостаточная прозрачность функционирования энергетических компаний, невозможность достоверно определить ресурсы, необходимые для поддержания и развития предприятий, сдерживание тарифов регулирующими органами (электроэнергия дорожала медленнее большинства других товаров) на фоне раздутых производственных издержек — все это привело к тому, что перед началом реформы более половины предприятий отрасли оказались убыточными.

На фоне сокращения доходов из-за политики сдерживания тарифов энергокомпаний резко уменьшился объем инвестиций. Не хватало оборотных средств даже на текущие ремонты, тем более на модернизацию оборудования. Вводы новых генерирующих мощностей упали с 3,9 ГВт в 1990 г. до 0,6 ГВт в 2000 г. Степень износа основных фондов составила 42 % в 1995 г. и 56 % в 2002 г. Даже в самых благополучных энергосистемах европейской части России износ основных производственных фондов превысил 50 % и стал приближаться к уровню, при котором ремонт оборудования обходится дороже его замены. Аналогичная ситуация складывалась в сетевом хозяйстве. Возникла реальная угроза появления разрыва между имеющимися мощностями электроэнергетики и спросом на электроэнергию и тепло со стороны потребителей.

Действовавшая модель функционирования электроэнергетики негативно отражалась и на развитии других секторов экономики. Нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, недооценка стоимости энергоресурсов, отсутствие стимулов к энергосбережению привели к тому, что удельная энергоемкость экономики России (расход энергии на единицу ВВП) в 2—3 раза превысила соответствующий показатель промышленно развитых стран. Таким образом, необходимость реформирования энергетики страны к 2001 г. стала очевидной.

Однако технологические особенности электроэнергетики (см. гл. 1) накладывали определенные ограничения на ее реформирование. Наиболее существенное из этих ограничений – безусловная необходимость сохранения и усиления централизованного оперативно-диспетчерского управления. Как уже отмечалось в гл. 1, важнейшая особенность энергетической системы заключается в единстве технологического процесса и неразрывной связи отдельных ее элементов, что требует единого управления процессом работы всей системы. Это тем более справедливо для российской энергосистемы, которая была изначально спроектирована как единая и рассчитана на значительные межрегиональные перетоки активной мощности, широкое использование противоаварийной автоматики.

Стратегия реформирования должны была учесть территориальные особенности функционирования российской электроэнергетики: особенности построения энергосистемы Сибири с ее слабыми связями с Европейской частью и преимущественным развитием гидрогенерации, специфику функционирования систем Дальнего Востока и изолированных энергосистем.

Существенным корпоративным ограничением явилась сложная структура капитала холдинга РАО «ЕЭС России». С одной стороны, план реформирования должен был удовлетворять интересам государства, с другой стороны, учитывать интересы акционеров головной и дочерних компаний холдинга, причем во многих случаях интересы акционеров дочерних компаний холдинга не совпадали с интересами акционеров головной компании.

Наконец, с учетом климатического положения России, высокой доли энергоемких отраслей реформирование должно было носить постепенный характер с тем, чтобы исключить риски кризисных ситуаций и обеспечить достаточный по времени период для адаптации отраслей-потребителей к новым условиям.