Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики (стр. 10 )

Для оценки целесообразности приобретения действующих энергетических активов (электростанций и распределительных сетей) помимо собственно оценки бизнеса проводится подробный анализ рынка электроэнергетики страны, в которой находится данный актив. Также анализируются энергорынки сопредельных государств и технические возможности межсистемных связей для осуществления экспортно-импортных операций с электроэнергией.

В рамках наращивания числа российских энергетических активов за границами России предпринимаются меры по приобретению распределительных сетей и генерирующих мощностей. Так, изначально учредителем и единственным акционером (держателем 100 % акций) ГРЭС» являлось государство . Позднее акции перешли во владении бельгийской компании Saint Guidon Invest NV; в 2005 г. владельцем 100 % акций компании стала дочерняя компания РАО «ЕЭС России» и концерна «Росэнергоатом» — ЕЭС».

В августе 2004 г. Правительство Республики Кыргызстан и «ЕЭС России» подписали Меморандум о совместных действиях по завершению строительства Камбаратинских ГЭС-1 и ГЭС-2. Строительство Камбаратинских ГЭС позволит решить проблему регулирования водно-энергетического баланса и улучшит экологическую обстановку в Центрально-Азиатском регионе.

До начала структурных преобразований в электроэнергетике участие иностранного бизнеса в российской электроэнергетике ограничивалось присутствием портфельных инвесторов, владевших, в основном акциями ЕЭС России». Преимущественно инвесторы были представлены крупными инвестиционными фондами. Следующей ступенью участия иностранного капитала стало появления спекциализированных иностранных энергетических компаний. Так, финская компания «Фортум» приобрела блокирующий пакет , а итальянская компания Энел выиграла контракт на управление Северо-Западной ТЭЦ. Но и на этой стадии участие не носило стратегического характера. Тем не менее эта стадия была необходима для последующего привлечения крупного иностранного капитала.

Как уже отмечалось в главе 1 в 2006 начался инвестиционный этап в реформировании электроэнергетики, в рамках которого стартовал процесс привлечения крупного капитала (в том числе зарубежного) в российские генерирующие компании. В результате к середине 2008 года в российской электроэнергетике в качестве крупных стратегических инвесторов присутствовали следующие компании: итальянская Энел, немецкие Эон и РВЕ, финская Фортум, каждая из них в приобрела контрольные пакеты акций соответственно ОГК-5, ОГК-4, ТГК-2, ТГК-10. Все они представляют собой компании первой десятки европейских энергокомпаний, которые вместе с капиталом привносят в российскую электроэнергетику опыт функционирования в либерализованной энергетике, современные технологии производства электроэнергии и управления бизнесом.

Рекомендуемая литература к главе 2

2.1. Bodie Z., Kane A., Marcus A. Investments. Chicago: Irvin, 1996. DOE (U. S. Department of Energy) / Assumption to the annual energy outlook 2001. Electricity market module. DOE/EIA-0Washington, D. C. FERC (U. S. Federal Energy Regulatory Commission). 2000. Creating or maintaining a monopoly. Washington, D. C. Текст представлен в Интернете (http://ftc. gov/bc/compguide/maintain. htm).

2.2. NECA (National Electricity Code Administrator Limited). A plain English Guide to VoLL. Report of the Reliability Panel. Adelaide, Australia, 1996.

2.3. NERC (North American Electric Reliability Council). Reliability assessment 2000—2009. Princeton, New Jersey, 2000.

2.4. PJM (PJM Interconnection, L. L.C.) State of market report 2000., Valley Forge, Pennsylvania, 2001.

2.5. Правила устройства электроустановок. — 6-е изд. М.: , 2000.

2.6. , Демирчян основы электротехники. Ч. I. — М.: Энергия, 1967. — 522 с.

2.7. Электротехническая энциклопедия, том 1-й // Изд-во МЭИ. 2005.

2.8. , Платонов электроэнергетическая система России в период рыночных преобразований. Изд-во МЭИ, 2004.

2.9. Красник электроэнергетика. Словарь-справочник // Издательство: НЦ ЭНАС. 2006.

2.10. Раппопорт российской электроэнергетики: методология, практика, инвестирование // Экономика. 2005.

2.11. Фомина электроэнергетики // ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго, ИПКгосслужбы. 2005.

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 электроэнергетики[E. V.5] [§] 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 «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.

3.2. Организация реформирования электроэнергетики

3.2.1. Реорганизация отрасли

Как показано в гл. 1, процесс от производства до потребления электрической энергии может быть поделен на 4 этапа:

·  производство электрической энергии;

·  передача электроэнергии по высоковольтным сетям;

·  распределение электроэнергии по линиям электропередачи среднего и низкого напряжения;

·  сбыт электрической энергии конечным потребителям.

Указанные этапы имеют разные экономические характеристики.

Принципиальной особенностью первого этапа является невозможность хранения электроэнергии и постоянно изменяющийся спрос на нее в течение года (сезонные колебания), по дням недели и времени суток. Поэтому генерирующие мощности, используемые в пиковые периоды для покрытия высокого спроса на электрическую энергию, оказываются неполностью задействованными в другие периоды времени. Вместе с тем необходимы резервные мощности, которые можно оперативно задействовать для удовлетворения кратковременных всплесков спроса. Следует также учитывать, что издержки производства электрической энергии на разных электростанциях различаются, а для создания новых генерирующих мощностей характерны высокая капиталоемкость и длительные сроки строительства.

Если производство электроэнергии относится к конкурентному сектору отрасли, то ее передача и распределение (второй и третий этапы) относятся к естественно монопольным видам деятельности. Строительство дублирующих линий электропередачи из-за высоких фиксированных невозвратных издержек (sunk costs), как правило, нецелесообразно – не выгодно ни производителям электроэнергии, ни компаниям, осуществляющим ее транспортировку, ни потребителям электроэнергии и услуг по ее передаче.

К тому же здесь присутствуют сетевые экстерналии: инвестиции приносят благо всем взаимосвязанным участникам, так как увеличивается надежность энергоснабжения и сокращаются удельные затраты на доставку электрической энергии. Правда, иногда это порождает проблему «безбилетника» («free-rider»)[**] и снижает стимулы к инвестированию.

Также к естественно монопольным видам деятельности относятся услуги по оперативно-диспетчерскому управлению. Для устойчивого функционирования энергосистемы необходима постоянная координация, чтобы гарантированно поддерживать ее в равновесии. Последнее означает требование непрерывной сбалансированности потребления и поставки электрической энергии в каждом энергоузле. Данное равновесие может быть достигнуто только централизованным контролем за всеми потоками в системе и предоставлением системных услуг.

Услуги по сбыту (четвертый этап) – потенциально-конкурентный вид деятельности в электроэнергетике. Сбытовые организации действуют как брокеры, которые покупают и продают электрическую энергию конечным потребителям, принимая на себя риски изменения цен. Они также предоставляют конечным потребителям дополнительные услуги: биллинг, взаимодействие с инфраструктурными организациями и другие.

С учетом специфики каждого из четырех этапов производства и потребления электроэнергии либерализация и реформирование отрасли предусматривают:

· разделение конкурентных (производство и сбыт электрической энергии) и естественномонопольных (передача, распределение, диспетчерское управление) видов деятельности;

· введение рыночных принципов ценообразования и функционирования в конкурентных отраслях;

· усовершенствование политики регулирования цен и регламентация монопольных видов деятельности (см. гл. 5).

Либерализация и реформирование электроэнергетики должны обеспечить:

· оптимизацию цен на электроэнергию. Конкуренция будет вынуждать владельцев генерирующих объектов и сбытовых компаний повышать эффективность своей деятельности и снижать издержки, развивать современные технологии, точнее планировать свою деятельность и лучше управлять ею;

· повышение надежности функционирования ЕЭС России и улучшение загрузки генерирующих мощностей. На конкурентном рынке электроэнергии чаще будут востребованы те электростанции, которые в наибольшей мере удовлетворяют требованиям Системного оператора и предлагают электроэнергию по конкурентным ценам. Определяемые в ходе торгов объемы продажи электроэнергии обеспечат минимизацию совокупных затрат на ее производство, передачу и распределение;

· привлечение частных инвестиций в электроэнергетику. Рыночные цены будут давать правильные ценовые сигналы о том, где есть необходимость в расширении и реконструкции действующих, строительстве новых генерирующих мощностей;

· повышение инвестиционной привлекательности сетевой инфраструктуры. Ее модернизация и развитие создадут дополнительные возможности для увеличения пропускной способности сетевых сечений и объемов перетоков электроэнергии. Благодаря этому расширится география торговли электроэнергией, включая экспортно-импортные операции.

Инвестиционная активность в электроэнергетике будет способствовать росту оборотов и развитию отраслей, связанных с производством энергетического оборудования, строительства, металлургии, угольной и газовой промышленности, научно-проектного комплекса и других.

Конкурентный рынок существенно влияет на поведение потребителей. Не следует сводить это воздействие исключительно к ценовому давлению — в условиях развитого конкурентного рынка у потребителей появляются новые возможности по оптимизации графиков и стоимости энергопотребления, хеджирования рисков. Появятся стимулы к развитию энергосберегающих технологий и схем потребления энергии, что существенно снизит энергозатраты на единицу производимой продукции.

3.2.2. Переход к конкурентным рынкам

В самом общем виде можно выделить следующие четыре вида структуры отрасли и организации взаимодействия между субъектами электроэнергетики, отличающиеся по степени введения конкурентных отношений[††].

Модель 1 (монополия на всех уровнях). В сфере производства электроэнергии отсутствует конкуренция, у конечного потребителя нет права выбора поставщика электроэнергии. Единая монопольная компания занимается производством электроэнергии и ее передачей по сетям к распределительным компаниям и/или конечным потребителям.

Модель 2 (закупочное агентство). Модель допускает, что Единый покупатель (Единый Закупщик) осуществляет выбор среди ряда производителей электроэнергии, что способствует конкуренции в сфере ее производства. Конечные потребители не имеют доступа к линиям электропередачи для продажи. Единый закупщик имеет монополию на сеть электропередачи и на продажу энергии конечным потребителям.

Модель 3 (конкуренция на оптовом рынке). Дистрибьюторы имеют право покупать электроэнергию непосредственно у производителей и передавать ее по линиям электропередачи. Дистрибьюторы, как и в вышеупомянутых моделях, являются монополистами по отношению к конечным потребителям. Имеется свободный доступ к линиям электропередачи.

Модель 4 (конкуренция на розничном рынке). Модель позволяет каждому клиенту выбрать своего поставщика. Имеется свободный доступ к линиям электропередачи и распределению. Распределение (доставка) отделено от розничной продажи, которая является конкурентной.

Реформирование российской электроэнергетики направлено на переход от полностью монопольной модели 1 к полностью конкурентным рынкам модели 4. Для этого необходимо провести изменения по трем основным направлениям:

·  структурному – осуществить разделение по видам деятельности и создать достаточное число рыночных агентов, способных конкурировать между собой;

·  рыночному – сформировать коммерческую инфраструктуру, отвечающую принимаемой модели и правилам рынка электроэнергии;

·  регуляторному – ввести правила регулирования в отрасли, позволяющие перейти от централизованного регулирования вертикально интегрированных компаний к государственному регулированию исключительно естественно монопольных видов деятельности и либерализации ценообразования для компаний, работающих в конкурентных секторах электроэнергетики.

Конкретные меры для продвижения по этим направлениям к конкурентным рынкам в электроэнергетике определены в двух ключевых нормативных документах: «Основные направления реформирования электроэнергетики РФ», утвержденные Постановлением Правительства Российской Федерации от 01.01.01 г. № 000; «План мероприятий первого этапа реформирования электроэнергетики Российской Федерации», принятый распоряжением Правительства от 3 августа 2001 г. . Закрепленные или принципы реформирования впоследствии практически не изменялись. Существенно модифицировались сроки, способы, пути реализации, последовательность шагов, но сами принципы оставались неизменными.

Учитывая сложную структуру капитала, особое внимание в «Основных направлениях реформирования электроэнергетики Российской Федерации» было уделено обеспечению прав акционеров, кредиторов и инвесторов электроэнергетических компаний. Согласно этому документу в ходе реформирования отрасли должны обеспечиваться права акционеров:

·  на участие в обсуждении и принятии решений, связанных с проведением структурных преобразований, которые затрагивают или могут затронуть их законные права;

·  на доступ к информации, связанной с проведением структурных преобразований, которые затрагивают или могут затронуть их законные права.

В том же документе провозглашен принцип сохранения структуры акционерного капитала и размеров пакетов акций каждого акционера в создаваемых в ходе реформы компаниях, в которые передаются пакеты акций или иное имущество реорганизуемых обществ. Позже этот принцип пропорционального обмена акций был взят за основу при реструктуризации холдинга «ЕЭС России». Такой подход сыграл важную роль в повышении инвестиционной привлекательности энергокомпаний по мере осуществления реформы российской электроэнергетики.

Основные направления реформирования были законодательно закреплены с принятием пакета законов, подписанных Президентом России в марте 2003 г. В этот пакет вошел целый ряд законодательных актов, которые содержат:

·  направления реформирования электроэнергетики, основные элементы ее перспективной модели;

·  этапы реформы, принципы функционирования отрасли в переходный период ее реформирования;

·  принципы ценообразования, организации и функционирования рынка электроэнергии;

·  гарантии обеспечения потребителей электроэнергией;

·  гарантии соблюдения прав акционеров;

·  меры обеспечения национальных интересов России;

·  систему государственного регулирования электроэнергетики, направления дальнейшего развития нормативно-правовой базы, включая обязательные положения ключевых документов.

3.2.3. Структурные преобразования

В соответствии с принятыми решениями в отрасли должны быть созданы:

·  единая компания магистральных сетей (Федеральная сетевая компания), в управление которой передаются все магистральные сети страны – Единая национальная электрическая сеть. (В российском законодательстве принято разделять сети на относящиеся к ЕНЭС). К ней относятся сети напряжением свыше 330 кВ;

·  распределительные сетевые компании (РСК), каждая из которых управляет распределительными сетями (преимущественно – напряжением 110 КВт и ниже). До завершения становления институтов регулирования и рыночных институтов эти компании контролируются государством. Для обеспечения их инвестиционной привлекательности распределительные сетевые компании были объединены в одиннадцати межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК);

·  системный оператор, который должен обеспечивать вертикаль оперативно-диспетчерского управления и объединить в своем составе диспетчерские службы как головной компании холдинга ЕЭС России», так и диспетчерские службы АО-энерго;

·  генерирующие компании – оптовые (ОГК) и территориальные (ТГК) на базе тепловых электростанций, гидрогенерирующая компания (ГидроОГК) и генерирующая компания, объединяющая атомные электростанции. Количество и состав генерирующих компаний определен исходя из необходимости обеспечить компромисс между требованиями конкуренции в отрасли, финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности генерирующих компаний. Предполагалось, что генерирующие компании на базе тепловых электростанций будут переданы в частные руки. Гидро‑ и атомную генерирующие компании было решено сохранить в государственной или преимущественно государственной собственности;

·  открытые акционерные общества «Иркутскэнеро», «Башкирэнерго», «Татэнерго» и «Новосибирскэнерго», не зависимые от «ЕЭС России»;

·  частные сбытовые компании на основе сбытовых подразделений АО-энерго. На начальном этапе на них возлагается функция «гарантирующего поставщика» – сбытовой компании, обязанной обслужить на своей территории любого обратившегося к ней потребителя при условии оплаты им электрической энергии и сопутствующих услуг.

По мере продвижения реформы электроэнергетики наряду с компаниями, сформированными в ходе реструктуризации РАО «ЕЭС России», в отрасль должны входить генерирующие и сбытовые компании, создаваемые частными инвесторами.

Реструктуризация холдинга РАО «ЕЭС России» происходила в два этапа. На первом из АО-энерго и из «ЕЭС России» обособлялась соответствующая электростанция или сетевая компания. На втором – несколько электростанций или сетевых компаний объединялись для того, чтобы создать более крупную компанию.

Таким образом, основным инструментом проведения структурных преобразований стало разделение АО-энерго по видам деятельности. Из АО-энерго выделялись генерирующие активы — электростанции, которые объединились в оптовые или территориальные генерирующие компании. Эти компании затем становились отдельными юридическими лицами. Сетевые активы АО‑энерго распределялись следующим образом:

·  магистральные сети сосредоточились в межрегиональных магистральных сетевых компаниях (ММСК), передаваемых под контроль ФСК;

·  распределительные сети вошли в состав региональной сетевой компании (РСК), передаваемых под контроль межрегиональных сетевых компаний (МРСК).

Сбытовая деятельность АО-энерго, как правило, возлагалась на региональные энергосбытовые компании.

Все имущество АО-энерго, необходимое для функционирования региональных диспетчерских управлений, перешло к Системному оператору по договорам купли-продажи или долгосрочным договорам аренды.

Базовый вариант реформирования предусматривал распределение акций всех новообразованных компаний в первую очередь среди акционеров тех структур, из которых эти компании выделены. При этом в соответствии с указанными выше принципом акции распределялись пропорционально доле каждого акционера в уставном капитале «расформированной» компании.

Консолидация активов происходила преимущественно в форме реорганизации путем присоединения. Операции с активами предварялись их оценкой, на основе которой и рассчитывались коэффициенты конвертации акций, то есть определялось сколько акций объединенной компании получит в обмен на одну акцию акционер каждой из присоединяемых компаний (см. гл. 4 и гл. 9).

Для постепенного перехода к конкурентному рынку электроэнергии, адаптации к новым условиям всех субъектов и партнеров электроэнергетики предусматривался запуск переходной модели оптового рынка электроэнергии.

Оптовый рынок электроэнергии (мощности) переходного периода введен 1 ноября 2003 г. на территории европейской части России и на Урале и 1 мая 2005 г. на территории Сибири в соответствии с Постановлениями Правительства РФ № 000 «О правилах оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода» от 01.01.01 г. и Постановлением Правительства РФ № 000 от 01.01.01 г. На территории европейско-уральской и сибирской части России 20 октября 2005г. введен балансирующий рынок электроэнергии, основанный на конкурентном ценообразовании в режиме, близком к режиму реального времени. С 1 сентября 2006 г. введены новые правила функционирования оптового рынка, означающие дальнейшее совершенствование переходной модели (см. гл. 6). Таким образом осуществляется постепенное расширение конкурентного сектора и переход к полностью конкурентной модели рынка.

Функционирование оптового рынка электроэнергии (мощности) обеспечивают следующие инфраструктурные организации:

Совет рынка – некоммерческое партнерство (НП) участников оптового рынка (генерирующих и сбытовых компаний), вырабатывающее правила и регламенты его работы, а также осуществляющее контроль за деятельностью инфраструктурных организаций и участников рынка. Создается в 2008 г. после завершения переходного периода;

Администратор торговой системы — предоставляет услуги по организации торговли на оптовом рынке и осуществлению централизованного клиринга. Как юридическое лицо он образован 23 ноября 2001 г. в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации № 000 от 01.01.01 года «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации». В 2008 г. преобразован в 100% дочернее общество некоммерческого партнерства «Совет рынка»;

Системный оператор – учрежден как открытое акционерное общество «Системный оператор — Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы» 13 июня 2002 г. Он обеспечивает качество поставляемой электроэнергии и надежность работы системы, осуществляет планирование и управление режимами. В 2008 преобразован в оператор ЕЭС».

На переходный период реформирования электроэнергетики России установлены различные пороги допуска на оптовый рынок для разных категорий участников – потребителей, производителей, сбытовых организаций (см. п. 16 «Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода», принятых постановлением Правительства РФ № 000 от 01.01.2001 и № 000 от 01.01.2001). Условия допуска на оптовый рынок России по окончании переходного периода будут скорректированы.

Правительство РФ установило также темпы постепенного расширения объемов торговли электрической энергией по свободным ценам с тем, чтобы к 2011 году обеспечить полную либерализацию рынка электроэнергии. При этом на оптовом рынке совмещаются две формы торговли – биржевая и прямых договоров, в том числе долгосрочных. Начиная с 2008 года, на оптовом рынке в увязке с рынком электроэнергии начинает функционировать рынок мощности. В перспективе предполагается введение торговли стандартизованными контрактами на электроэнергию и мощность.

Параллельно с либерализацией оптового рынка осуществляется расширение торговли по свободным ценам на розничном рынке. Основным принципом, реализованным при проектировании розничного рынка, является принцип «трансляции» цен оптового рынка гарантирующими поставщиками при формировании договорных отношений со своими потребителями. Данный принцип позволяет избежать рисков замораживания цен розничного рынка и не создает угрозы банкротства для сбытовых компаний. Более того, именно этот принцип позволяет «передать» ценовые сигналы, создаваемые на оптовом рынке розничным потребителям (см. гл. 6).

Рекомендуемая литература к главе 3

3.1.  Постановление Правительства РФ № 000 от 01.01.2001 г. (в редакции Постановления Правительства РФ № 000 от 01.01.2001г) «О правилах оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода».

3.2.  Постановление Правительства РФ № 000 от 01.01.2001г «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

3.3.  Постановление Правительства РФ № 000 от 01.01.2001 г. «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии».

3.4.  Федеральный закон РФ от 01.01.2001 г. «Об электроэнергетике».

3.5.  Федеральный закон РФ от 01.01.2001 г. « Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признание утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике».

3.6.  Постановление Правительства РФ от 01.01.2001 г. № 000 «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической я энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям».

3.7.  Постановление Правительства РФ от 01.01.2001 г. № 000 «Об утверждении правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике».

Глава 4. Организационно-экономическая структура отрасли электроэнергетики

4.1. Модель товарно-денежных потоков энергокомпании

4.1.1. Общая логика модели, экономический и финансовый анализ потоков

Хозяйственная деятельность любой компании, в том числе энергетической, характеризуется потоками товаров и услуг, идущими от производителей к потребителям, и потоками денег во встречном направлении. Топливные компании поставляют электростанциям газ, мазут и уголь, за что получают от них плату – часть выручки, полученной от потребителей. Продвижение электроэнергии к потребителям и поступления средств за ее использование проходят через несколько этапов, схематически показанных на рис. 4.1.1.