Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики (стр. 14 )

- каскадный принцип: часть необходимой валовой выручки (НВВ) сетевых организаций на высоком уровне напряжения учитывается вместе с НВВ сетевых организаций на среднем напряжении при формировании тарифа на среднем уровне напряжения и так далее по цепочке до низкого уровня напряжения, то есть для потребителя услуг по передаче тариф включает расходы по оплате услуг по передаче всей «вышестоящей» сетевой инфраструктуры, с использованием которой осуществлялась (могла осуществляться) передача электроэнергии для этого потребителя.

- принцип единых («котловых») тарифов: тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются таким образом, чтобы обеспечить их (тарифов) равенство для всех потребителей услуг, расположенных на территории субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность) (то есть фактически подразумевается равенство тарифов на передачу по уровням напряжения, отдельно выделяя население).

Для определения платы на содержание электрических сетей по уровням напряжения в расчете на 1 MВтч для потребителей, рассчитывающихся по одноставочному тарифу, необходимо разделить плату на содержание электрических сетей по уровням напряжения, руб/МВт в месяц, на среднегодовое число часов использования заявленной мощности по данной группе потребителей, получающих электроэнергию на соответствующем уровне напряжения.

В различных методах регулирования необходимая валовая выручка (НВВ) сетевых организаций для расчета тарифов на передачу определяется по-разному. В методе экономически обоснованных затрат органами исполнительной власти в области регулирования тарифов на каждый год устанавливается НВВ сетевой организации исходя из расходов, относимых на деятельность по передаче, и суммы прибыли отнесенной на передачу.

В методе доходности инвестированного капитала (Regulatory asset base- RAB): НВВ (необходимая валовая выручка) в ценах базового года рассчитывается как сумма: эксплуатационных затрат, определенных на основе сопоставления с эффективными компаниями в отрасли; прибыли, определенной исходя из нормы доходности на инвестированный капитал, установленный органами регулирования для данного вида деятельности; амортизации регулируемой базы капитала (RAB); и устанавливается на период тарифного регулирования сроком не менее 5 лет (на переходный период – не менее 3-х лет).

Ставка тарифа на оплату потерь (технологического расхода) электрической энергии на ее передачу по сетям (размерность руб/(МВтч)), определяется по аналогичным принципам расчета, как и ставка на содержание, только вместо НВВ сетевых организаций и объема мощности, отпускаемой с данного уровня напряжения, в расчет берутся затраты на оплату потерь в сетях соответствующего уровня напряжения и величина суммарного планового на предстоящий период регулирования отпуска электроэнергии из сетей этого уровня напряжения.

Расходы на оплату потерь учитываются по средневзвешенной стоимости покупки электроэнергии (мощности) на оптовом и розничном рынках по регулируемым ценам. Однако в настоящее время активно обсуждается вопрос об изменении законодательной базы в этой части с тем, чтобы учитывать расходы на покупку электроэнергии (мощности) по нерегулируемым ценам в плановом режиме, поскольку сетевые компании покупают электроэнергию (мощность) для компенсации потерь в сетях, в том числе и по нерегулируемым ценам.

С момента ввода правила (с 2008 г. стало обязательным для всех), что для всех потребителей услуг на одном уровне напряжения, независимо от того, к сетям какой организации они присоединены, устанавливаются единые («котловые») тарифы на услуги по передаче электрической энергии, у одних сетевых организаций при расчетах с потребителями услуг по «котловым» тарифам образуется превышение выручки над НВВ, а у других оказывается недостаточно средств для покрытия своей НВВ (напомним, что НВВ сетевой организации утверждается органом исполнительной власти в области регулирования тарифов). Таким образом, избыток выручки над НВВ одних сетевых организаций должен быть перераспределен на погашение дефицита выручки других сетевых организаций, и с этой целью устанавливаются индивидуальные тарифы на передачу.

Индивидуальный тариф для расчета между двумя территориальными сетевыми организациями, одна из которых оказывает второй услугу по передаче, рассчитывается как разность между тарифной выручкой сетевой организации — получателя услуги по передаче на всех уровнях напряжения и необходимой валовой выручкой (с учетом расходов на оплату нормативных технологических потерь в сетях). Доходы от предоставления услуг сетевой организации должны суммарно обеспечивать необходимую валовую выручку данной организации.

Тариф на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее — ЕНЭС), оказываемые ЕЭС» устанавливаются ФСТ России. Этот тариф устанавливается в виде единой для всех потребителей услуг ставки на содержание электрических сетей и ставки тарифа на оплату нормативных технологических потерь.

Ставка тарифа на оплату потребителями услуг по передаче электроэнергии по ЕНЭС нормативных технологических потерь электрической энергии (мощности) в ЕНЭС рассчитывается для потребителей субъекта РФ исходя из устанавливаемых регулируемых цен на покупку электрической энергии (мощности) с оптового рынка для этого субъекта РФ и объемов потерь электроэнергии (мощности) в ЕНЭС, определенных в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России, по формуле, приводящей двуставочный тариф к одноставочному (в расчете на МВтч).

Сбытовые надбавки гарантирующим поставщикам (ГП) устанавливаются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов. При расчете сбытовой надбавки учитываются экономически обоснованные расходы организации, связанные с обеспечением ее предпринимательской деятельности в качестве гарантирующего поставщика по соответствующим группам (категориям) потребителей, включая:

· расходы на создание и функционирование филиалов и представительств;

· расходы, связанные с организацией принятия на обслуживание покупателей электрической энергии с применением особого порядка;

· расходы на обслуживание кредитов, необходимых для поддержания достаточного размера оборотного капитала при просрочке платежей со стороны покупателей электрической энергии (мощности);

· иные экономически обоснованные расходы.

Плата за технологическое присоединение к электрическим сетям

Плата за технологическое присоединение взимается с лиц, заинтересованных в технологическом присоединении и подавших заявку на выдачу технических условий на технологическое присоединение: потребителей электроэнергии, генерирующих компаний, сетевых организаций и иных владельцев электросетевых объектов.

В плату за технологическое присоединение допускается включать расходы на строительство и реконструкцию объектов электросетевого хозяйства в целях присоединения новых и (или) увеличения мощности энергопринимающих устройств, присоединенных ранее, а также для присоединения мощности строящихся (реконструируемых) электрических станций от границ их балансовой принадлежности до существующих объектов электросетевого хозяйства.

В совокупности расходы на проведение работ по технологическому присоединению к электрическим сетям должны компенсироваться за счет платы за технологическое присоединение, а также за счет платы за услуги по передаче электрической энергии. Не допускается двойной учет одних и тех же затрат.

В нормальных условиях функционирования сетевые организации должны развивать свои сети с опережением, исходя из прогнозируемых темпов развития на территории их деятельности и планов городского (регионального) строительства. Для этого инвестиционные расходы должны компенсироваться за счет текущих тарифов либо, при привлечении заемных средств, должна быть гарантия будущих доходов. В существующих условиях регулирования ни то ни другое не может быть реализовано:

§  тарифы «зажаты» предельными уровнями;

§  ежегодный пересмотр тарифов и единственный используемый до недавнего времени метод регулирования «затраты плюс» не дает никаких долгосрочных ориентиров и делает рисковым строительство сетей «в долг», либо путем привлечения нового акционерного капитала.

С учетом вышеизложенного, в 2006 году было разрешено включать инвестиционные расходы в плату за технологическое присоединение. По сути, это следствие дефицита средств сетевой инфраструктуры в последние годы: сформировавшиеся по причине экономического спада в конце 90-х годов XX века «излишки» исчерпали себя. Учитывая, что система регулирования тарифов на услуги по передаче стремится к переходу на долгосрочные параметры регулирования, такая мера является временной. Уже к 2011 году в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» в плату за технологическое присоединение будет разрешено включать только расходы на строительство новой инфраструктуры от существующих сетей до места расположения присоединяемого объекта. Все прочее развитие и реконструкция должны будут обеспечиваться за счет доходов от услуг по передаче электрической энергии.

Описанный выше подход к установлению платы за технологическое присоединение рождает дискуссию о том, кто должен быть собственником строящихся за счет такой платы объектов сетевой инфраструктуры. Есть претензии присоединяющихся субъектов на то, чтобы стать владельцем таких активов. В поиске ответа на данный вопрос следует исходить из правовой и экономической сути отношений по технологическому присоединению. Это не есть отношения подряда (заявитель нанимает сетевую организацию для строительства каких-либо объектов, а в последующем сам занимается их эксплуатацией). Это есть услуга, заключающаяся в обеспечении присоединения объектов заявителя на границе его земельного участка. Что происходит за это границей, что приходится делать сетевой организации для выполнения своих обязательств, не должно его волновать. Если заявитель желает получить создаваемые сетевые объекты в собственность, то ему необходимо иным образом определить желаемую точку присоединения – не на границе своего земельного участка, а на границе существующих сетей. Тогда он за свой счет осуществит строительство сетевых объектов, а расходы на их строительство попросту не должны учитываться при определении платы за технологическое присоединение.

Существуют особенности определения платы за присоединение для отдельных категорий потребителей и (или) производителей, связанные со специфическими задачами государства, например, в части социальной политики в отношении населения, развития малого и среднего и бизнеса, развития инвестиционного процесса в секторе производства электроэнергии.

Так, в России физические лица, подающие заявку на технологическое присоединение в целях потребления электрической энергии для коммунально-бытовых нужд, с присоединенной мощностью не выше 15 кВт включительно, оплачивают работу по осуществлению технологического присоединения в объеме, не превышающем в сумме 5,5 минимального размера оплаты труда. Существует стремление распространить этот принцип и на малый бизнес с аналогичной величиной присоединенной мощности.

Большинство заявителей на технологическое присоединение оплачивают эту услугу следующим образом:

· размер платы за технологическое присоединение мощности не менее 10 МВ×А или на напряжения не ниже 35 кВ устанавливается индивидуально исходя из расходов на осуществление технологического присоединения и коэффициента рентабельности;

· размер платы за технологическое присоединение мощности менее 10 МВ×А на напряжение ниже 35 кВ равен произведению установленной ставки платы за технологическое присоединение на соответствующем напряжении и в диапазоне присоединяемой мощности на объем присоединяемой мощности. Установление ставок платы (за 1 кВт мощности) (для каждой электросетевой организации устанавливается отдельно) производится на основе представленных в органы исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области регулирования тарифов электросетевой организацией прогнозных данных о планируемых расходах за технологическое присоединение на календарный год.

В настоящее время обсуждается возможность введения более простой и прозрачной процедуры установления платы, особенно для предприятий малого бизнеса и граждан.

Тарифы на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.

Услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике оказывают субъекты оперативно-диспетчерского управления, основным из которых является оператор Единой энергетической системы».

Для установления тарифов на такие услуги используется метод регулирования на основе экономически обоснованных затрат. Уполномоченный государственный орган утверждает состав расходов, подлежащих включению в необходимую валовую выручку регулируемой организации, с учетом оценки их экономической обоснованности. Прогнозируемым объемом поставки для установления тарифа на услуги конкретного субъекта оперативно-диспетчерское управления выступает суммарная установленная мощность электростанций юридических лиц, производящих электрическую энергию, при условии, что такие электростанции диспетчируются данным субъектом оперативно-диспетчерское управления.

Соответственно, юридические лица, владеющие электростанциями, оплачивают услуги того субъекта оперативно-диспетчерского управления, который диспетчирует их электростанции.

Тариф на услуги коммерческого оператора.

Коммерческий оператор является компанией, администрирующей работу оптового рынка. Тариф на его услуги регулируется также на основе экономически обоснованных затрат.

При этом состав расходов, подлежащих включению в необходимую валовую выручку коммерческого оператора, утвержден уполномоченным государственным органом. При определении состава таких расходов производится оценка их экономической обоснованности. В качестве прогнозируемого объема поставки применяются плановые объемы производства и потребления электрической энергии участниками оптового рынка. Для определения этих объемов используется сводный прогнозный баланс.

По установленному таким образом тарифу услуги коммерческого оператора оплачивают все участники оптового рынка – и продавцы и покупатели.

Цены (тарифы) на тепловую энергию.

Порядок формирования тарифа на тепловую энергию сходен с таковым на электроэнергию. Тарифы на тепловую энергию, поставляемую потребителям, представляют собой сумму следующих слагаемых:

1) средневзвешенной стоимости производства единицы тепловой энергии (мощности), определяемой по тарифам на тепловую энергию для производителей тепловой энергии;

2) стоимости услуг по передаче единицы электрической (тепловой) энергии (мощности) и иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки энергии потребителям.

Тариф на тепловую энергию для производителей определяется по формуле, руб/Гкал:

Ттгк(ср) = НВВт/Qотп,

где НВВт — необходимая валовая выручка при производстве тепловой энергии; Qотп — количество тепловой энергии, отпущенной в сеть.

Тарифы на тепловую энергию для потребителей дифференцируются по следующим видам теплоносителей:

· горячая вода;

· отборный пар давлением:

от 1,2 до 2,5 кг/см2,

от 2,5 до 7,0 кг/см2,

от 7,0 до 13,0 кг/см2,

свыше 13,0 кг/см2;

· свежий и редуцированный пар.

Тарифы на тепловую энергию могут дифференцироваться по муниципальным образованиям.

Расчет тарифов продажи тепловой энергии предусматривает определение двухставочных тарифов и (или) одноставочных тарифов.

Расчет двухставочного тарифа продажи тепловой энергии производится разделением НВВт на производство тепловой энергии и на содержание мощности.

Расчет одноставочного тарифа производится делением суммарной НВВ на количество посталяемой тепловой энергии.

Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям определяется из следующих видов расходов:

· из расходов на эксплуатацию тепловых сетей;

· из расходов на оплату тепловой энергии, израсходованной на передачу тепловой энергии по тепловым сетям (технологический расход (потери) тепловой энергии в сетях).

Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии в виде тарифа на передачу по тепловым сетям единицы тепловой мощности руб/(Гкал/ч) в месяц, производится по формуле:

,

— необходимая валовая выручка теплосетевой организации за регулируемый период по оказанию услуг по передаче и реализации тепловой энергии в паре или в горячей воде, тыс. руб.; Рi — суммарная расчетная (присоединенная) тепловая мощность (нагрузка) по совокупности потребителей тепловой энергии в паре или горячей воде по заключенным договорам теплоснабжения с энергоснабжающей организацией на регулируемый период, тыс. Гкал/ч; М — продолжительность периода регулирования, мес.

Регулируемые тарифы на электроэнергию, поставляемую в условиях ограничения или отсутствия конкуренции

В отношении отдельных сфер электроэнергетики, функционирование которых происходит в постоянных условиях отсутствия конкуренции в силу технологических причин (территориальной замкнутости, наличия одного или нескольких неконкурирующих источников энергии), применяется государственное регулирование тарифов.

К таким сферам относятся неценовые зоны оптового рынка (территория Дальнего Востока, Калининград, Архангельская область, республика Коми) и технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы. В изолированных территориальных электроэнергетических системах допускается осуществление одним юридическим лицом всех видов деятельности в электроэнергетике — производство, передача, распределение и сбыт.

Регулирующие органы устанавливают регулируемые тарифы на все виды деятельности в электроэнергетике на указанных территориях.

Основными функциями такого регулирования являются создание условий и контроль по их исполнению в части недискрминационного доступа к услугам организаций – естественных монополий в отрасли и антимонопольное регулирование в конкурентных секторах отрасли.

Кроме того, согласно закону «Об электроэнергетике», к сферам, в которых ограничена конкуренция, относятся регионы с временным совокупным дефицитом мощности. Наличие временного совокупного дефицита электрической энергии в отдельных ценовых зонах оптового рынка и (или) на оптовом рынке в целом характеризуется превышением в течение определенного периода или в отдельные часы уровня потребления электрической энергии (с учетом резерва) над уровнем максимально доступной для производства электроэнергии генерирующей мощности. Регулирование в таких регионах, согласно закону, производится в соответствии с законодательством об естественных монополиях.

Главный принцип, которым должно руководствоваться государство при регулировании в таких регионах: сохранение имеющихся и создание новых стимулов для возникновения конкуренции там, где она теоретически оправдана, и повышение эффективности там, где внедрение конкуренции в настоящий момент невозможно.

5.3. Недискриминационный доступ к услугам естественных монополий

Помимо тарифного регулирования существенную роль в регулировании монопольных видов деятельности играют механизмы создания и контроля государством недискриминационного доступа субъектов отрасли, потребителей электрической энергии к услугам естественных монополий.

В естественно-монопольных видах деятельности, к которым относятся оказание услуг по передаче электрической энергии, оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, а также причисляется оказание услуг коммерческой инфраструктурой оптового рынка, основными видами нарушений могут быть: злоупотребление доминирующим положением, необоснованный отказ от заключения договора оказания услуг при наличии технической возможности, создание препятствий доступу к услугам, создание дискриминационных или благоприятных условий для деятельности отдельных субъектов оптового и розничных рынков.

В России контроль за соблюдением требований недискриминационного доступом к указанным услугам осуществляется ФАС РФ.

Основными способами государственного регулирования в части недискриминационного доступа к услугам естественных монополий являются:

Стандартизация, упрощение и публичность процедуры присоединения к электрическим сетям потребителей и производителей электроэнергии, а также определения платы за такое присоединение;

Придание услугам, оказываемым естественными монополиями, статуса публичных услуг. Соответственно, существенные условия, основные обязательства сетевой организации и потребителя услуг договора на оказание таких услуг определяются государством. Публичные договоры являются обязательным для заключения со стороны сетевой организации по обращению потребителя услуг;

Законодательное закрепление запрета на отказ сетевых организаций в присоединении к электрическим сетям потребителей и производителей электроэнергии;

Типологизация, стандартизация договоров на оказание услуг естественных монополий;

Создание прозрачной и понятной системы досудебного урегулирования споров между организациями естественных монополий и их потребителями;

Определение государством стандартов раскрытия информации естественными монополиями об условиях оказания ими услуг и результатах работы.

В российской электроэнергетике действует целый ряд нормативных документов, закрепляющих указанные выше нормы, основной из которых –утвержденные Правительством РФ правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг, правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям. При этом реализация содержащихся в нормативных документах требований находится в начальном состоянии. Многое ещё предстоит сделать, в том числе внедрение стандартных, публичных договоров, расширение и улучшение перечня раскрываемой организациями – естественными монополиями информации, и пр.

5.4. Регулирование конкурентных видов деятельности в электроэнергетике.

В условиях функционирования конкурентной электроэнергетики сокращается сфера тарифного регулирования — из нее исключаются конкурентные виды деятельности. Акцент в работе регулирующих органов смещается с контроля издержек и прибыли производителей электроэнергии в сторону контроля за эффективным функционированием оптового и розничного рынков электроэнергии и сопряженных рынков, установления таких правил их работы, которые обеспечивают формирование адекватных ценовых сигналов всем участникам рынка – производителям и потребителям.

Основные задачи рыночного регулирования:

· установление правил работы и анализ результатов функционирования конкурентного рынка электроэнергии и сопряженных рынков (включая рынок мощности, рынок дополнительных системных услуг), выявление факторов, препятствующих нормальному функционированию рынка на основе регулярного мониторинга и анализа его работы;

· выявление «узких мест» в технологической инфраструктуре конкурентных рынков, препятствующих их эффективному функционированию, принятие необходимых регулятивных решений по их устранению;

· текущее и перспективное прогнозирование условий функционирования рынка;

· осуществление антимонопольного регулирования, разработка необходимых регулятивных мер по ограничению рыночной силы участников рынка.

Основными методами экономического государственного регулирования конкурентных видов деятельности является создание нормативно-правовой базы рыночных отношений в соответствующих секторах и антимонопольное регулирование участников соответствующего рынка.

В странах с либерализованной моделью функционирования электроэнергетики существуют различные системы принятия и изменения правил конкурентных рынков. В некоторых странах энергорынки функционируют по правилам, принятым регулирующим органом на основании законодательного акта. В других юрисдикциях эти правила, или регламенты, представляют собой соглашение между участниками рынка. Однако в большинстве стран, в том числе и в России, есть и то и другое – законодательное закрепление основ, принципов функционирования конкурентных рынков и более детальные положения, регламенты их функционирования, принимаемые сообществом самих участников (саморегулируемыми организациями).

По российскому законодательству основные принципы функционирования рынка утверждаются Правительством РФ. При этом детальные правила, регламенты функционирования оптового рынка принимаются саморегулируемой организацией Совет рынка, членами которой должны быть все участники рынка. При этом уполномоченный Правительством федеральный орган исполнительной власти обладает правом вето на принятые Советом рынка регламенты, а также обязан осуществлять контроль за исполнением правил оптового рынка всеми участниками и инфраструктурными организациями.

5.5. Антимонопольное регулирование рынка электроэнергии.

В электроэнергетике, основанной на конкурентных отношениях, кроме нормативного регулирования, по мере расширения сферы применения конкурентного ценообразования и увеличения числа участников рынка возрастает важность организации эффективной системы антимонопольного регулирования и контроля. Это обусловлено тем, что выгоды от внедрения рынка могут быть потеряны из-за возможных проявлений неконкурентного поведения участников. Но следует учитывать, что в период становления конкурентного рынка антимонопольное регулирование должно быть, с одной стороны, достаточно эффективным, с другой стороны – осмысленным и осторожным.

Антимонопольное регулирование и контроль в электроэнергетике осуществляются антимонопольным органом в соответствии с общим антимонопольным законодательством Российской Федерации, Федеральным законом №35-ФЗ «Об электроэнергетике», нормативными правовыми актами Правительства Российской Федерации, а также актами федерального антимонопольного органа. Органами антимонопольного регулирования являются федеральный антимонопольный орган (Федеральная антимонопольная служба — уполномоченный федеральный орган исполнительной власти) и его территориальные органы.

Целью антимонопольного регулирования и контроля на рынке электрической энергии является своевременное предупреждение, выявление, ограничение и (или) пресечение действий (бездействия), которые имеют или могут иметь своим результатом недопущение, ограничение, устранение конкуренции и (или) ущемление интересов субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, в том числе:

· соглашений (согласованных действий), имеющих целью изменение или поддержание цен на электрическую энергию (мощность);

· возможности манипулировать ценами на оптовом и розничных рынках;

· манипулирования ценами на оптовом и розничных рынках, в том числе с использованием своего доминирующего и (или) исключительного положения;

· злоупотребления доминирующим и (или) исключительным положением на оптовом и розничных рынках.

Границы рынка

Для целей мониторинга функционирования рынка и анализа монопольной силы участника рынка необходимо определить, на какую часть рынка участник может повлиять. Очевидно, что производитель электроэнергии, расположенный во Владивостоке, любыми своими действиями не затронет потребителей в Петербурге, и надзор за деятельностью производителей электроэнергии Дальнего Востока в целях антимонопольного регулирования на Северо-Западе страны не даст никаких результатов, а приведет только к распылению ресурсов.

Для достижения эффективности антимонопольного контроля разумно деление рынка на «зоны свободного перетока электрической энергии (мощности)» — территории, внутри которых большую часть времени нет существенных ограничений по передаче электрической энергии (мощности) и можно говорить о взаимозаменяемости поставщиков. В перспективе количество зон может меняться: может изменяться конфигурация и сами зоны должны укрупняться за счет сетевого строительства. Выделение зон свободного перетока в целях антимонопольного контроля позволяет объективно отделить влияние неконкурентного поведения участников на рыночные цены от влияния системных условий. Анализ положения участников на рынке осуществляется в границах указанных зон.

Участник рынка имеет возможность управлять ценами на рынке, если он обладает определенным уровнем так называемой рыночной силой. Под рыночной силой генерирующей компании понимается способность поднять цены выше конкурентного уровня на продолжительный период без сопутствующей потери прибыли. Ключевым в этом определении является требование прибыльности в результате изменения цены для лица, по вине которого оно происходит (иначе, например, любая станция, работающая в базовом режиме, обладала бы рыночной силой: как только такая станция сокращает или полностью прекращает производство — цены меняются).

Злоупотребления рыночной силой приводят к неэффективному распределению ресурсов и наносят ущерб рыночному сообществу. Причинами возникновения потенциала для злоупотреблений являются: нерациональная композиция новых участников рынка, возникающих в результате реструктуризации; непродуманная конструкция самого рынка; недостаточный антимонопольный контроль над слияниями и поглощениями. Например, слияние генерирующих компаний может дать возможность поднять цены за счет «увода» мощностей и создания искусственного дефицита.

Еще один тип слияния, которое необходимо рассматривать с точки зрения антимонопольного законодательства, – это слияние генерирующей компании и поставщика топлива. Такое слияние может привести к росту цен на топливо для конкурирующих генерирующих компаний или к злоупотреблениям в результате доступа одной генерирующей компании к конфиденциальной информации о ее конкурентах.

Многие из слияний и поглощений совершаются с целью приобрести рыночную силу на рынке. В связи с этим, антимонопольный орган уделяет большое внимание контролю экономической концентрации на оптовом рынке электроэнергии и мощности. По сути это является превентивной мерой антимонопольного регулирования. В качестве меры постфактум может быть применено принудительное разделение хозяйствующего субъекта, осуществляющего монополистическую деятельность в сфере электроэнергетики. Правительство РФ в настоящее время рассматривает соответствующий проект Постановления.

Пример анализа рыночной силы. Создание ОГК/ТГК

Состав оптовых генерирующих компаний (ОГК) на этапе их создания определялся на основе ряда соображений, среди которых одним из ключевых был вопрос недопущения создания компании с существенной рыночной силой или монопольным положением в определенном регионе.

При распределении станций по генерирующим компаниям в качестве одного из ограничений было задано следующее условие: суммарная мощность электростанций, включаемых в состав генерирующих компаний, должна определяться исходя из требований ограничения рыночной концентрации производства электроэнергии у отдельных компаний.

Одним из наиболее известных и распространенных индексов, отражающих меру концентрации на рынке, является индекс Херфиндаля-Хиршмана.

 

Достоинством индекса Херфиндаля-Хиршмана является простота его расчета и минимальное количество необходимых начальных данных. Недостатки – индекс является статическим, не отражающим динамики рынка (особенно это касается рынка электроэнергии).

Общепринятые критерии, основанные на HHI:

HHI<1000 – рынок не является концентрированным

HHI от 1000 до 1800 – средне концентрированный рынок

HHI>1800 – сильно концентрированный рынок

Для определения рыночной концентрации на оптовом рынке электроэнергии и мощности использовался модифицированный индекс Херфиндаля-Хиршмана, подсчитываемый на основе часовых выработок компаний. Проводились имитационные расчеты рынка «на сутки вперед», при которых использовалась следующая методология. Проводился расчет рынка с конкурентными заявками; далее для электростанций, входящих в генерирующую компанию, рыночная сила которой проверяется, менялись уровни цен в заявках до заведомо большого значения. Вывод о наличии существенной рыночной силы мог быть сделан, если результаты расчета показывали наличие узловых цен, близких к высокой ценовой заявке, подаваемой станциями исследуемой генерирующей компании. Это свидетельствовало о возможности дефицита в регионе из-за смоделированного «увода» мощностей генерирующей компании (система не может обойтись без ее электроэнергии, раз принимает даже по таким ценам).

Применительно к российской практике высокая рыночная сила участников рынка определяется доминирующим и(или) исключительным положением на рынке.

Доминирующим признается положение участника на оптовом рынке, если доля установленной мощности генерирующего оборудования или доля выработки электроэнергии с его использованием более 20% в границах зоны свободного перетока электрической энергии (мощности).

Исключительным признается положение участника в случае наличия способности оказывать определяющее влияние на формирование цены в определенный период состояния рынка (например, при выводе в ремонт сетевого или генерирующего оборудовании), когда отсутствует возможность замены объема электрической энергии, поставляемой данным участником, объемом поставок электрической энергии другого участника.

Кроме того, определяется примерный перечень условий, при наличии которых положение участника может быть признано доминирующим в том случае, если доля установленной мощности его генерирующего оборудования и доля выработки электрической энергии с использованием указанного оборудования в границах зоны свободного перетока не превышает 20 процентов. К таким условиям относится возможность оказывать одностороннее влияние на общие условия обращения товара, в том числе ввиду: частоты возникновения исключительного положения, устойчивости и продолжительности исключительного положения, наличия доминирующего положения на рынках топлива, доли выработки электрической энергии генерирующим оборудованием данного участника в объеме электрической энергии генерирующего оборудования, влияющем на формирование цены на оптовом рынке, вырабатываемом всеми субъектами оптового рынка в данной зоне свободного перетока.

Возможность манипулирования ценами на рынке можно достичь также путем совершения экономически и (или) технологически необоснованных действий, которые приводят к значительному изменению цен (цены) на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке, в том числе путем: подачи необоснованно завышенных (заниженных) цен в заявках на продажу (покупку) электрической энергии (мощности) и увода мощности с рынка (создания искусственного дефицита).