//Электрика. – 2007. – № 3.– С. 5–14.

 

Реформа электроэнергетики и ее возможные последствия для экономики России

А.И. Сюсюкин

 

В условиях развития рыночных отношений и последовавшего оживления экономики России в начале XXI в. после кризиса в конце 90-х годов прошлого века энергетика объективно становится одним из главных тормозов этой положительной тенденции. Это объясняется целым рядом накопившихся и возникших проблем:

• нарастающий процесс старения основного оборудования;

• недостаточные объёмы инвестиций в электроэнергетику;

• нерациональная политика цен на первичные энергоносители, вследствие чего основным топливом в энергетике стал топливный газ, доля которого в энергетическом балансе превышает 60 %;

• резкое сокращение научно-технического потенциала отрасли;

• существенное сокращение строительного потенциала отрасли;

• неэффективные механизмы совместной деятельности различных собственников электроэнергетических объектов (в первую очередь государства) и нерациональная организация рынка электроэнергии на федеральном и региональном уровнях;

• отсутствие полноценной нормативно-правовой базы для электроэнергетики, а также эффективных принципов ценообразования не только на первичные ТЭР, но и на вырабатываемую тепловую и электрическую энергию;

• сокращение потенциала в отраслях отечественного энергомашиностроения и электротехнической промышленности и, как следствие, серьёзное отставание в сфере разработок, освоения и внедрения новой техники и новых технологий производства, транспорта, распределения и потребления электрической и тепловой энергии.

Всё вышеперечисленное повлекло за собой значительные потери от неэффективных механизмов управления электроэнергетикой России после распада СССР (по оценкам специалистов, убытки составляли свыше 1 млрд долл. США в год). Встал вопрос о необходимости реформирования электроэнергетики, от эффективности работы которой зависят темпы развития и эффективность функционирования всей экономики России. Необходимо было при этом учесть опыт стран мира, многие из которых к этому времени или уже провели, или проводили аналогичные реформы.[1-7]

В мировом опыте имеются четыре основные модели организации управления электроэнергетикой: монополия на всех уровнях; единственный покупатель; конкуренция на оптовом рынке; конкуренция на розничном рынке.

В первой модели одна компания имеет монополию на производство электроэнергии и на её доставку по передающим сетям к распределительным компаниям (РК) и (или) конечным потребителям (например, бывшее Минэнерго СССР или РАО «ЕЭС России»).

Во второй модели один покупатель (покупающее агентство) выбирает производителей электроэнергии из ряда генерирующих источников (генерирующих компаний – ГК), осуществляя конкуренцию между ними. Единственный покупатель имеет монополию на передающие сети и продажу электроэнергии распределительным компаниям (РК) и (или) конечным потребителям.

В третьей модели РК, занимающиеся розничной торговлей, покупают электроэнергию непосредственно у производителей и доставляют её через передающие сети потребителям. РК имеют монопольное право на электроснабжение конечных потребителей на определённой территории. Однако имеется свободный доступ к передающей сети производителей энергии и РК. Все ГК могут продавать электроэнергию непосредственно многим (но не всем!) потребителям, а не только РК.

В четвертой модели все потребители имеют право выбора своего поставщика электроэнергии, а также для них имеется открытый доступ к передающим и распределительным сетям.

После длительных дебатов в Федеральном Собрании и Правительстве РФ было принято решение о начале реформирования электроэнергетики с использованием опыта развитых стран мира. Начало подобных преобразований восходит к 1978 г., когда в США был принят акт «О политике регулирования в электроэнергетике (PURPA)», в котором предлагалось несколько моделей. Одной из главных моделей (третьей) предполагалось полное разделение сфер производства, передачи и сбыта электроэнергии, с максимальным внедрением в эти сферы конкурентных отношений путем организации торговли электроэнергии по договорам и через оптовый        рынок. Для ограничения мирового потребления энергоресурсов США предложили странам мирового сообщества использование в электроэнергетике третьей модели PURPA, а для поддержки этих реформ финансовые возможности Международного валютного фонда (МВФ) и Всемирного банка реконструкции и развития (ВБРР), которые, в основном, и контролируют США.

В России в настоящее время также проводится масштабное организационно-правовое, экономическое и технико-технологическое реформирование электроэнергетики, нацеленное на выстраивание системы управления  по третьей и даже частично четвёртой модели. Основными нормативно-правовыми документами, в соответствии с которыми проводится это реформирование, являются Федеральные законы и постановления Правительства РФ [8-21].

 Для достижения поставленных целей в первую очередь приступили к реорганизации РАО «ЕЭС России» и организации оптового рынка электроэнергии (мощности) – ОРЭМ и розничных (потребительских) рынков. В настоящее время субъекты рынка по правилам ОРЭМ действуют раздельно (обособлено) на двух территориях: Европейская часть России плюс Урал и Сибирь. Такое распределение на две энергозоны сделано по следующим причинам: слабые электрические связи между  электроэнергетическими системами этих регионов (объём перетоков электроэнергии не может превышать 15 %) и значительная разница в ценах на электроэнергию из-за превалирования в зоне Сибири гидрогенерации.

 Для обеспечения функционирования ОРЭМ были созданы технологическая и коммерческая структуры. Основой технологической структуры являются: Единая национальная электрическая сеть (ЕНЭС), Системный оператор (СО), оптовые генерирующие компании (ОГК), территориальные генерирующие компании (ТГК) и ряд независимых генерирующих компаний. Основой коммерческой структуры является Некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы» (НП АТС). В результате реорганизации электроэнергетики на месте РАО «ЕЭС России» (в 2008 г.) останется холдинг, владеющий акциями изолированных АО-энерго и сетевых компаний (СК), выделившихся из АО-энерго и получивших статус гарантирующих поставщиков (ГП). В этом холдинге останется некоторое количество акций региональных генерирующих компаний (РГК), созданных в результате реорганизации АО-энерго и не объединённых в ОГК или ТГК. Структура капитала этого холдинга будет идентична структуре  капитала  РАО «ЕЭС России» в настоящее время, т. е. до реорганизации.

После всех реорганизаций АО-энерго остаются жить с теми же названиями-брендами и с теми же акциями АО-энерго, но, в основном, превращаются в чисто распределительные сетевые компании. Есть исключения: например, «Белгородэнерго» будет управляющей компанией, а в «Мосэнерго» и «Томскэнерго» останется генерация. ОАО «Татэнерго» интегрировало в свой бизнес ТЭЦ, котельные и тепловые сети г. Казани. На базе активов АО «Таймырэнерго» и «Норильскэнерго» (принадлежит ГМК «Норильский никель») сначала было образовано ОАО «Норильско-Таймырская энергетическая компания» (НТЭК), контрольный пакет акций которой принадлежал ГМК. После необходимых процедур обе компании передали свои генерирующие активы в аренду НТЭК на 10 лет. Но уже в июне 2006 г. ГМК «Норильский никель» выкупило эту компанию. Таким образом, АО «Таймырэнерго» стало первой АО-энерго, проданной РАО «ЕЭС России» в частную собственность. На базе активов подразделений «Хабаровскэнерго», Амурэнерго», «Дальэнерго», «Магаданэнерго» и частично «Якутэнерго» (например, Нерюнгринская ГРЭС), связанные друг с другом сетями электропередач, создана Дальневосточная энергетическая компания (ДЭК). Компании, ранее выделенные из дальневосточных АО-энерго по видам бизнеса (генерация, транспорт, сбыт), объединены по профильному признаку и стали дочерними предприятиями ДЭК.

Несмотря на ряд принятых законов и решений Правительства РФ, а также оптимистических заявлений руководителей РАО «ЕЭС России», реформа в электроэнергетике идет очень напряжённо. Менеджмент РАО уверен, что реформа завершится успешно. Однако некоторые ученые, специалисты и политики предрекают отрицательные последствия реформирования для экономики России, учитывая отечественные условия и имеющийся опыт таких преобразований в ряде стран мира, первыми начавших проведение аналогичных реформ в конце 80-х – начале 90-х годов прошлого столетия.

В США эта модель реформирования электроэнергетики внедрялась сдержанно как по интенсивности, так и по объёму преобразований. В процессе проведения реформ резерв мощности снизился с 35 % в 1985 г. до 15 % в 2000 г. и продолжается его дальнейшее снижение. Сократились в 5 раз инвестиции в сетевое строительство. Снизились статическая и динамическая устойчивость и живучесть энергосистем. В августе 1996 г. произошла самая крупная авария (после аварии  1965 г.) в северо-восточной части страны, в 1998 г.  – крупная системная авария в пограничных с Канадой штатах, а в 2003 г. она повторилась в более крупных масштабах. Под аварийное отключение попали северо-восточные штаты США от Вашингтона до Великих озёр и юго-восточные районы Канады. Особенно значительные отрицательные последствия возникли в самом крупном штате Америки – Калифорнии, которая была пионером рыночных реформ электроэнергетики в США: дело дошло до систематических веерных отключений потребителей электроэнергии.

В целом за период калифорнийского кризиса (2000 – 2002 гг.) энергоснабжающие компании и потребители понесли убытки в размере около 80 млрд долл. Для предотвращения кризиса в электроэнергетике правительство США приняло решение о прекращении на три года разделения вертикально интегрированных электроэнергетических компаний. В мае 2002 г. президент Буш представил общественности и конгрессу США план преодоления энергетического кризиса в электроэнергетике, в том числе за счёт строительства новых электростанций, в основном угольных и атомных, с привлечением значительных средств из федерального бюджета.

Подобные потрясения происходили в электроэнергетике Норвегии, Англии, Канады, Уругвая, Колумбии, Аргентины и Бразилии, где также внедряли третью модель реструктуризации, предложенную США. Прокатившиеся аварии в энергосистемах ряда стран Европы и Северной Америки в 2003 г.заставили ЕС, США и ряд других стран изменить политику по организации абсолютных рыночных отношений в электроэнергетике. Комиссия ЕС подготовила новую Директиву (ЕС СОМ 2003/740 от 10.12.2003) «В отношении мер по обеспечению надёжности электроснабжения и инвестиций в инфраструктуру», ограничивающую постулаты свободного рынка в электроэнергетике.

В США, кроме ранее упомянутых мер по ограничению реформирования в электроэнергетике, был разработан и представлен президентом в сенат закон о внесении поправок в Федеральный Акт США по установлению стандартов надёжности электроснабжения. Около половины штатов не провели и пока не намерены проводить реформу. В конце февраля 2005 г. на конференции энергетиков в Сан-Диего (США) было заявлено, что разрушение территориальных вертикально-интегрированных энергосистем  и введение конкурентного рынка электроэнергии дали отрицательный результат. Сейчас энергетики озадачены тем, как вернуться к прежней системе [27].

 Разделение АО-энерго на генерирующие, сетевые и сбытовые компании проведено лишь в некоторых странах: Великобритании, Швеции, Финляндии. В Германии, Франции, Японии действуют вертикально-интегрированные энергокомпании (ВИК) [28]. Директива ЕС по энергетике, вступившая в силу в феврале 1997 г., требует обязательного ведения раздельного учёта в генерации, передаче и сбыте, но не требует обязательной ликвидации ВИК. По данным [27] после энергетических кризисов Аргентина, Бразилия, Чили в последние два года отказались от конкурентного рынка  и ввели снова первую модель с государственным регулированием цен на электроэнергию, а в Мексике, Гондурасе и Эквадоре оставили вторую модель («Единственный покупатель»). Вторую модель управления электроэнергетикой выбрали Китай и республика Корея. Причем характерно, что последняя имела программу и намеревалась проводить реформу своей электроэнергетики поэтапно до четвёртой модели, но, учитывая отрицательные результаты реформ в других странах, остановилась на неопределённое время на второй.

 Претерпела изменение и позиция Мирового банка (МБ). Так, бывший президент МБ Джеймс Вулфенсон заявил: «Вашингтонский консенсус вот уже несколько лет как мёртв» (Международное соглашение, открывшее дорогу приватизации и либерализации электроэнергетики). Возможно, имея перед глазами неоднозначные результаты реформ в электроэнергетике, Франция, Греция и Ирландия не спешат реформировать свои электроэнергетические системы, несмотря на имеющиеся у них определённые обязательства по этому вопросу перед другими странами ЕС. Таким образом, даже в таких привлекательных для общих инвестиций странах, как США, Норвегия, Англия, да и в других, пока не найдено удовлетворительных решений по следующим ключевым проблемам: привлечение в электроэнергетику необходимых инвестиций и сбалансированное развитие объектов электроэнергетики (генерации и электрических сетей), а также надёжности электроснабжения потребителей.

 А ведь главный козырь инициаторов реформ электроэнергетики в России – значительный приток внешних и внутренних инвестиций для её развития. Кроме проблем, возникших в некоторых странах, проводящих реформы в электроэнергетике, создание эффективного конкурентного рынка электроэнергии в России усугубляется следующими специфическими факторами:

• наличием в ЕНЭС России относительно слабых межсистемных связей как между объединениями энергосистем (ОЭС), так и внутри самих ОЭС, что в условиях конкурентного рынка приведёт к увеличению стоимости электроэнергии (мощности) для конечных потребителей за счёт оплаты межсистемных ограничений по пропускной способности;

• значительной долей в общем балансе выработки электроэнергии ТЭЦ (около 50 %), режимы которых определяет, главным образом, потребление тепловой энергии, имеющее сезонный характер.

Эти факторы существенно уменьшают рыночное пространство в электроэнергетике России и требуют весьма взвешенного подхода к её реформированию. Тем не менее Россия упорно продолжает проводить реформы по третьей модели. Причем, как показал опыт, основные усилия реформаторов сосредоточены не на введении свободного узлового ценообразования на рынке «5–15 %», не на ликвидации РАО «ЕЭС России» как монополии, а, в первую очередь, на разрушении вертикально интегрированной системы электроснабжения потребителей, основой которой были (и частично пока остаются) АО-энерго. Рынок «5–15 %», по утверждению президента Института энергетической политики Милова В. С. [22] не эволюционизирует, а «скорее мёртв, чем жив».

Под предлогом минимизации рисков серьёзных ценовых колебаний, связанных с процессами либерализации ОРЭМ, менеджментом РАО «ЕЭС России» была предложена, а Правительством РФ принята новая модель рынка электроэнергии (НОРЭМ) – регулируемых двухсторонних договоров (РДД). НП «АТС» разработало методику заключения РДД, которая предусматривает, что эти договора будут заключать три группы игроков энергорынка: крупные промышленные потребители; гарантирующие поставщики (ГП) и энергосбытовые компании в пользу потребителей розничного рынка. Первая группа потребителей может заключать договоры на срок до 5-и лет, вторая – до 3-х лет, а третья – на год с возможностью ежегодного пролонгирования договора. Покупатель обязан оплачивать весь договорной объём электроэнергии равномерно по графику, а поставщик – поставлять этот объём. При этом разницу между договорным объёмом и плановым почасовым потреблением покупатель сможет купить на свободном секторе НОРЭМ, так называемом «рынке на сутки вперёд».

 НОРЭМ был введён с 01.09. 2006 г., а в ноябре уже разгорелись скандалы, так как предприятиям (не только тем, что являлись участниками оптового рынка) были выставлены счета, в которых суммы за потреблённую электроэнергию были значительно выше, чем это было предусмотрено ранее заключёнными договорами на энергоснабжение на 2006 г. Но с 2007 г. постоянный и значительный рост тарифов на электроэнергию будет уже на «законных» основаниях – в связи с введением новых правил торговли на НОРЭМ. Причём, если раньше на ОРЭМ выходили только добровольно, то теперь через энергосбытовые компании все промышленные предприятия будут участниками этого рынка на «добровольно-принудительных» началах. В 2007 г. это будет касаться 15 % объёмов электроэнергии, реализуемой на НОРЭМ, с последующим увеличением этой доли на 5 % ежегодно.

 Были обнародованы и истинные причины введения НОРЭМа. Оказалось, что ОРЭМ должен поставщикам электроэнергии свыше 29 млрд рублей. Этот «безадресный» долг якобы образовался за счёт разницы в тарифах для поставщиков и потребителей электроэнергии, который начал быстро расти с 2003 г., когда появился ОРЭМ: в 2006 г. этот небаланс рос со скоростью 1 млрд руб. в месяц. Но, по мнению менеджеров НП «АТС» и РАО, после введения НОРЭМ такое явление будет исключено, поэтому ФСТ совместно с РСТ предложили Правительству РФ безвозмездно списать образовавшийся безадресный долг поставщикам электроэнергии.

По мнению автора [23] все трудности по созданию рынка электроэнергии в России и за рубежом обусловлены (в силу физических законов электромагнетизма и особенностей электроснабжения потребителей) транспортной системой электроэнергетики, которая является главным технологическим препятствием на пути введения логически непротиворечивого и общественно эффективного рынка электроэнергии. Отдавая дань действительно большому значению «рыночной силы», не следует забывать и известную истину, заключающуюся в том, что лучший способ дискредитировать любую хорошую идею – это довести её до абсурда. А таким абсурдом в рассматриваемом случае является устройство конкурентного рынка за пределами его технологических границ. Несмотря на значительные затраты и множество изобретённых моделей, в данной отрасли нет такого производственно-технологического процесса, который логически непротиворечиво и экономически обоснованно удалось бы вписать в одну из этих моделей.

 В разных странах по-разному планируют режимы и считают цены, по-разному распределяют потери, оплачивают поставленную продукцию и оказанные услуги, и везде продолжаются поиски и реализация новых подходов к технологическому обеспечению рынков. Это не может быть следствием общественно-экономических условий или менталитета населения – ведь остальные товарные рынки везде практически одинаковы. Если весь мир так долго и тяжело ищет формы адекватности «рынка» и «технологии» в электроэнергетике, то естественно возникают вопросы: существует ли вообще такая адекватность? Не ищем ли мы то, чего просто не может быть? На основании опыта внедрения оптового рынка в России и зарубежного опыта аналогичных реформ в электроэнергетике автор [23] делает следующие основные выводы и предложения:

• за пределами технологических границ рыночных отношений в электроэнергетике должна находиться единая производственно-транспортная цепочка: «производство – передача – преобразование – распределение электроэнергии», включая органы технологического и административного управления данной структурой, и у этой производственной структуры должен быть только один собственник – государство, которое и должно нести ответственность за электроснабжение потребителей и развитие отрасли в интересах государства и населения;

• вышеупомянутая структура оказывает комплексную услугу по созданию условий для работы у потребителей устройств, преобразующих электроэнергию в другие виды энергии. Мерой  оказания этой комплексной услуги потребителям, на основании которой с него взимается плата, должны являться: количество электроэнергии и соответствие ПКЭ установленным Нормам или Договорам;

• конкуренция возможна и должна быть организована внутри сервисных инфраструктурных видов деятельности, за пределами производственно-транспотной цепочки электроэнергетики: среди поставщиков топлива, оборудования, аппаратуры и материалов, проектных, строительно-монтажных и наладочных организаций, ремонтных предприятий, операторов связи и др.

Такой «нетоварный», «нерыночный» подход к электроэнергетике позволит организовать наиболее эффективное управление всем комплексом с позиции его глобальной оптимизации, целенаправленное управление инвестициями, а также вырабатывать и проводить в жизнь энергетическую политику, основанную на макроэкономических принципах. Этот подход обеспечивает логически непротиворечивое и технически реализуемое решение всех вышеуказанных проблем, при этом реализуемое оптимальным образом, в том числе и по критерию минимума затрат. Практически к тем же выводам приходят и авторы [24, 25], которые считают, что «переход к конкурентному рынку не означает устранение государства от управления электроэнергетикой», а в [25] предлагается создать в кратчайшие сроки на период становления рынка электроэнергии новую систему управления развитием электроэнергетики России под эгидой Правительства РФ, а не РАО «ЕЭС России». По мнению автора [25] этот период займет не менее 15 лет.

 Даже глава энергохолдинга (А. Чубайс) на ежегодной конференции «РАО «ЕЭС России» - открытая компания» (ноябрь 2005 г.) признал, что сроки реформы необходимо скорректировать в сторону увеличения и объявил, что избежать энергетической катастрофы Россия может только при НЭПе (новой энергетической политике), которую еще надо разработать и утвердить в Правительстве РФ. Но самое главное – проведение этой политики и ответственность за это тоже должно взять на себя Правительство. На проходившем в Лондоне в апреле 2006 г. Российском экономическом форуме А. Чубайс заявил, что Россия перешла «в стадию острейшей угрозы дефицита мощностей». А член Правления РАО «ЕЭС России» Александр Чикунов конкретизировал ситуацию: «Мы опоздали со строительством новых мощностей в Москве, Свердловске, Петербурге и Тюмени. Следующие две зимы будут просто критичными, и объём ограничений может быть ещё более жёстким, чем прошлой зимой». Дефицит энергии в указанных регионах составляет суммарно около 10 ГВт, а потребность в инвестициях – около 4 млрд долл. По его словам через два года к этим областям присоединятся Урал, Волгоград, Астрахань, Кубань.

 На пресс-конференции, посвященной открытию НОРЭМ (01.09.06) А. Чубайс сделал весьма пессимистический прогноз не только на прохождение максимальных нагрузок зимой 2006-2007 гг., но и по будущему энергетики России: «Зимой электроэнергетика может столкнуться с проблемами такого масштаба, которые в мире еще никто не решал. Даже сейчас, в лето, а не в зиму, мы вынуждены вводить ограничения потребителей, а все существующие мощности работают на пределе возможного. Однако страна еще не осознала весь масштаб этой проблемы».

По данным РАО дефицит мощности к 2010 г. может составить 23,8 тыс. МВт, на ликвидацию его необходимы инвестиции в размере около 2 трлн руб. (при общей капитализации РАО в настоящее время около 1 трлн руб.). Но инвесторов в электроэнергетике, особенно частных, как не было, так и нет до сих пор. И в ближайшее время не ожидается, так как в России не разработаны механизмы по гарантии возврата инвестиций.  Как отметил управляющий директор Fitch Rating, перед стратегическими инвесторами в России пока стоит вопрос, главным образом, о невозможности контролировать возврат инвестиций на протяжении долгого времени из-за непонятной ценовой стратегии по газу. Например, американская фирма AES после победы в 2005 г. на тендере по строительству ТЭЦ средней мощности в Москве, затем отказалась от осуществления проекта, поскольку не получила гарантий правительства Москвы о покупке электроэнергии на 10 лет вперед и продажи газа на тот же период по фиксированным ценам.

Менеджмент РАО «ЕЭС России» и его единомышленники, «заварившие кашу» реформирования электроэнергетики по американской модели, после завершения «своего самого главного дела» – распродажи «лакомых кусков РАО» – ОГК и ТГК, создав такие же условия, какие были перед кризисом в Калифорнии, могут просто «умыть руки». Аналитики утверждают, что собственниками ОГК, вероятнее всего станут ОАО «Газпром» и мегахолдинги из смежных секторов (СУЭК, Интеррос, Евразхолдинг, Лукойл и др.), которые через скупку генерации лишь будут защищать свои производства и собственные интересы. Интересы остальных потребителей останутся незащищёнными.

Один из известных специалистов в области электроэнергетики [26] утверждает, что в настоящее время в России складываются все условия для энергетического кризиса по типу кризиса в штате Калифорния, только с ещё более негативными последствиями. Автор утверждает, что вследствие уже проведённой реструктуризации электроэнергетики по предельно рыночному варианту в России проявились почти все факторы, обусловившие кризис в Калифорнии. Полного совпадения кризисных факторов и массовых нарушений электроснабжения следует ожидать после распродажи генерирующих мощностей. В отличие от развитых стран Америки и ЕС, которые, как было отмечено ранее, произвели или производят значительную корректировку своей энергетической политики, Правительство РФ делать этого пока не торопится.

 Следует отметить, что только в последнее время  в Правительстве и в Администрации Президента начали рассматривать различные варианты перспективного энергетического баланса и инвестиционной программы по развитию объектов электроэнергетики России с привлечением значительных средств, как из государственного бюджета, так и из стабилизационного фонда. Начало финансирования этих объектов, возможно, начнется в 2007 г. Но время упущено, а сроки строительства объектов электроэнергетики после открытия финансирования, как правило, составляют 3 – 5 лет. Так что с большой долей вероятности можно утверждать, что Россию в 2008 – 2010 гг. ждёт большой энергетический кризис, да еще наложенный на период смены власти в связи с предстоящими парламентскими и президентскими выборами. Введение системы управления, не адекватной сложившейся физической системе с учётом условий её функционирования, может привести:

• к дальнейшему ухудшению показателей эффективности функционирования;

• к неоправданному росту тарифов на электрическую и тепловую энергию для потребителей;

• к потере управляемости, а в климатических условиях России даже к её возможному частичному разрушению с тяжелейшими последствиями для экономики, что может, в свою очередь, спровоцировать серьёзный социальный кризис в масштабах всей страны.

В работе [27] предлагается остановиться на второй модели управления электроэнергетикой и восстановления АО-энерго в ВИК, ответственных за надёжность электроснабжения закреплённых за ними территорий. Большинство специалистов-энергетиков склоняются к этому же варианту. При этом значительных затрат на эту коррекцию не потребуется. Представляется, что основными мерами по преодолению и смягчению последствий энергетического кризиса в России могли бы стать:

• изменение системы управления электроэнергетикой;

• строительство и реконструкция действующих генерирующих мощностей;

• строительство и реконструкция электрических сетей;

• развитие малой и нетрадиционной энергетики;

• энергосбережение.

В последнее время за рубежом широко внедряют эффективные источники энергии малой и средней мощности: мини-ТЭЦ, ветровые энергоустановки (ВЭУ), мини-ГЭС, ПГУ и ГТУ средней мощности. В России такие работы для обеспечения своей энергетической безопасности проводят нефтегазовые, нефтехимические, металлургические компании и др. (как правило, имеющие своё топливо или  вторичные энергоресурсы). Государство не инвестирует эти проекты, но должно хотя бы обеспечить таким субъектам некоторые преференции (как и крупным энергокомпаниям) по развитию генерирующих мощностей и действительно недискриминационный доступ к сетям.

Что касается энергосбережения, то дальше разработки всевозможных энергосберегающих программ на всех уровнях (от отдельных потребителей до государства) дело не пошло. Некоторые специалисты утверждают, что основной причиной являются низкие цены на топливо (газ) и электроэнергию на внутреннем рынке. Но такое утверждение только частично справедливо в отношении топливного газа. А тарифы на электроэнергию для промышленных предприятий России уже сейчас находятся на уровне Канады, Швеции, Норвегии и ряда других. Тем более что в настоящее время вопрос о повышении цен и тарифов на топливный газ и электроэнергию, а также об их темпах роста практически решен. Всё-таки главной причиной отсутствия реальных достижений при наличии огромных (самых больших в мире) возможностей по энергосбережению в России является отсутствие реальной государственной энергетической политики.

В России пока не создана система реальных механизмов поощрения энергосбережения, превращения этого вида деятельности в реальный бизнес. Общеизвестно, что снижение потребления 1 кВт электроэнергии за счёт реализации проектов по энергосбережению в 2–3 раза дешевле увеличения генерации и передачи такой же мощности до потребителя. То есть бизнес в области энергосбережения более привлекателен, чем при строительстве объектов генерации и сетей «большой» энергетики. При этом России не надо изобретать «велосипед». Большинство методов и способов в развитых странах уже разработано и апробировано.

Так основным методом планирования развития электроэнергетики в США является комплексное ресурсное планирование (IRP),  которое включает:

• рассмотрение программ повышения эффективности энергоиспользования и управление нагрузкой (DSM) в качестве альтернативы развитию генерирующих источников;

• учёт экологических факторов наряду с экономическими оценками;

• привлечение общественности к планированию;

• учёт неоднозначности и рисков, связанных с различными ресурсными сценариями и внешними факторами.

При использовании IRР-метода осуществляется интеграция не только различных способов производства и потребления электроэнергии, но и различных организационных групп и подразделений региона и в целом федерации. Отличия IRP-метода от традиционного метода планирования представлены в таблице.

Традиционный и IRP - метод планирования.

Традиционное планирование

Комплексное ресурсное планирование

Ориентация на крупные централизованные энергоисточники, принадлежащие энергокомпаниям.

Разнообразие ресурсов, включая собственные источники и получение их от других компаний, использование программ управления нагрузкой и энергосбережением, совершенствование передачи и распределения, ценовая политика.

Внутреннее планирование в энергокомпаниях, преимущественно через перспективные и финансовые службы.

Планирование через различные службы с привлечением потребителей, PUC[1], независимых энергетических экспертов.

Ориентация на ресурсы, принадлежащие компании.

Ориентация на собственные ресурсы и ресурсы других компаний, мелких независимых энергопроизводителей, потребителей.

Выбор ресурсов, главным образом, по условиям минимизации цены на энергию и максимизации  системной надёжности.

Многокритериальный ресурсный подход,

включая цены, прибыль, условия финансирования, степень риска, разнообразие видов топлива и технологий, экологические требования, экономическое развитие.

 

Основной отличительной чертой IRP-метода является рассмотрение DSM- программ как собственности ресурса энергокомпании. При традиционном подходе они не заинтересованы в инвестировании этих программ, поскольку  при этом объективно не устранены противоречия между потребителями энергии и акционерами энергокомпаний, – каждый замещённый вследствие энергосбережения и непроданный кВтч ведет к снижению прибыли. Для широкого использования IRP-метода и DSM-программ энергокомпаниями в США используются различные способы их стимулирования, как на уровне  штата, так и на федеральном уровне.

Отметим регулирующие стимулы для использования DSM-программ.          1. По крайней мере, девять штатов включают затраты DSM-программ в тариф  на  электроэнергию и не включают инвестиционную составляющую затрат  энергокомпаний, пока строящаяся новая станция не введена в эксплуатацию (это существенно увеличивает риск инвестиций энергокомпаний в развитии новых генерирующих мощностей).

2. Ряд штатов индексирует потери доходов в связи с внедрением DSM - программ. В частности, допускается получение с потребителей чистого дохода (который имели бы компании без уменьшения продаж энергии).

3. Метод разделения доходов гарантирует энергокомпаниям доходы независимо от объёма продаж. Энергокомпании составляют балансовые счета отклонения доходов и эту разницу включают в расчёт цены на энергию для  потребителей на следующий год. Этот механизм разрывает связь между объёмом продаж и прибылью, создавая предпосылки для внедрения DSM-программ.

4. В некоторых штатах для стимулирования энергокомпаний, вкладывающих средства в DSM-программы, используют разные финансовые способы: повышение нормы прибыли, премирование и разделение экономии.

В разработке и реализации DSM-программ особая роль принадлежит энергокомпаниям. Они не только в наибольшей степени подготовлены для воздействия на повышение эффективности использования электроэнергии потребителями, но и, что не менее важно, способны извлечь экономическую выгоду от инвестиций в мероприятия по повышению энергетической эффективности.

Например, энергокомпаниям в Вашингтоне обеспечивают повышение нормы прибыли на 2 % при инвестициях в энергосберегающие программы. В штате Массачусетс используют фиксированные премиальные платежи за каждый сбережённый 1 кВт или 1 кВтч, подтверждённый соответствующей системой мониторинга. Механизм деления экономии дивидендов от энергосбережения – один из самых популярных: при таком подходе компания оставляет себе часть (обычно 10–12 %) чистого дохода от внедрения DSM-программ (чистый доход – это разница между общим доходом и стоимостью программ).

Опыт США показывает, что роль DSM-программ возрастает вследствие усилий энергетических комиссий штатов и заметного вклада программ в улучшение экологической  ситуации, а также из-за сложности размещения и сооружения новых электростанций и электрических сетей. Финансовый механизм DSM-программ хорошо отлажен и включает как традиционные, так и вновь введённые, методы финансирования К традиционным относятся:

• целевые займы – целенаправленная финансовая поддержка энергокомпаниями тех потребителей, которые проявляют самостоятельный интерес к проведению энергосберегающих мероприятий; этот финансовый механизм имеет ограниченное применение – в основном, для стимулирования эффективного использования электроэнергии в жилищном секторе;

• бесплатное проведение программ энергосбережения (например, по утеплению жилищ малообеспеченных семей);

• целевые скидки – наиболее распространённая форма частичного финансирования: применяется, как правило, для приобретения энергосберегающего оборудования, энергосберегающих технологий. Очень существенно такие скидки повлияли на повышение теплозащитных характеристик жилых помещений.

К современным методам финансирования DSM-программ можно отнести: установление общих скидок за любые (а не только целевые) мероприятия по снижению электропотребления (обычно в размере 200–300 долл. за 1 кВт); соревнования между потребителями за эти скидки. Организуют также аукционы на долгосрочные контракты по строительству новых генерирующих мощностей или эквивалентное их замещение мероприятиями по энергосбережению.

Опыт развитых стран может быть перенесён с учётом местных условий в Россию и учтён  при разработке законодательных нормативных актов РФ и субъектов Федерации. Надо чётко осознать, что путь энергосбережения (наравне с развитием малой и нетрадиционной энергетики) не может ликвидировать энергетический кризис в России, но может значительно смягчить его последствия, так как он менее затратен, чем ускоренное развитие «большой» энергетики и требует меньшего времени для своей реализации.

В настоящее время всё зависит от решений по этим вопросам Правительства РФ и Президента России, так как необходимо внести коррективы в концепцию реформы электроэнергетики и соответствующие изменения в ряд законов страны. Это придётся делать всё равно, но важно не упускать время. Неужели такие решения будут приниматься, когда энергетический кризис в России достигнет своего пика (2009–2010 гг.), когда будут уже и новый президент, и новое Правительство РФ? Но ведь в этом случае рост экономики России будет практически остановлен, если не обращён вспять!

Список литературы

1. Сидоров И. П. Закон «Об электроэнергетике» принят: обсудим последствия // Электрика. 2003. № 5. С. 3 – 8.

2. Волков Э. П., Баринов В. А. Управление развитием и функционированием электроэнергетики в современных условиях // Вести в электроэнергетике. 2002. № 1. С. 3 – 7.

3. Баринов В. А. Особенности управления электроэнергетикой стран мира в рыночных условиях // Энергетик. 2003. № 6. С. 36 – 38.

4. Быков П., Власова О., Власов П. Осторожно, убьёт! Российская энергетика не готова к радикальной либерализации // Эксперт. 2001. № 16. С. 62 – 63.

5. Волков Э. П., Баринов В. А., Маневич А. С. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. М.: ЭНИН, 2001.

6. Баринов В. А., Бушуев В. В., Кучеров Ю. Н. и др. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Энергетическая безопасность. (Проблемы функционирования и развития электроэнергетики) М.: МГФ «Знание», 2001.

7. Синюгин В. Ю. О ходе реформирования ОАО РАО «ЕЭС России» // Вести в электроэнергетике. 2003. № 4. С. 14 – 18.

8. Федеральный закон от 26.03.03. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

9. Федеральный закон от 26.03.03 № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием федерального закона «Об электроэнергетике».

10. Федеральный закон от 14.04.95 № 41-ФЗ «О государственном регулировании цен на электрическую и тепловую энергию в РФ» в редакции ФЗ от 11.02.99 № 33-ФЗ, от 10.01.03 № 6 -ФЗ, от 26.03.03 № 38-ФЗ.

11. Гражданский Кодекс РФ, часть вторая (§ 6. Энергоснабжение), в редакции ФЗ от 26.03.03 № 37-ФЗ.05.04.03 № 42-ФЗ.

12. Федеральный закон от 17.08.1995 № 147-ФЗ «О естественных монополиях» в редакции ФЗ от 08.08.01 № 126-ФЗ, от 30.12.01 №196-ФЗ, от 10.01.03 № 16-ФЗ и от 26.03.03 № 39-ФЗ.

13. Федеральный закон от 27.12.02. № 184-ФЗ «О техническом регулировании».

 14. Постановление Правительства РФ от 15.08.03 № 500 «О федеральном информационном фонде технических регламентов и стандартов и единой информационной системе по техническому регулированию».

15. Постановление Правительства РФ от 11.07.01 № 526 «Основные направления реформирования электроэнергетики РФ».

16. Постановление Правительства РФ № 109 от 26.02.2004. «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в РФ», «Правила государственного регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ». 

17. Постановление Правительства РФ № 643 от 24.10.03. «Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

 18. Постановление Правительства РФ от 27.12.04 № 861 «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказанию этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам АТС оптового рынка и оказания этих услуг, Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям.

19. Постановление Правительства РФ от 17.10.05 № 620 «О внесении изменений в Постановление правительства РФ по вопросам сектора отклонений оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

20. Постановление Правительства РФ от 31.08. 2006 г. № 529. «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)».

21. Приказ ФСТ РФ от 6 августа 2004 г. № 20-э/2. «Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке».

22. Милов В. С. Сценарии развития реформ в электроэнергетике России // Вести в электроэнергетике. 2004. № 6. С. 30 – 33.

23. Осика Л. К. Какие рыночные отношения возможны в электроэнергетике? Взгляд инженера // Электрика. 2005. № 1. С. 8 – 18.

24. Кучеров Ю. Н. Анализ условий обеспечения надежности электроснабжения при реформировании отрасли // Энергетик. 2005. № 4. С. 12 – 15

25. Волькенау И. М. Об управлении развитием ЕЭС России в новых условиях // Энергетик. 2005. № 5. С. 16 – 19.

26. Платонов В. В. О факторах калифорнийского кризиса в электроэнергетике России // Энергетик. 2005. № 9. С. 17 – 22.

27. Беляев Л. С. Недостатки конкурентного рынка электроэнергии и целесообразность корректировки концепции реформирования электроэнергетики России // Энергетик. 2006. № 5. С.13-17.

28. Кузовкин А. И. Энергетическая реформа в России: Конкуренция вместо надежности // Вести в электроэнергетике. 2006. № 3. С. 28-34.


[1] Энергетическая компания США