Успешно проведенная реструктуризация и приватизация электроэнергетики не получила своего завершения в виде рыночных механизмов хозяйствования, гармонично сочетающих экономические интересы всех субъектов электроэнергетического рынка, включая промышленных потребителей, из бюджета которых за счёт разного рода перекрёстного субсидирования и обязательных платежей принудительно изымается свыше 500 млрд. рублей ежегодно.

Все электростанции европейской части страны и Сибири с установленной мощностью 25 МВт и выше, собранные на ОРЭМ для конкуренции между собой [1,4], с учётом сетевых и режимных ограничений по перетокам в топологии ЕНЭС превратили самый большой в мире оптовый рынок в самый неэффективный по своему целевому предназначению [11].

В формате созданной к настоящему времени конструкции хозяйственно – договорных отношений между производителями и потребителями электроэнергии, когда ОРЭМ сконцентрирован в одном федеральном центре, физической основой которого является ЕЭС с очень протяжёнными и с ограниченной пропускной способностью внутренних связей между 27 ЗСП, конкуренцию производителей со свободным ценообразованием и возможностью выбора для потребителей организовать нельзя по определению.

Сегодня никто не определяет, хотя это одна из самых важных функций СО ЕЭС, а поэтому никто не знает стоимость таких системных ограничений, информация о которых должна служить основой для экономических обоснований инвестиционной программы ФСК ЕЭС и МРСК. А без такой информации экономически обоснованное развитие ЕНЭС и межрайонных электрических сетей не возможно. Следовательно, все сформированные и очень дорогостоящие инвестиционные программы ЕНЭС сегодня не имеют по объектных обоснований экономической окупаемости, и поэтому не интересны сторонним инвесторам, и поэтому включаются ФСТ России в тарифы на транспорт электроэнергии.

На самом же ОРЭМ с 2011 года, согласно [2], организована торговля электроэнергией и мощностью на основании 18 механизмов, каждый из которых является торговой секцией (товарным рынком), включая и ОАО «Московская энергетическая биржа», которая торгует срочными контрактами (РД-регулируемые договора, ДПМ-договора поставки мощности, КОМ- конкурентный отбор мощности, ДВР – договора вынужденного режима, СРВ – торговля на сутки вперёд, БР- договора на балансирующем рынке и биржевые договора по срочным контрактам и др.).

Особо следует отметить очень интересный с юридической точки зрения механизм целевого сбора финансовых средств с потребителей электроэнергии в пользу производителей электроэнергии в виде «добровольно» заключённых потребителями договоров с целым списком электростанций для оплаты им поставок мощности (ДПМ), или проще – для возврата капитальных вложений инвесторам за построенные электростанции в течении 10-15 лет. Фактически таким механизмом подменён вполне легитимный и понятный целевой сбор денег в специализированный инвестиционный фонд развития, но который не концентрируется в этом фонде с соответствующим жёстким контролем за целевым и эффективным его использованием, а перечисляется «золотым дождём» энергокомпаниям-инвесторам, которые и финансовые и энергетические риски на всю долгосрочную перспективу переложили на потребителей. А учитывая инвестиционную избыточность энергопрограммы, её дороговизну по сравнению с зарубежными аналогами [14], её обязательная реализация полностью исключила даже возможность конкурентного отбора энергомощностей для альтернативных проектов. Возложение на ОРЭМ не свойственных для торговой биржевой системы инвестиционных функций по сбору средств для инвесторов существенно усложнило и без того не транспорентную систему торгово – экономических отношений, которая транслируется на множество розничных рынков электроэнергии.

Например, одной энергосбытовой компании – субъекту ОРЭМ для поставки электроэнергии (мощности) по двум точкам учёта поставок сегодня необходимо заключить 116 договоров на покупку электроэнергии и мощности с ОРЭМ (РД-45шт., ДПМ-22шт., КОМ-40шт., ДВР-2шт., СРВ-1шт,. БР-2шт., биржа-4шт.). Договора эти оформляются помимо воли ЭСКО как обязательные, и за которыми уже теряется смысл хоть какой-то прозрачности торговой системы на ОРЭМ.

О конкуренции на ОРЭМ уже нельзя даже говорить, «в неё только можно верить» по докладам НП «Совета рынка» и ФАС России.

Так называемый розничный рынок электроэнергии на территориях субъектов Российской Федерации (СРФ) без электростанций на нём представляет собой не рынок, а всего лишь зону сбора денег гарантирующим поставщиком и другими энергосбытовыми компаниями в пользу всех участников «рыночного процесса». И это в то время, когда практически все ТЭЦ всех ТГК, все мелкие и средние по мощности электростанции и даже часть ТЭС ОГК выдают свою мощность непосредственно в распределительные электрические сети на территории СРФ, но все эти электростанции виртуально выведены на ОРЭМ для создания виртуально сильной конкуренции. Такая самоцель ущербна, т.к. лишена физического смысла и, что самое главное, не позволяет потребителям розничного рынка заключать прямые и выгодные для себя договора на поставку электроэнергии с местными электростанциями по их ценам, если они ниже цен оптового рынка.

Такая конструкция трансляции цен ОРЭМа на розничные рынки не мотивирует развитие местных экономически более эффективных электростанций с выгодой для местного бизнеса по более надёжным схемам внешнего электроснабжения. Эта конструкция ориентирована и обеспечивает постоянный [13] рост цен (тарифов) для конечных потребителей.

В то же время технико-экономические расчёты показывают [14], что строительство малых и средних по мощности когенеративных электростанций и промышленных блок-ТЭЦ для потребителей более экономически выгодно (экономия составит более 1рубля на каждый кВт.ч), чем покупать электроэнергию с ОРЭМ.

Соавторы действующей системы ОРЭМ и РРЭ считают её прототипом «самой совершенной» модели, которая действует, уже не в Англии, не в Швеции и не в ЕС, а на территории трёх юго-западных штатов США.

Но в США действуют ещё несколько разных моделей конкурентных рынков в рамках сбалансированных региональных пулов по надёжности, в т.ч. в Боневильской энергосистеме (четыре штата на северо-западе страны), ценообразование в которой регулируется специально созданной государственной плановой комиссией (кроме FERC, которая регулирует стоимости перетоков между штатами). Но характерно то, что в США разные модели применены, исходя из специфики региональных самобалансирующихся энергообъединений. А наши соавторы ОРЭМа применили всего лишь одну из них, но сразу на всю ЕЭС России (кроме ДВЭС), хотя и у нас для восьми ОЭС можно применить наиболее подходящие модели и не обязательно американские.

В итоге мы имеем для промышленных потребителей самую дорогую в цивилизованном мире электроэнергию [9,10], практически исключили конкурентный отбор для строительства наиболее эффективных электростанций и реализуем амбициозные инвестиционные программы.

Представляется, что мы своим «творческим заимствованием зарубежных моделей» сами создали ценовой энергетический кризис в стране, экспортирующей энергоресурсы!

С таким «рынком» жить можно дальше и гордиться громадьём созданного ОРЭМа, но нужно ли его сохранять и «совершенствовать»?

В целях создания условий для объективного конкурентного отбора энергоисточников на ОРЭМ и РРЭ, а так же включения механизмов снижения производственных затрат в электроэнергетике предлагается рассмотреть возможные изменения структуры рыночных отношений, исходя из следующих основных положений:

1.Основной ячейкой конкурентных рыночных отношений в электроэнергетике следует рассматривать розничный (потребительский) рынок электроэнергии (РРЭ), границами которого являются территории Субъектов Российской Федерации (СФР).

2.Субъектами РРЭ должны стать:

2.1.Все электростанции, расположенные на территории СРФ, не зависимо от их типа и вида используемых первичных топливно - энергетических ресурсов, величины установленной мощности и организационно – правовой формы, электрическая схема выдачи мощности которых осуществляется на местную электрическую сеть разного класса напряжений не зависимо от её форм собственности (электрические сети региональных МРСК, коммунальных муниципальных образований, промышленных предприятий и других организаций). При этом, если, как правило, крупные электростанции по схеме выдачи мощности имеют присоединение не только к местной электрической сети, но и выдают свою мощность в электрическую сеть ФСК ЕЭС, то такие электростанции являются субъектоми не только РРЭ, но и ОРЭМа, и участвуют в конкурентных поставках электроэнергии (мощности) в обоих рынках;

2.2.Все потребители электроэнергии всех организационно – правовых форм, расположенные на территории соответствующего СРФ. При этом, если, как правило, крупный промышленный потребитель присоединён сетями своего внешнего электроснабжения только к сетям непосредственно ФСК ЕЭС, то такой потребитель должен оставаться субъектом ОРЭМ;

2.3.Организации, оказывающие услуги электростанциям и потребителям электроэнергии – рыночная инфраструктура (региональные подразделения СО ЕЭС, гарантирующие поставщики, энергосбытовые компании и региональные подразделения коммерческого оператора ОРЭМ).

3.Вышеприведенный состав субъектов РРЭ позволит реализовать вариант прямой конкуренции производителей электроэнергии в каждом РРЭ, ранжируя их между собой по ценам предложения и формируя маржинальную цену РРЭ. При этом поставки электроэнергии с ОРЭМа в каждый РРЭ будут участвовать на равных правах с местными электростанциями по стоимости электроэнергии ОРЭМа, сформированной по правилам ОРЭМа, но с учётом транспортной составляющей и стоимости услуг инфраструктурных участников ОРЭМ, т.е. по ценам франко – РРЭ в каждой ценовой зоне ОРЭМа..

4.В каждом РРЭ СРФ должны быть организованы торги электроэнергией (без разбивки на два товара - электроэнергию и мощность) в утверждённом совместном с ОРЭМ регламенте (вместо 18 товарных рынков):

- на спотовом рынке на электроэнргию на сутки вперёд;

- на балансирующем рынке на час вперёд;

- на рынке системных услуг;

- на рынке резервных мощностей;

- на долгосрочном рынке поставок электроэнергии;

5. В каждом РРЭ между производителями электроэнергии и её потребителями заключаются прямые срочные договора на поставку 90 - 95% годовой потребности электроэнергии у потребителя (возможо через агентские договора с ГП или независимыми ЭСКО) с оплатой услуг по транспорту электроэнергии по местным распределительным сетям (тариф «котла»), услуг подразделений СО ЕЭС и коммерческого оператора ОРЭМ. Недостающее количество электроэнергии для потребителей или её избыток на РРЭ, а также недостающее для выполнения договорных обязательств количество электроэнергии у конкретного производителя, докупаются или продаются субъектами РРЭ на спотовом и балансирующем рынках ОРЭМа.

6.Для этих целей на ОРЭМ субъектом, представляющим интересы РРЭ для закупки недостающей по балансу электроэнергии (мощности) или для продажи избыточной по энергобалансу в РРЭ электроэнергии (мощности), может выступать или гарантирующий поставщик или региональное подразделение коммерческого оператора ОРЭМа.

Цена договорных поставок электроэнергии при заключении срочных договоров определяется исходя из статистических данных торгов на спотовом и балансирующем рынках электроэнергии РРЭ (формула цены) и её отклонения от фактических цен к моменту реализации договорных обязательств между поставщиком и потребителем страхуются (хеджируются).

Таким образом, цены на спотовом рынке электроэнергии используется как индикатор цен.

7. Региональный рынок системных услуг для обеспечения качества поставок электроэнергии потребителям в регионе (поддержание уровней напряжения и ограничений колебаний напряжений в каждом центре питания, обеспечение потерь электроэнергии в электрических сетях на уровне технических нормативов и требуемой надёжности работы систем электроснабжения потребителей РРЭ) организуется в регионе соответствующим подразделением СО ЕЭС. Выполнение этой функции должно предусматривать привлечение технических средств регулирования частоты тока и средств регулирования графика электрических нагрузок региона и графиков межсистемных перетоков электроэнергии (мощности), которыми располагают местные электростанции и потребители электроэнергии, на платной основе. На рынке системных услуг СО ЕЭС и его региональные подразделения должны выступать в роли одного покупателя и одного продавца этих системных услуг, минимизируя стоимость этих услуг.

8. ОРЭМ остаётся торговой площадкой для несколько ограниченного состава субъектов – из его состава исключаются все электростанции с установленной мощностью 25 МВт и выше, включая блок - электростанции промышленных предприятий, а также та часть генерирующих мощностей ТЭС ОГК и ТЭЦ ТГК, которая по схеме выдачи мощности выдаётся в распределительную сеть местного региона, т.е. такие электростанции становятся субъектами двух рынков –ОРЭМа и РРЭ СРФ.

9.Надёжность электроснабжения потребителей на территории каждого СРФ и по стране в целом в рыночных условиях целесообразно рассматривать в двух постановках вопроса:

во – первых, обеспечение электросетевой надёжности внешнего электроснабжения каждого потребителя электроэнергии и их групповой совокупности по центрам питания. В этом случае очень продуктивно может применяться метод нормирования показателей надёжности электросетевых центров питания. Такой подход предусматривает унификацию требований к центрам питания по показателям категорийности присоединяемым к ним нагрузкам потребителей, что оправдало себя в советский период при реализации масштабных задач централизованной электрификации сельского хозяйства, населённых пунктов и промышленных предприятий.

В рыночных условиях в зависимости от требований потребителя к надёжности системы своего внешнего электроснабжения кроме электросетевых решений могут применяться с учётом экономической целесообразности так называемые энергоисточники малой и средней энергетики различного типа, включая передвижные энергоисточники;

во – вторых, обеспечение энергобалансовой надёжности энергообеспечения потребителей региона и страны в целом должно основываться на приципах конкурентного отбора энергоисточников, начиная со стадий перспективного прогнозирования развития электроэнергетических систем.

В такой постановке задача может быть экономически эффективно решена с учётом целого множества факторов, важнейшими из которых можно назвать следующие (см.Рис.1):

• географическая коцентрация прироста спроса на электроэнергию и тепло на перспективу до 10-15лет с выделением первого пятилетнего этапа развития;
• возможные варианты топливно - энегетического обеспечения наращивания электроэнергетических мощностей в данном регионе: а) в зависимости от местных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), и б) с учётом привлечения в регион ТЭР из других регионов;
• какие варианты к текущему моменту уже рассматривались на стадии перспективных схем развития и размещения электростанций применительно к покрытию растущего спроса на электроэнергию и тепло в рассматриваемом регионе и какие решения были рекомендованы для реализации - размещены ли новые энергоисточники на территории рассматриваемого СРФ или дополнительные энергоресурсы намечено привлекать из других регионов путём строительства новых ЛЭП;
• в какой стадии реализации находятся ранее рекомендованные проектные решения и структура привлекаемых источников финансирования строительства энергетических объектов;
• каковы прогнозные показатели стоимости (тарифов) на электроэнергию для потребителей рассматриваемого региона при реализации ранее принятых решений по наращиванию энергетических мощностей;
• оценка экономических последствий для региона, отдельных потребителей электроэнергии и тепла или их групп при рассмотрении альтернативных вариантов покрытия растущего энергоспроса путём строительства местного энергоисточника электроэнергии и тепла на территории рассматриваемого СРФ или непосредственно на территории действующего или намечаемого к строительству промышленного предприятия с использованием как местных так и привлекаемых в регион ТЭР. Сроки реализации, установленная мощность новых электростанций и привлекаемые для этих целей финансовые средства определяются исходя из принципа адекватного ответа на выявленный энергоспрос в рассматриваемом регионе;.
• при выявленных экономических выгодах для региона, крупного промышленного предприятия или групп предприятий, коммунально – бытовых потребителей и населения администрация СРФ должна легитимизировать своё решение в Минэнерго России, Минэкономразвитии России, СО ЕЭС, ФСК ЕЭС, РАО «Газпром» и др. заинтересованных организациях в установленном для этого порядке;
• при подтверждении в указанных организациях правильности выполненных технико – экономических обоснований строительства местных электростанций (возможно с привлечением независимой экспертизы) администрация СРФ или крупное промышленное предприятие (если энергообъект строится как блок-электростанция) должны выделить площадку для строительста энергообъектов и объявить для инвесторов открытый конкурс на строительство местных электростанций.

10. После выполнения проектно-изыскательских работ (проекта) электростанции и определения её проектной стоимости и других технико- экономических показателей заказчик проекта должен сделать заявку на участие в процедуре конкурентного отбора мощности (КОМ) на ОРЭМ применительно к району размещения, т.е. франко - РРЭ соответствующего СРФ.

11.Если аналогичные технико – экономические расчёты будут выполнены по всем СРФ, а затем по всей их совокупности будут проведены оптимизационные расчёты по ЕЭС в целом, то это позволит на конкурентных условиях с другими возможными вариантами энергобалансового покрытия перспективного энергоспроса по ЕЭС в целом принять объективно правильное решение с максимальным положительным эффектом для потребителей.

Для экономически обоснованного варианта строительства электростанций межрегионального значения, решающих по большому счёту задачи макрооптимизации ТЭБа страны, тендерный отбор инвесторов проводит Минэнерго России с участием СРФ, на территории которого намечено расположить межрегиональную электростанцию независимо от её типа.

При этом важным условием таких торгов представляется целесообразным исключить участие в торгах уже существующие ОГК и ТГК, что будет существенно улучшать конкурентную среду на ОРЭМ за счёт появления на нём новых генерирующих компаний. Этому свидетельствует, например, опыт США, где в тендере на строительство новых электростанций на территории конкретного штата запрещено участвовать местной монопольной интегрированной энергокомпании и, тем самым, обеспечивается появление конкурирующих на энергорынке компаний.

Такое перераспределение полномочий между Федеральным и региональным уровнями власти по организации двухуровневого конкурентного рынка электроэнергии обеспечит:

во-первых, конкурентный отбор участников электроэнергетического рынка, начиная с разработки перспективных программ энергетического строительства;

во-вторых, исключит возможность местнического подхода при определении загрузки относительно дорогих местных электростанций вместо закупки на ОРЭМ более дешёвой электроэнергии в ущерб местным потребителям региона.

Первоисточники: 1. Постановления Правительства РФ от 07.04.2007г. №205, от 13.04. 2010г. №238, от 29 12.2011г. №1178, от 01.01.2011г. № 35 «Об электроэнергетике» и последовавшие после этого до настоящего времени.

2. Доклад ФАС России « Оконкуренции в России» стр.164-179 и 272-277.

4.НП «Совет рынка», «Взаимосвязь оптового и розничного рынков» и «Основные положения моделиДолгосроченого рынка мощности, проведение конкурентного отбора мощности на 2011год», Москва, август, 2010г.

5.Вл. Дзагуто «Совет рынка отказался от рынка мощности. Её стоимость больше не будет определяться»,г-та «Коммерсант», 14.06.2011г.

6.Кутовой Г.П. «Реформа электроэнергетики и промышленные потребители: печальный итог. Что делать?», ж-л «Энергетика», №90. 2011г.

7. Кутовой Г.П. Овсейчук В.А. «О недостатках методических указаний ФСТ Росси и необходимости совершенствования нормативно-методической базы в сфере регулирования электроэнергетики», ж-л «Тарифное регулирование и экспертиза», №2, 2010г.

8. Кутовой Г.П., Овсейчук В.А. «Инновационный подход в системе государственного регулирования естественных монополий», ж-л «Экономика и финангсы электроэнергетики», №4, М, 2010г.

9. Кутовой Г.П. «По уму всё-таки не получилось», ж-л «Российская Федерация сегодня», №5, март 2011г.

10. Кутовой Г.П. «Альтернативные предложения по дальнейшему развитию электроэнергетики и мерам по сдерживанию роста тарифов на электроэнергию и теплоэнергию для реального сектора экономики», ж-л «Академия Энергетики», №6(44), С-Петербург, декабрь, 2011г.

11. Вл. Дзагуто, Е. Гришковец «Владимир Путин вышел на злоупотребительский рынок», г-та «Коммерсант», 20.12.2011г.

12. М.Головко, А Изотова «Новые основы ценообразования в электроэнергетике: ключевые аспекты», ж-л «Энерго Рынок», 02(97), март, 2012г.

13. А.Старченко «Цены на электричество вырастут, несмотря на обещания Минэнерго», г-та «РБКdaily», 16.04.2012г.

14. Б.И. Нигматулин «Атомная энергетика России. Реальность, вызовыи иллюзии», ж-л «ЭнергоРынок»,№3(98) 2012г.

15.Ф.Рябов «Выгодно ли строительство собственных электростанций», ж-л «Главный энергетик», №3, М. 2011г.

16. Проект Приказа Минэнерго России об утверждении «Методики расчёта значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии.