Проблемы реформирования региональных энергетических систем

Существующая в РФ глубокая дифференциация регионального развития вызывает необходимость выработки специальных управленческих решений и адаптации рекомендаций общенационального характера для экономики каждой территории. Успешность регионального развития предопределяется множеством факторов, среди которых немаловажную роль занимает ресурсная обеспеченность территории, в том числе электроэнергией.

Достаточность, своевременность и экономическая доступность поступления электроэнергии определяют ритмичную и стабильную работу как производственного, так и непроизводственного секторов, а также условия жизни населения. С этих позиций большое значение имеет величина тарифа на электроэнергию и темп его роста, что оказывает непосредственное влияние на формирование факторных издержек во всех отраслях экономики. Повышение цен на электроэнергию приводит к увеличению доли затрат в составе цены любых товаров и услуг и минимизирует прибыль, а значит и объем финансовых ресурсов, доступных для инвестирования. Таким образом, величина тарифа задает возможность энергопотребления на территории, формирует региональную структуру экономики.

Особую важность рассмотрение этих вопросов приобретает при реформировании энергетического комплекса России, в рамках которого, в результате проводимой реструктуризации, затрагиваются аспекты внутриотраслевого развития сектора. Значимость подобного подхода не вызывает сомнений, но в силу принадлежности энергетической отрасли к производственной инфраструктуре при проведении реструктуризации должны быть учтены региональные факторы воздействия проводимых реформ на зависимость регионального развития от уровня энерготарифа.

Вопросы комплексного взаимодействия энергетической отрасли и народного хозяйства в целом рассматривались еще в условиях функционирования плановой экономики. Переход к рынку обусловил необходимость дальнейшей разработки указанной проблемы. Можно сформулировать три подхода к изучению взаимодействия энергетики и экономики.

Первый подход основан на восприятии энергетики как особой отрасли, определяющей условия для функционирования прочих отраслей и сфер экономики. Прикладные задачи, которые решались исследователями в этой связи, были ориентированы на пространственную и временную оптимизацию основных параметров энергосистем в целях минимизации издержек, как самой энергетики, так и всего народного хозяйства, обеспечения достаточности энергопотребления и максимизации совокупных эффектов.

Второй подход предполагает рассматривать энергетику как важный элемент экономической безопасности, т.е. акцент сделан на вопросы функционирования сектора не столько в обычных условиях, сколько в критических ситуациях. В данном ракурсе на первое место выносятся задачи обеспечения системной надежности энергосистем.

Третий подход возник в условиях рыночной экономики, когда появилась необходимость рассматривать энергетику еще с одной стороны: с позиций специфического участника экономических отношений. Следовательно, происходит усложнение взаимодействий между энергетикой и экономикой, поскольку помимо вышеуказанных вопросов добавляются проблемы взаимодействия с собственниками предприятий.

В силу того, что энергетический сектор представляет собой естественную монополию, в настоящее время можно выделить следующие подходы к его регулированию:

‑ ценовая дискриминация;

‑ субсидии;

‑ цены Рамсея;

‑ особые тарифы (тариф «доступ/пользование», регулирование для достижения оптимального тарифа «доступ/пользование» через механизм Вогельсанга–Финсингера, блочные тарифы: а) понижающиеся; б)повышающиеся; в) построенные по принципу Парето);

‑- регулирование нормы отдачи;

‑ установление ценовых лимитов;

‑ RPI-X регулирование;

‑ Ярдстик-конкуренция;

‑ франшиза;

‑ интермодальная конкуренция;

‑ доступный рынок.

Энергетический сектор традиционно воспринимался как классическая естественная монополия, но в свете возникших концепций дерегулирования возникли иные представления о возможном эффективном организационном построении электроэнергетики.

Цели и задачи реформы были сформулированы в "Основных направлениях реформирования электроэнергетики Российской Федерации", одобренных постановлением Правительства от 11 июля 2001 г. № 526. С учетом последующих изменений в нормативно-правовой базе и развития реформы, они были конкретизированы в "Концепции Стратегии РАО "ЕЭС России" на 2005-2008 гг. "5+5".

Реформирование электроэнергетики осуществляется по основным направлениям в три этапа. Первый этап предполагает разработку нормативно-правовой базы реформирования отрасли, реформирование организации электроэнергетики, отработку механизмов ее функционирования, что позволит создать условия для существования конкурентного рынка электроэнергии, достигнуть финансовой прозрачности организаций. Второй этап предполагает привлечение инвестиций. Третий этап должен окончательно определить структуру отрасли.

В соответствии с планами реализации реформы, из крупных тепловых электростанций и гидростанций создано 7 федеральных генерирующих компаний (ФГК), которые будут финансово устойчивыми и смогут конкурировать (предполагается сделать компании близкими по техническим и экономическим параметрам, что не позволит ни одной из них доминировать на рынке). Атомные станции будут реформированы путем образования одной компании. Электростанции АО-энерго выделены из энергосистем и консолидированы в 14 Территориальных генерирующих компаний (ТГК), которые также будут участвовать в торговле на оптовом рынке.

Единая энергосистема России имеет неоднородную сетевую структуру. Объединенная энергосистема Дальнего Востока не имеет электрических связей с остальной частью ЕЭС, работает изолированно и лишь условно присоединяется к ЕЭС. ОЭС Востока составляет около 6 % мощности электростанций и электропотребления от общероссийских показателей. Она имеет несколько относительно крупных электростанций и слабую электрическую сеть при большой ее протяженности. Около ¾ электростанций являются тепловыми и работают на угле, обеспечивая 85% выработки электроэнергии. Это при том, что территории Дальнего Востока присущи следующие специфические факторы:

‑ холодный климат и, как следствие, самый высокий в стране расход теплоэнергии на бытовые нужды - 1,8 Гкал (для сравнения, в южной части России - 0,2 Гкал);

‑ низкая плотность населения, распространенного на большой территории, из-за чего ограничено развитие сетевой инфраструктуры;

‑ объективная дороговизна электроэнергии, обусловленная:

а) долей дальнепривозных углей, составляющей 60-65%;

б) высокой ценой угля;

в) долей транспортных расходов в цене одной тонны угля - 50%;

‑ высокая доля РАО "ЕЭС России" в теплоснабжении - в среднем 41% (по России доля в теплоснабжении составляет в среднем 33%);

‑ сравнительно небольшое количество субъектов рынка.

В первую очередь необходимо учитывать "неоднородность" структуры электроэнергетики на Дальнем Востоке - значительное количество изолированных (не связанных между собой электросетями) энергосистем и изолированных районов в отдельных энергосистемах. Объединены линиями электропередачи лишь АО "Амурэнерго", ОАО "Дальэнерго", ОАО "Хабаровскэнерго" и Южный узел ОАО "Якутскэнерго", которые и составляют ОЭС Востока.

В этой связи сформирована схема реформирования электроэнергетики Дальнего Востока, учитывающая невозможность внедрения конкурентных отношений и предполагающая создание единой компании в рамках ОЭС Востока. В настоящее время создается холдинг, состоящий из трех дочерних компаний: генерирующей, сетевой и сбытовой, со следующими основными параметрами: общая установленная мощность - 6000 МВт, годовой объем выработки – 21,5 млрд. кВтч, годовой объем продаж электроэнергии потребителям – 16,3 млрд. кВтч, годовая валовая выручка – 30 млрд. руб.