Авторы: Л.Д. Гительман, Б.Е. Ратников

Статья вышла в 2009 году в журнале "ЭнергоРынок", № 1-2

C ликвидацией РАО ЕЭС завершен важный этап рыночных преобразований в отрасли. Пришло время подвести промежуточные итоги, тем более что целевая структура рынка электроэнергии в полном объеме пока не сформирована. При этом следует подчеркнуть, что успешная реализация реформ такого масштаба, сложности и общественного значения в принципе невозможна без периодической корректировки курса и, более того, без определенного переосмысления первоначальной концепции. Проще говоря, возникает вопрос об оценке правильности выбора стратегии преобразований: следует ли продолжать движение к целевой модели или необходимо изменить эту траекторию в связи с новыми условиями развития электроэнергетики? Заметим, что вероятные общественные потери от смены курса могут быть гораздо меньшими, нежели те, которые образуются в результате крушения надежд.

Сторонники неизменности курса часто ссылаются на успешный опыт стран, завершивших подобные преобразования. Но известно, что этот опыт неоднозначен и противоречив. К тому же действующие за рубежом модели рынка электроэнергии отличаются большим разнообразием и, кстати, постоянно корректируются. В любом случае зарубежный опыт нельзя механически переносить на российскую почву.

Создается впечатление, что наиболее активные зарубежные и отечественные последователи идеологии кардинальных преобразований в электроэнергетике видят их смысл не в получении конкретных результатов в сферах инвестиций, цен или надежности, а в абстрактных ценностях либерализованного рынка, признанных универсальными для любой отрасли (в этом ряду - частная собственность, конкуренция, свободное ценообразование, потребительский выбор).

Специалисты, занимающие более взвешенную и прагматичную позицию, сосредоточены на предметных дискуссиях вокруг обоснования моделей конкурентного рынка, в целом принимая его идеологию.

В то же время существуют и ярые противники внедрения рыночных принципов в электроэнергетику. Их мнения можно обобщить в нижеследующих положениях:

1. Рынок в данной отрасли, даже хорошо организованный, дает толчок росту цен из-за повышенной сложности и риска. Подобная система позволяет манипулировать поставками и ценами, избегать серьезного контроля и дискриминировать потребителей. За всем этим в любом случае - групповые интересы бизнеса и возможность делать большие деньги. Отсюда вывод: свободный рынок способен быть эффективным во многих отраслях экономики, но не в электроэнергетике, которая поставляет не просто товар, а уникальную социальную услугу.
2. Для реальной конкуренции необходимо наличие большого числа энергокомпаний, находящихся в собственности инвесторов; только это позволяет снизить рыночную стоимость электроэнергии до уровня предельных затрат на ее производство. Однако это - иллюзия. Опыты с дерегулированием и конкуренцией пока не дали ни одного успешного примера. В некоторых странах, где имеется приемлемо высокое число энергопроизводителей, находящихся в общественной собственности (например, в Норвегии), либерализация - т. е. неограниченный свободный выбор поставщиков - не ведет к реальной конкуренции. В группе же стран с преобладанием энергокомпаний в частной собственности (США, Великобритания) при угрозе либерализации активы начинают немедленно сливаться, что в конечном счете приводит к установлению "виртуальных монополий" с соответствующими ценами.
3. В государствах с либерализованным рынком электроэнергии умеренное снижение цен если и происходило, то в основном для крупных индустриальных потребителей (заметим: после первоначального повышения цен на этапе формирования рынка). При этом никаких преимуществ не ощущали домашние хозяйства и другие мелкие клиенты, которые до сих пор подозревают, что именно они оплатили либерализацию. Вероятнее всего, в этих государствах предельно низкий ценовой уровень уже пройден, и цены будут снова расти.

Обобщая разные позиции, можно заключить, что все они базируются в значительной степени на субъективных, нередко эмоциональных суждениях. Дело в том, что отсутствует научно обоснованная методология определения критериев оценки эффективности концепций и соответствующих им организационно-экономических моделей рынка электроэнергии.

Метод оценки эффективности модели рынка

Предлагаемая комплексная оценка включает критерии: результативность, устойчивость, затратность. Данные критерии рекомендуется применять как для определения эффективности уже действующей системы рынка электроэнергии (и внесения необходимых корректив), так и на стадии разработки проекта преобразований в качестве обязательных условий.

Результативность 

Характеризует способность системы рынка реализовывать цели, заявленные в концепции реформы. Например: привлечение частных инвестиций в генерацию на основе дерегулирования ценообразования и свободного доступа производителей к сетевой инфраструктуре; сдерживание роста цен в результате конкуренции производителей; повышение качества обслуживания потребителей при свободном выборе ими поставщиков.

Результативность обеспечивается выполнением следующих базовых требований:

• первое - соответствие принятой концепции конкуренции технологическим особенностям и перспективам развития электроэнергетики;
• второе - сохранение баланса коммерческих и общественных интересов в развитии генерирующих мощностей;
• третье - защита потребителей от рыночных рисков в сферах спроса, приемлемости цен и надежности электроснабжения.

Устойчивость

Отражает свойство системы рынка, сформированной на основе определенной модели, поддерживать максимальный уровень результативности. Устойчивость зависит от:

• структурно-функциональной сложности системы рынка;
• способности к саморегулированию;
• качества внешнего регулирования.

Сложность повышается с увеличением количества функционально обособленных элементов системы и связей, обеспечивающих их взаимодействие. Причем с ростом размеров системы возникает риск диспропорций в развитии ее структурных элементов. Если же все они выполняют полезные функции, взаимодополняя друг друга, то отказ уже одного из них ведет к деформации цепочки связей и существенному падению результативности рынка. В то же время не исключается присутствие элементов, которые бесполезно нагружают систему и должны выявляться и удаляться на основе функционально-стоимостного анализа. Что касается связей, то они в подобных системах, как правило, являются инерционными и слабо детерминированными, потому что осуществляются не на основе естественных законов, как в чисто технических системах, а посредством действий участников рынка, реализующих собственные интересы.

Установленные правительством правила работы рынка, а также средства связи и информации эту проблему, к сожалению, в полной мере решить не в состоянии, поскольку она кроется в имманентной сущности больших социотехнических систем, к которым относится и рынок электроэнергии. Важно отметить, что умножение указанных связей - как следствие повышения структурной сложности - в конце концов может привести практически к распаду целостной системы на автономно функционирующие группы элементов, либо даже на отдельные элементы, с очевидными последствиями для результативности.

Саморегулирование - важнейшее требование к сложным социотехническим системам. Оно основано на самоорганизации игроков для принятия консолидированных решений по предупреждению диспропорций и деформаций в структуре рынка. Однако для саморегулирования необходима важная предпосылка: появление на рыночном пространстве критической массы субъектов, обладающих стратегическим типом поведения, адекватной профессиональной компетентностью и заинтересованных в стабильно высокой результативности своей деятельности на этом поле.

Высокое качество внешнего регулирования требует полной прозрачности системы рынка, четкой и рацио-нальной регламентации действий регулятора и, конечно, соответствующей квалификации лиц, осуществляющих регулирование. В этой связи отметим весьма вероятную опасность деструктивного воздействия на систему низкокачественного регулирования. 

Затратность 

Данный критерий отражает стоимость создания и функционирования модели рынка. Стоимость функционирования складывается из четырех составляющих:

1. дополнительные издержки, связанные с разделением вертикально интегрированных структур и образованием новых субъектов рынка;
2. затраты, вызванные уменьшением среднего размера одной компании (ослаблением действия "эффекта масштаба");
3. затраты на управление и регулирование рынка;
4. дополнительные затраты потребителей - участников оптового рынка.

Обратим внимание, что все перечисленные составляющие способствуют существенному росту ценового фона рынка, тем более в условиях инфляции. Теоретически результаты ценовой конкуренции и повышение качества услуг должны компенсировать и даже перекрывать указанные затраты. Если этого не происходит, то общественная цена такой модели рынка становится неприемлемой.

Оценку эффективности проводимого курса (концепция плюс модель) следует осуществлять с учетом реалий развития электроэнергетики в обозримой перспективе. Среди них особое значение имеют:

• напряженность баланса генерирующих мощностей;
• изменение структуры мощностей в сторону АЭС, ТЭС на твердом топливе, ГЭС;
• дальнейшее развитие теплофикации преимущественно на базе ГТУ и ПГУ;
• повышение цены на природный газ и ограничения по его поставкам в электроэнергетику;
• рост стоимости сооружения новых электростанций и сокращение относительной эффективности конденсационных ПГУ (на природном газе);
• повышение чувствительности многих потребителей электроэнергии к ценовому фактору (на фоне инфляции и пессимистических ожиданий в отношении роста доходов населения);
• разуплотнение графиков нагрузки энергосистем и повышение значения маневренных генераторов;
• обострение кадровой проблемы (как в электроэнергетике, так и в обеспечивающих отраслях);
• рост стоимости заемного капитала.

Таким образом, в перспективе ожидается существенное ужесточение режимного фактора, увеличение инвестиционных рисков, актуализация защиты потребителей от рыночной волатильности и роста цен на электроэнергию. В этих условиях повышается значение размера энергокомпаний, усиления централизации в управлении развитием ОЭС в соответствии с национальной стратегией, взаимовыгодного взаимодействия энергокомпаний с потребителями (вне поставок собственно электроэнергии). 

Проблема конкуренции

Исходя из критерия результативности, можно сказать, что формирование конкурентной среды - ключевой вопрос рыночных преобразований в электроэнергетике. Ниже речь пойдет о конкуренции в сфере покупки/продажи электрогенерации на оптовом рынке при использовании потенциала действующих мощностей.

Сформулируем необходимые условия эффективной конкуренции на оптовом рынке:

1. Наличие значительных избыточных мощностей и некоторого оптимального количества энергокомпаний.
2. Достаточное развитие сетевой инфраструктуры (как минимум в зоне ОЭС).
3. Наименьшие режимные ограничения (отсутствие или небольшая доля АЭС, ГЭС и ТЭЦ).
4. Относительно низкие и стабильные цены на природный газ как высокоманевренное "рыночное" топливо для ТЭС.
5. Широкий диапазон дифференциации стоимости генерации среди участников рынка (в части переменной составляющей издержек).
6. Благоприятный инвестиционный климат (низкая инфляция, приемлемая стоимость заемного капитала и др.).
7. Относительно высокие доходы населения и энергосберегающая активность в производственном потреблении, что способствует снижению чувствительности потребителей к растущим ценовым нагрузкам.

Рассмотрим подробнее некоторые из перечисленных пунктов.

Избыток мощностей. Вряд ли кто будет возражать, что это необходимое условие для конкуренции: предложение должно превышать спрос. По имеющимся оценкам, для эффективной работы рынка указанный резерв должен быть не менее 30-40%. Но какова природа возникновения подобного резерва? Главным образом, это следствие низких инвестиционных рисков в прошлом, когда они посредством регулируемых цен (тарифов) перекладывались на потребителей в традиционной "индустриальной модели" организации электроэнергетики. При этом фактор неопределенности спроса здесь особого значения не имел. Поэтому, когда спрос снижался, в энергосистемах накапливались свободные генерирующие мощности. Ведь вложенные средства все равно возмещались, несмотря на падение коэффициента использования установленной мощности электростанций. Вот и возникла задача вывести из эксплуатации излишние устаревшие мощности. Тем более что технический прогресс к тому времени предоставил новые возможности, в том числе компенсирующие потери "эффекта масштаба" при дезинтеграции энергокомпаний, необходимой для отделения потенциально конкурентных сфер деятельности от естественно-монопольных.

Но когда при свободном конкурентном ценообразовании риски переходят к владельцам генераторов, ситуация кардинально меняется. В частности, интерес к новым вводам, которые должны поддерживать конкурентную среду, резко снижается. Реализуются только малокапиталоемкие и быстро окупаемые проекты, что для современной электроэнергетики недостаточно. Причем в условиях инфляции и роста цен на топливо (особенно газовых) проблема новых вводов усугубляется. И как результат - взлетают цены на спотовом рынке, где предложение падает по отношению к спросу. Но если конкуренция угасает, включается регулятор, т. е. результативность свободного рынка по существу сводится на нет.

Из сказанного следует вывод: избыточность - как необходимое условие обеспечения конкуренции- можно рассматривать лишь в качестве вероятностного, а не детерминированного события. 

Режимный фактор. Реально конкурировать способны только участники рынка, находящиеся в одинаковых стартовых условиях. Между тем для электроэнергетики характерна режимная специализация объектов генерации. По существу, это разные "весовые категории". Не может же пиковая ГТУ соперничать с базовой АЭС, угольная ТЭС - с газовой, ТЭЦ -с КЭС и т. д. Значит, теоретически следует обеспечивать избыточность мощностей в каждой группе однородных по режиму использования в энергосистеме электростанций. В противном случае объем собственно конкурентного рынка становится пренебрежимо малым. Однако насколько это возможно практически?

Специфика участия в рынке. Конкуренция в классической трактовке предполагает прекращение производства при высоких издержках и даже уход с рынка. Но это принципиально неосуществимо для подавляющего большинства электростанций. Часть из них вообще не могут работать в переменном режиме. Даже по остановленным мощностям требуется оплачивать как минимум постоянные издержки для поддержания готовности оборудования, поскольку спрос на энергию (мощность) в любом случае остается вероятностной категорией. Риск не продать электроэнергию однозначно отсутствует для АЭС, ГЭС, ТЭЦ, крупных угольных ТЭС. Таким образом, граница конкурентного рынка сужается до такой степени, что цены перестают служить действенными сигналами для инвесторов, как это предполагалось при его проектировании.

Для субъектов спотового рынка, участвующих в аукционах ценовых заявок, установлены достаточно щадящие правила, слабо мотивирующие конкурентное поведение. Если не продал на рынке "на сутки вперед" - продашь на балансирующем, там не продал - перешел на рынок резервов и т. д.

Почасовые цены сильно колеблются от суток к суткам, так как при одном и том же спросе предложение может быть разным (вывод энергоблоков в ремонт, сезонное изменение выработки на ГЭС и др.). Это требует загрузки относительно менее эффективных генераторов, замещающих более "дешевые" установки.

Подведем итог. Избыточность как случайное событие, режимная специализация диспетчируемых генераторов и дискретный характер участия в рынке высокоэкономичных производителей в совокупности приводят к тому, что в процессе выработки электроэнергии на действующих электростанциях поддержание конкуренции в качестве стабильного мотивирующего инструмента малоперспективно (хотя в принципе нельзя исключить такую возможность в отдельные периоды времени и в отдельных энергосистемах).

Что касается розничного рынка, то разделение распределения и сбыта электроэнергии по разным компаниям имеет смысл только при условии реальности создания эффективной конкурентной среды на данном рынке. Для этого необходимо выполнение следующих требований:

• наличие некоторого количества равновеликих энергосбытовых компаний (ЭСК), имеющих полную свободу действий по привлечению клиентов на определенной территории; причем это не должна быть олигопольная схема деления рынка на зоны обслуживания (как в сегодняшней практике);
• все ЭСК обязаны соответствовать общепринятым критериям финансовой устойчивости и платежеспособности;
• в отношении любой лицензированной ЭСК недопустима дискриминация со стороны производителей (генераторов) при заключении прямых договоров как на оптовом, так и на розничном рынках;
• наряду с ценовой должна присутствовать и неценовая конкуренция между ЭСК в части предоставления клиентам набора дополнительных услуг (различные схемы расчетов, энергосберегающие проекты, комплексные поставки тепло- и электроэнергии и т. д.);
• клиенты (потребители) должны иметь не только возможность, но и заинтересованность в смене поставщика.

Вероятно, в связи с объективной инерционностью "большой" электроэнергетики и отсутствием достаточных избыточных мощностей ценовой диапазон для ЭСК на оптовом рынке будет весьма ограничен. Поэтому многое зависит от развития малой энергетики (распределенной генерации) на розничном рынке, наличия неценовой конкуренции и динамичности потребителей в отношении выбора поставщиков.

Если перечисленные условия отсутствуют, то необходимо выяснить, какие последствия вызывает дезинтеграция распределения и сбыта электроэнергии, прежде всего в ракурсе взаимоотношений энергокомпаний этих видов бизнеса между собой и с потребителями. В частности, речь идет о совершенствовании учета электропотребления, процедуре заключения новых договоров, ответственности за надежность электроснабжения, устранении коммерческих потерь и повышении платежной дисциплины. Здесь главное - оценить изменения в издержках и результативности указанных видов деятельности.

Структурная сложность модели рынка

Полная целевая модель оптового рынка электроэнергии помимо основных элементов: рынка “на сутки вперед”, рынка мощности и рынка свободных двухсторонних договоров, включает также рынки: балансирующий, резервов, системных услуг, “производных финансовых инструментов” и “финансовых прав на передачу”. Такая структура объясняется тремя факторами. Во-первых, стремлением разработчиков (здесь неважно, зарубежных или отечественных, копирующих их подходы) внедрить конкурентнорыночные механизмы буквально во все сферы деятельности и процессы, имеющие место на оптовом рынке. Во-вторых, попыткой взаимно нейтрализовать пороки отдельных рынков. В-третьих, необходимостью приспособления рыночных механизмов под технологические особенности энергопроизводства, режимные и сетевые ограничения в электроэнергетических системах.

Так, реализация принципа маржинального ценообразования на оперативном рынке “на сутки вперед” по техническим причинам требует подключения регулировочного (балансирующего) рынка, а также рынка мощности для оплаты постоянных издержек производителей электроэнергии. Здесь предпринята попытка совместить биржевые технологии торговли с отраслевыми особенностями электроэнергетики.

Но на спотрынке режим торговли краткосрочный, а цены отличаются высокой волатильностью . Поэтому этот рынок комбинируется в том или ином сочетании с внебиржевым рынком двухсторонних (средне- и долгосрочных) контрактов. При этом усредненные цены спотрынка используются в качестве справочных при заключении подобных договоров. Однако и контрактный рынок не свободен от недостатков; например, риски неисполнения физических поставок, дискриминация “неконкурентоспособных” потребителей и др. Так как цены, зафиксированные в договоре, со временем значительно отклонятся от биржевых (на спотрынке), то либо покупатели, либо продавцы периодически будут нести относительные потери. Для страхования (хеджирования) ценовых рисков и компенсации потерь контрагентов вводиться биржевая торговля финансовыми контрактами (фьючерсы, опционы и т.д.).

Наличие системных ограничений для физических поставок электроэнергии – узких сечений в сетях – потребовала применения “узловых” цен на спотрынке. При этом введение оплаты за использование узких сечений, соответствующей разнице в узловых ценах, обусловило еще один дополнительный рынок: “финансовых (или фиксированных) прав на передачу”.

Какое же влияние может оказать структурный фактор на устойчивость системы рынка, созданной на основе данной модели?

Во-первых, это проблема рационального соотношения спотрынка, конкурентного рынка и рынка производных финансовых инструментов. Так, если объем спотрынка относительно мал, то резко ослабевают ценовые сигналы для заключения двусторонних контрактов и не поступает необходимая информация для эффективного функционирования рынка производных финансовых инструментов. При увеличении объема спотрынка сверх некоторой оптимальной величины возрастает ценовая волатильность и неопределенность в планировании, которая не компенсируется в случае недостаточного развития рынка финансовых контрактов (фьючерсы, опционы и др.). Отметим, что постоянное поддержание оптимальных пропорций в развитии этих рынков практически невозможно - здесь очень сильная случайная составляющая. Во-вторых, наличие в системе разнородных элементов; в частности, в переходный период имеет место сочетание свободных и регулируемых рынков. При неблагоприятных ситуациях здесь возможно возникновение ценовых диспропорций (на оптовом рынке нерегулируемые цены, а на розничном – фиксированные). В-третьих, функциональное разделение процессов: генерация - передача - сбыт. Существует вероятность возникновения проблемы координации развития отдельных элементов энергосистемы (электростанции и электрические сети).

Подключения к основному (физическому) рынку вспомогательных финансовых на первый взгляд имеют свою логику. Например, в части обеспечения функций финансовой стабилизации и повышения надежности планирования для участников торговой системы. В то же время существует опасность, что по мере развития финансовых рынков и роста спекулятивной составляющей в их функционировании возможен отрыв от «физической» базы и перемещение какой-то части финансовых потоков из реального сектора оптового рынка. По крайней мере, пока не ясно, как все это скажется на результативности целевой модели в части ценовой динамики инвестиционной активности.

Что касается саморегулирования (см. выше), то позитивным шагом в этом направлении является создание Совета по рынку, хотя его общественную эффективность также еще предстоит оценить. Пока среди участников рынка количество компетентных «стратегов» еще далеко от нужной «критической массы».

Потенциал внешнего регулирования оценивается невысоко из-за недостаточной прозрачности системы рынка в контрольных точках (плохой регулируемости), отсутствия нормативной базы целевого стабилизационного регулирования, адекватной системе со столь сложной структурой, а также практических навыков такой работы у государственных органов, привыкших к выполнению узкого круга стандартных функций, не требующих оперативных решений.

Интересы собственников и национальная стратегия

Продажа активов генерирующих компаний государством и смена собственников преследуют две цели. На первом этапе государство получает средства, которые направляются в качестве инвестиций в объекты, где частный бизнес участвовать по определенным причинам не может (сетевой комплекс, гидроэнергетика). Конечно, здесь возникает проблема эффективного использования этих финансовых ресурсов.

На втором этапе ожидается, что начнут действовать новые собственники и привлекать инвестиции на развитие своего бизнеса. Этот этап самый важный; его результаты тестируют состоятельность реформы электроэнергетики в целом.

Вот здесь возникает элемент неопределенности в поведении новых собственников. Мировой финансовый кризис, инфляция в стране, рост цен, неясная коммерческая эффективность угольных ТЭС, очевидно, будут сдерживать развитие ОГК и ТГК. Чтобы активировать процесс, надо в разы повысить цены на электричество на розничном рынке. В противном случае, владельцы генерирующих компаний будут по мере возможностей только оптимизировать загрузку своих электростанций и ждать привлекательных ценовых предложений от правительства. Будет иметь место и дальнейшая смена собственников, особенно при изменении рыночной стоимости активов. Таким образом, несмотря на все соглашения с правительством при покупке компаний, новые собственники вряд ли будут преисполнены энтузиазма участвовать в реализации национальной стратегии электроэнергетики. И они по-своему правы, когда им, по существу, навязывают сооружение коммерчески неэффективных объектов.
Да, правительством предусмотрен в данной ситуации механизм гарантирования инвестиций. И это, безусловно, шаг в правильном направлении. Но вот вопрос: насколько сильно доверие частного бизнеса к подобного рода гарантиям? Заменят ли они стремление бизнеса получить более высокие доходы непосредственно от потребителей? Насколько гибок этот механизм и способен к перенастройке в соответствии с изменяющимися внешними условиями?

Реформа и потребитель

Бесспорно, главным пользователем результатов проводимых преобразований в отрасли должен быть потребитель электроэнергии. Но именно в сфере обеспечения интересов потребителей электроэнергии наиболее ярко проявляются слабости реформы. В частности, речь идет:

• об обеспечении спроса генерирующими и транспортными мощностями;
• приемлемых ценах;
• надежности электроснабжения (бесперебойность и качественные параметры).
• В условиях «либерализованного» рынка существенно повышается неопределенность внешней среды для потребителя. Появляются новые проблемы, в частности,
• рост и колебания цен, вызванные реструктуризацией отрасли и спецификой функционирования спотрынка;
• отсутствие гарантий покрытия растущего спроса ввиду высокой вероятности дефицита генерирующих мощностей и (или) ограничений по пропускной способности электрических сетей;
• возможные сбои в сложном финансовом механизме рынка, ведущие к приостановке поставок;
• децентрализация ответственности за бесперебойность и качество электроснабжения при отсутствии эффективных компенсационных механизмов;
• дополнительные затраты и риски, связанные с участием в оптовом рынке и формированием ценовых заявок.

Особо следует отметить слабую защиту от влияния ценового фактора части населения с низкими доходами, предприятий социальной среды и малого бизнеса. Что касается производственных потребителей, заинтересованных в создании собственных высокоэффективных энергоисточников, то они пока испытывают затруднения в реализации своей дешевой избыточной энергии на рынке.

Итоги оценки курса

Оценивая внедряемый вариант целевой модели рынка электроэнергии по критериям результативности, устойчивости и затратности, можно заключить, что его эффективность не может претендовать на положительную общественную оценку. Здесь очень важно подчеркнуть то обстоятельство, что данная модель способна реализовать свой потенциал только при наличии комплекса необходимых условий, которые в принципе могут иметь место, но лишь периодически как стечение благоприятных обстоятельств, на которые сам рынок влиять не может. Более того, в отсутствии указанных условий эта модель может оказывать даже деструктивное воздействие на экономические процессы в электроэнергетике. Это потребует соответствующих нештатных вмешательств регулирующих органов, которые в свою очередь могут оказаться далеко не безупречными.

Вероятно, самый крупный концептуальный просчет разработчиков- это идеалистическое представление о потенциале конкурентной среды в генерации электроэнергии на действующих электростанциях и возможностях реализации этого потенциала с помощью искусственных инструментов. Сказалась явная недооценка влияния ряда важных технологических факторов и новых реалий внешней среды: сдвигов в структуре генерирующих мощностей, перспективных энергобалансов, режимов выработки электроэнергии. В связи с этим можно предположить, что нестабильность и слабость конкурентных сил на оптовом рынке и их отсутствие на розничном, способны обрушить всю эту сложную и дорогостоящую конструкцию.

Поэтому закономерно возникает вопрос: либо продолжать изначально взятый курс на внедрение радикальной модели неприемлемого общественного риска, либо все-таки признать необходимость корректировки стратегии преобразовании.

Мы предвидим возражения сторонников нынешнего либерального курса: «весь мир идет этим путем» ; «это отказ от рыночных реформ и откат назад»; «свободный рынок имеет недостатки, но лучше его ничего не придумано». Интересно, что когда этот квазиконкурентный рынок будет демонстрировать очевидные провалы, например, в отношении цен и инвестиций, то как всегда одни из этих защитников будут говорить о не доведенных до конца преобразованиях, а другие о неэффективном государственном регулировании.

Наверное, также бытует мнение, что как бы там ни было, «лошадей на переправе не меняют» и переоценка курса является вредной в политическом и экономическом отношениях. 

Попробуем заранее ответить на обозначенные выше аргументы. Во- первых. отдельные страны идут различными путями в реформировании национальной электроэнергетики. Известны разные модели рынка, Россия же выбрала наиболее радикальную, сложную, дорогую и рисковую. Во- вторых, речь идет не об отказе от продолжения реформ, а о заблаговременном обновлении курса с целью комплексного повышения эффективности электроснабжения народного хозяйства. Главное, необходим другой взгляд на конкуренцию и обеспечение интересов потребителей. Наконец, и это нужно подчеркнуть со всей определенностью, не подлежат пересмотру такие фундаментальные результаты начатой реформы как приватизация и реструктуризация отрасли.

Принципы корректировки курса

Необходимо отметить, что на этапе, когда уже принято немало решений, резкая смена идеологии преобразований чревата шоковыми последствиями. Здесь требуются более осторожные шаги, не предполагающие разовый и полный демонтаж созданных рыночных структур, а направленные на их последовательную адаптацию в рамках обновленного курса и нейтрализацию свойственных этим структурам рисков. С другой стороны, логично было бы пересмотреть целесообразность дальнейшей разработки некоторых весьма сложных и основанных на парадигме виртуальной конкуренции, сомнительных по результативности конструкций, находящихся в стадии проектной разработки (рынки мощности, системных услуг, производных финансовых инструментов и др.). Наконец, отдельные положения пересмотра курса вообще не связаны с уже созданными инструментами и не требуют для своей реализации «болезненных» процедур.

Предлагаемые меры направлены на повышение эффективности модели рынка, исходя их приведенных выше критериев результативности, устойчивости и затратности. Причем в этих предложениях особый акцент сделан на безусловное обеспечение и защиту интересов потребителей электроэнергии.

1. Смена парадигмы конкуренции: от функционирования к развитию.

Приоритет – конкуренция в создании генерирующих мощностей, а не в их использовании, то есть на инвестиционной стадии, а не на эксплуатационной. Это объясняется тем, что, очевидно, - в обозримой перспективе не удастся обеспечить необходимый избыток генерации (естественно, сверх необходимого технического резерва). К тому же стоит заметить, что конкурентная среда наиболее результативна только тогда, когда она имеет естественное происхождение, а не формируется с помощью специально разработанных механизмов. Наглядный пример тому – неустойчивый, сложный и дорогостоящий спотрынок, способный функционировать лишь при наличии определенных условий и ограничений (как, кстати, любая искусственная модель).

Конкуренция в сфере создания генерирующих мощностей, это, по существу, «конкуренция инвестиционных проектов». В частности, для генерирующих компаний с тепловыми электростанциями она может проявляться в различных формах. 

Так, ТЭЦ испытывают естественное конкурентное давление со стороны альтернативных источников теплоснабжения. Причем такая конкуренция в отдельных регионах может приобретать весьма острый характер. 
По режимным и технологическим причинам тепловые электростанции не могут конкурировать с АЭС и ГЭС в процессе выработки электроэнергии. Однако, например, экономичная реконструкция ТЭС с увеличением ее мощности может снизить новые вводы на АЭС и даже ГЭС.

Особое значение имеет конкуренция генерирующей компании с промышленными предприятиями, сооружающими высокоэффективные собственные энергоисточники, в частности ТЭЦ на основе газотурбинных технологий. 
Нельзя недооценивать в качестве фактора конкуренции и развитие весьма мобильной малой (распределенной) генерации, способной внести существенный вклад в повышение оперативности и надежности энергоснабжения в отдельных регионах.

Важно, что естественная конкуренция (стихийная) должна сосуществовать с организованной, реализуемой в виде аукционов проектов сооружения новых электростанций, проводимых в формате госзаказа на федеральном и региональном уровнях.

Недостаточное внимание пока обращается на создание эффективной конкурентной среды на рынках, внешних по отношению к объектам электроэнергетики, – источниках ресурсов для развития отрасли: топлива, оборудования, разнообразных инвестиционных услуг (проектирование, строительство и т.д.). В этой связи следует подчеркнуть, что именно там формируется потенциал технико-экономической эффективности энергетического производства. Также отметим такой важный фактор как конкуренция на рынках трудовых ресурсов. Тем более, что проблема дефицита квалифицированных кадров в электроэнергетике в обозримой перспективе будет только обостряться, причем существенно.

2. Развитие механизмов частно-государственного партнерства.

Речь идет о согласовании коммерческих интересов частных генерирующих компаний с долгосрочными общественными целями и приоритетами, сформулированными в национальной стратегии развития электроэнергетики. Правительство формирует госзаказ на сооружение определенных генерирующих мощностей в соответствующих энергосистемах (регионах). Этот госзаказ обеспечивается необходимым мотивационным механизмом в отношении гарантий реализации энергии (мощности), цен, окупаемости капиталовложений и т.д. Причем, частные компании с ТЭС могут привлекаться также к инвестициям в АЭС и ГЭС, с гарантией возврата капитала (через амортизацию) и получения привлекательной прибыли на капитал. Это направлено на компенсацию потерь теплоэлектроэнергетических компаний, вызванных снижением доли ТЭС в балансе мощностей.

Заметим, что инфляция, рост цен на топливо и приоритеты технической политики в обозреваемой перспективе значительно повышают роль частно-государственного партнерства в развитии генерирующих мощностей. Тем более, что в условиях текущего финансового кризиса проблема привлечения частных инвестиций резко обостряется.

В связи с происходящим финансово-экономическим кризисом сделаем следующее замечание. Совершенно ясно, что даже в идеале не существует такой конструкции энергетического рынка, которая была бы способна противостоять форс-мажорным обстоятельствам подобного происхождения, если экономика страны в целом не имеет к ним соответствующего иммунитета. Понятно, также, что в этих условиях крупные частные инвестиции в электроэнергетику не пойдут, а отечественная банковская система не в состоянии кредитовать капиталоемкую отрасль в силу хронического дефицита ликвидности и высоких рисков, вызванных спадом производства и полной неопределенностью в отношении будущих доходов заемщиков. Таким образом, вполне вероятно, инвестируемые программы будут заморожены и в очередной раз потеряно время для модернизации и развития отрасли. Тем не менее, ситуацию можно было бы поправить, если бы государство взяло на себя полностью и целиком управление инвестиционными процессами в электроэнергетике, оперативно задействовав все практически возможные механизмы прямого и косвенного регулирования (подчеркнем, что речь не идет о национализации отрасли). Однако, возникает вопрос, способно ли государство в принципе эту функцию выполнить? Готово ли правительство вообще к обсуждению этой темы?  

3. Модификация модели спотрынка.

В зависимости от ситуации с избыточностью энергобаланса вводятся два режима работы этого рынка . При наличии избыточности мощностей сверх определенного минимального предела рынок функционирует в упрощенном режиме одностороннего ценового аукциона. Для этого требуется ряд корректировок:

• прекращение участия покупателей в формировании цен (переход на односторонний аукцион ценовых заявок);
• переход от маржинальных к средним ценам на генерацию, включающим и стоимость единицы рабочей мощности «генераторов»;
• применение верхнего предела цены на генерацию не только для рынка в целом, но и по укрупненным группам однотипных генераторов;
• увеличение продолжительности внутрисуточных интервалов при формировании цен (с целью их стабилизации);
• введение регулярного контроля рабочей мощности «генераторов» и жестких мер по пресечению несанкционированного увода мощностей с рынка (с целью искусственного подъема цены).

В случае отсутствия избыточности, достаточной для первого режима переходим ко второму: диспетчерской оптимизации распределения нагрузок между генераторами. При этом аукцион ценовых заявок производителей отменяется, а оптимизация осуществляется по зоне ОЭС с использованием формулы «цены на генерацию», дифференцированной по типам генераторов. Таким образом, формируются единые регулируемые средневзвешенные цены по выделенным оперативным интервалам в суточном разрезе. Подобный механизм обеспечивает для всех потребителей, дислоцирующихся в данной ОЭС, равные возможности пользования как результатами оперативной оптимизации нагрузок, так и, что особенно важно, эффективной структурой генерирующих мощностей, сформированной по результатам конкуренции инвестпроектов.

Если энергосистема жестко сбалансирована по установленной мощности электростанций и максимальной нагрузки региона, то экономическая оптимизация становиться невозможной и заданные генератором режимы определяются их маневренными возможностями.

4. Регулирование рынка двусторонних договоров.

В условиях разброса значений издержек производства в широком диапазоне возникает опасность, что небольшое число наиболее эффективных (дешевых) производителей заключает выгодные контракты с узким кругом «элитных» потребителей. Поэтому необходимо контролировать договорные цены подобных субъектов с тем, чтобы они не отличались значительно от средней стоимости генерации на оптовом рынке. Для этого надо, чтобы в структуре поставок потребителям, доля высокоэффективных поставщиков не превышала установленного предела. Если это неприемлемо для некоторых крупных энергоемких предприятий, они должны подумать о собственных энергоисточниках.

Заметим, что при отсутствии необходимой для конкуренции необходимой избыточности генерирующих мощностей, двухсторонние договора на оптовом рынке теряют смысл. В этом случае активируются договора на розничном рынке, где предполагается интенсивное развитие малой генерации. (см. ниже)

5. Защита специально значимых потребителей.

Определенный контингент потребителей: малообеспеченная часть населения и социальная сфера – должны адресно защищаться государством от рисков роста цен на электроэнергию и тепло. Наиболее целесообразен подход, при котором уполномоченная правительством структура выступает в роли «закупочного агентства», приобретающего энергоносители на оптовом рынке по ценам, обеспечивающим разумную рентабельность бизнеса, и продающего на розничном по более низким, социально-приемлемым ценам. Продолжать решение проблемы социальной защиты посредством социальных нормативов потребления и гарантирующих поставщиков в их нынешнем виде - путь малоперспективный, пригодный для относительно невысокого ценового фона. Безусловно, недопустимо также перераспределять издержки энергоснабжения между группами потребителей.

6. Внедрение прогрессивных форм взаимодействия поставщиков и потребителей энергии.

Необходимо активно мотивировать энергокомпании, в особенности, ТГК и сетевые распределительные, начать серьезно заниматься управлением спросом (повышением энергоэффективности потребления) на обслуживаемых территориях. Это позволит снизить издержки энергоснабжения, повысить его надежность, сдерживать цены и вообще снизить неопределенность будущего спроса. Основная идея управления спросом - это баланс интересов энергокомпаний, потребителей и регионов.

7. Развитие распределенной генерации.

Следует всемерно форсировать развитие малой энергетики (распределенной генерации) в регионах, специально стимулируя независимых производителей. Таким путем можно преодолеть объективную инерционность большой энергетики, нередко не поспевающей за спросом, и создать дополнительную конкурентную среду в генерации электроэнергии. 

Заметим, что ввиду высокой эффективности управления спросом и малой энергетики, эти два направления должны стать приоритетными для субъектов РФ.

8. Обеспечение надежности электроснабжения.

Настоятельно требуется создать механизм реальной экономической ответственности за бесперебойность и качество электроснабжения потребителей. В этом отношении необходимо разработать и принять новые прогрессивные стандарты надежности и методику оценки ущербов от перерывов электроснабжения.

Подчеркнем, что три последних предложения по существу не связаны с пересмотром курса, но, в то же время, они дополняют и обогащают стратегию преобразований, существенно повышают ее общественную эффективность, снижая неопределенность и риски решений участников рынка.