С конца 2003 года сделана попытка конкурентного ценообразования на оптовом рынке электроэнергии

(аналитическая записка)

Предлагаем ознакомиться с анализом состояния рыночных отношений в энергетике, составленным рабочей группой энерготрейдеров. Данный материал сформирован по результатам обсуждений различных тем по работе оптового и розничных рынков. Вполне возможно, что найдутся доводы не в пользу некоторых выводов, но на отдельные темы материала необходимо смотреть комплексно.

Свое мнение можно заявить по адресу mitox@mail.ru.

После энергоаварии на подстанции Чагино, а также суровой зимы 2005-2006 гг. государство и РАО «ЕЭС России» всерьез озабочены состоянием мощностей и привлечением инвестиций в отрасль посредством допэмиссии акций ряда генерирующих компаний и намерением государства в 2007 году предусмотреть в бюджете средства для участия в уставных капиталах ФСК, ГидроОГК и Системного оператора и увеличения своей доли в ФСК и Системном операторе до 75% а в ГидроОГК-до 50%.

С чем связано беспокойство государства? Ведь проводимая реформа направлена как раз на естественное привлечение инвестора в энергетику за счет либерализации отношений на оптовом и розничных рынках и, как следствие, поддержание надежной работы ЕЭС России. Другими словами, поставленная в начале реформы цель- это обеспечение нормализации экономически справедливых отношений в отрасли в сочетании с сохранением качества и надежности энергоснабжения потребителей электроэнергии на основании рыночных механизмов, а не методов государственного регулирования.

Данный материал — попытка анализа существующих правил оптового рынка и предлагаемых итераций его развития в совокупности с предлагаемыми к принятию правилами розничных рынков для определения возможности реализации основной заявленной цели реформы отрасли.

1. Оценим заявленные задачи реформирования электроэнергетики - реструктуризация отрасли и либерализация рынка с целью предотвращения дефицита мощностей и результаты их решения

Во-первых, планировалось оживить отрасль за счет привлечения в нее частного капитала с помощью формирования новых инвестиционно-привлекательных генерирующих, сбытовых компаний. И при этом сохранить в руках государства контроль за стратегически важными инфраструктурными субъектами электроэнергетики - Федеральной сетевой компанией (далее-ФСК) и Системным оператором (далее-СО), являющимися гарантом недискриминационного доступа к монопольным услугам по передаче и диспетчеризации.

Во-вторых, обеспечить для инвесторов долгосрочную привлекательность новых компаний в виде постепенного снижения государственного регулирования взаимоотношений на рынке в части определения финансовых потоков за купленную/проданную электроэнергию введением конкурентных отношений на оптовом рынке. Если до момента реформирования отрасли существовало 100%-ное тарифное регулирование, то с конца 2003 года была введена попытка конкурентного ценообразования на оптовом рынке электроэнергии (далее - ОРЭ).

Таким образом, можно говорить, что:

• реструктуризация отрасли (в части формирования сбытое, ОГК и ТГК) - это формирование инструментов, способных приносить прибыль инвестору или собственнику;

• либерализация отношений на оптовом рынке (правила ОРЭ и создание ФСК, СО и АТС) это создание условий для устойчивого функционирования бизнесов, способных обеспечить прибыль от их деятельности.

Текущие результаты решения поставленных задач следующие:

1) вводится механизм гарантирования инвестиций, обеспечивающий возврат инвестору вложенных средств с необходимой нормой прибыли на вложенный капитал посредством платы за услуги по формированию технологического резерва генерирующих мощностей.

2) сроки создания новых компаний не выдержаны - компании (ОГК и ТГК) начинают работать, выстраивая новые взаимоотношения как с внешними контрагентами, так и между структурными подразделениями, только сейчас. Необходимо отметить, что системообразующие инфраструктурные организации (СО и ФСК) до сих пор находятся в собственности РАО «ЕЭС России» и данная зависимость вызывает серьезные нарекания со стороны независимых субъектов ОРЭ.

3) конкуренция на ОРЭ введена гораздо раньше, но оптовый рынок, пришедший на смену ФОРЭМ, оказался не способным обеспечить нормальную либерализацию отношений между субъектами ОРЭ. Тем не менее, необходимо отметить положительный момент правил работы ОРЭ - отработка взаимоотношений между субъектами ОРЭ и инфраструктурными организациями рынка, являющихся достаточными для поддержания технологии функционирования рынка.

Текущая модель оптового рынка (5-15%) содержит в себе ряд проблем, которые в настоящий момент априори не могут вести нормальную конкуренцию на рынке и не могут сделать генерирующие активы привлекательными для инвестора по следующим причинам:

• прямая зависимость режимов работы генерации от субъективного мнения СО, имеющего возможность, определив технологические рамки работы генератора в виде предварительного диспетчерского графика, сделать загрузку по результатам торгов невозможной;

• зависимость цен в секторе свободной торговли (далее - ССТ), формируемых по результатам торгов, от тарифов регулируемого сектора (далее - PC), устанавливаемых государством в лице ФСТ, и отсутствие доступа у субъектов ОРЭ к технологической информации, влияющей на узловые цены (неприятное условие для инвестора, пытающегося оценить уровень цен через определенный промежуток времени для оценки сроков возврата вложенных средств);

• существующий механизм, решающий задачу недопущения угрозы холостых сбросов на ГЭС (далее - режим УХС), осенью 2005 года привел к существенным финансовым потерям одного из субъектов ОРЭ; отказ от сохранения в текущей модели рынка в Сибири ранее действовавшего в таких ситуациях механизма «Сверхплановых торгов» является серьезной ошибкой. Тепловые станции одного из субъектов были принудительно разгружены, что привело к неисполнению планового баланса ФСТ и вынудило его заместить производство электроэнергии приобретением дорогой электроэнергии с оптового рынка;

• сектор отклонений в том виде, в котором он существовал, и по большей части его текущий «правопреемник» - балансирующий рынок - используются для стимуляции субъектов рынка к более точному прогнозированию потребления по территории (его качественному планированию на отдельном предприятии), а также для стимулирования генерации к точному исполнению режимов, сформированных по результатам торгов с основной целью - стабилизировать работу всей ЕЭС России. Помимо данной задачи сделана попытка введения регулирования режимов генерации в течение суток X на основе заявок участников торгов-генераторов, поданных в сутки Х-1, но она не в полной мере отражает все потребности генерации.

Задачи реорганизации отрасли и либерализации отношений на оптовом рынке - это два параллельно выполняемых процесса, но РАО «ЕЭС России» было вынуждено отвлечься на решение проблем ОРЭ, разрабатывая НОРЭМ - правил функционирования розничных рынков, способных обеспечить работу выделяемых сбытовых компаний на оптовом рынке.

В условиях, когда на рассмотрение параллельно выносится вопрос реорганизации отрасли и вопрос о необходимости принятия новых правил, регулирующих отношения на всех уровнях, вполне естественным является позиция государства по придержанию принятия решений и о реорганизации, и в части утверждения новых правил в отрасли.

И это в ситуации, когда наиболее важным и первоочередным для завершения являлось и является выделение конкурентных бизнесов и привлечение в них инвестора и новых собственников, способных обеспечить работу компаний в соответствии с рыночными реалиями - существенно отличными от монопольного функционирования. Только совокупность новых собственников сможет решить проблемы обеспечения надежности энергоснабжения и исправить текущие «рыночные» реалии.

Единственными игроками на рынке, в части приобретения компаний, оказались крупные российские холдинги, которые стремятся завладеть генерацией, как правило, с целью обеспечения своих производственных мощностей относительно дешевой электроэнергией либо рынком сбыта добываемого ими топлива. Намеченные текущие тенденции приобретения сбытовых компаний нельзя считать инвестициями в отрасль, так как это скорее приобретение бизнесов (в виде договоров энергоснабжения), обеспечивающих стабильный доход и не требующих дополнительный вложений.

В существующих условиях государству теперь предстоит подключиться к достижению заявленной реформой отрасли цели - обеспечить отрасль необходимыми средствами для обновления мощностей за счет бюджетных средств.

Чем это может обернуться для отрасли?

Возвратом к государственному регулированию отрасли и существенной отсрочке 100%-ой либерализации отношений в отрасли, так как при сохранении дефицита генерации и росте потребления электроэнергии преимущество в части влияния на цены на оптовом рынке будет иметь генерация.

Что интересно - сторонний инвестор, придя в отрасль через генерацию, будет заинтересован сохранить тенденции к росту цен на электроэнергию, государство же для решения проблемы перекрестного субсидирования в отрасли и своем стремлении к устойчивому росту ВВП, наоборот, должно стремиться к сдерживанию роста цен на оптовом рынке.

Таким образом, государству придется сформировать жесткие условия (рамки) работы на рынке, которые, с одной стороны, обеспечат рост мощностей, а с другой снизят риск роста цен на оптовом рынке. Единственный напрашивающийся и логичный выход - это совершенствование тарифного регулирования отрасли до момента обеспечения электропотребления ЕЭС России достаточным количеством мощностей, стремящихся к избыточности.

Для любого инвестора, а особенно иностранного, это довольно серьезная проблема. Какой смысл покупать генерацию в России, если государство будет удерживать тарифы еще несколько лет? С таким же успехом можно купить в Восточной Европе, где цена на аналогичные активы особо не отличается от российских, а уровень цен на рынке и доходность существенно отличны и регулируются только рынком.

Можно конечно рассчитывать, что государство все же прекратит регулировать отрасль, как напрямую, так и косвенно, но, учитывая заинтересованность России в использовании отрасли как инструмента международных отношений, этот процесс может занять неопределенное время; это не вселяет особого оптимизма в иностранных инвесторов, определяя их зависимое от государства поведение в отрасли. В настоящий момент вносятся поправки в законодательство РФ, согласно которым иностранные инвесторы смогут приобретать акции стратегических предприятий на фондовом рынке, лишь получив специальное разрешение правительства.

2. Перспективы развития отношений на оптовом рынке

Наличие существенных проблем в первоначальной модели оптового рынка¹ с первых же дней поставило отрасль перед серьезной необходимостью определения следующей итерации развития рынка. К основным проблемам существующей модели оптового рынка можно отнести следующие:

1 Основой текущей модели является работа на секторе свободной торговли как право, а не обязанность, соответственно тарифы регулируемого сектора являются естественным порогом для цен в секторе свободной торговли, выше которого покупатели отказываются приобретать электроэнергию на ССТ.

• наличие стоимостного небаланса при проведении расчетов в регулируемом секторе оптового рынка по регулируемым тарифам;

• отсутствие нормальных конкурентных отношений в секторе свободной торговли (причина - в необязательности работы в данном секторе).

Предложение по изменению модели оптового рынка в части введения регулируемых договоров и рынка на сутки вперед, от которого уже практически невозможно отказаться, разумно и корректно, практически по всем статьям. Уже достаточно сказано о положительных моментах НОРЭМ, отметим ряд проблем, которые останутся актуальны и в ней.

2.1. Зависимость стратегий работы и финансовых результатов в рынке на сутки от регулируемых договоров

В первую очередь это связано с нерешенностью проблемы стоимостного небаланса, формируемого из-за несостыковки тарифно-балансовых решений ФСТ по всем покупателям и поставщикам. При переходе к регулируемым договорам небаланс не исчезает, а «прячется» внутри регулируемых договоров и системы работы в рынке на сутки вперед и балансирующем рынке.

Объемы и цены купли/продажи электроэнергии по регулируемым договорам определяется ФСТ, их распределение внутри типовых суток определяется НП «АТС». Соответственно, именно эти организации несут ответственность за распределение тарифного небаланса между поставщиками и потребителями, так как отсутствует механизм корректного распределенные ФСТ в разрезе месяцев и НП «АТС» в суточном разрезе объемов сделок при определении типового почасового профиля поставки договора. Именно данный профиль будет определять в последующем действия субъектов ОРЭ в рынке на сутки вперед в виде необходимости докупить или продать несоответствие типовому суточному профилю сделки в регулируемых договорах фактическим режимам потребления/производства.

Если раньше недовольство проблемой убытков от недоплаты шло от поставщиков, недополучающих деньги за выработанную, но не определенную к оплате ЗАО «ЦФР» и НП «АТС» электроэнергию из-за тарифно-балансовых решений ФСТ, то теперь недовольство будут вызывать убытки от необходимости работать в РСВ, Убытки из-за невозможности точно отрегулировать тарифы и объемы для поставщиков и покупателей не исчезли, а спрятаны внутри рынка, и их теперь будет невозможно оценить.

Не было бы никаких возражений по данному вопросу, если бы определение контрагентов регулируемых договоров, определение типовых суточных графиков сделок, а также цен решалось бы только поставщиком и потребителем, а не ФСТ и НП «АТС». В текущей ситуации определение контрагентов и существенных условий по договорам невозможно без участия НП «АТС», соответственно именно данный регулятор рынка будет определять стратегии работы участников оптового рынка в рынке на сутки вперед.

В принципе предлагается ликвидация воздействия ФСТ и НП «АТС» на объемы и цены договорных отношений на оптовом рынке лишь путем ежегодного уменьшения доли объемов по регулируемым договорам и увеличением доли рынка на сутки вперед. Предполагается, что доли объемов по двусторонним договорам купли-продажи в рынке на сутки вперед (где стороны вправе самостоятельно отрегулировать данные вопросы) должно увеличиться.

Уменьшение доли регулируемых договоров и потенциальный рост объемов по свободным договорам, предусматривающим оплату разницы узловых цен и являющимся следствием узлового ценообразования, не позволит решить данную задачу - нет естественного ограничения на количество контрагентов для каждого генератора. Саморегуляция отношений между ее участниками заканчивается при достижении количества участников и заключаемых ими договоров, после чего требуется введение стороннего регулятора данных отношений, к примеру, в лице государства.

2.2. Невозможность введения рынка поставочных финансовых контрактов, отвечающих потребностям субъектов оптового рынка

Для минимизации последствий проблемы включения НП «АТС» в процесс состыковки контрагентов по регулируемым договорам и определения типовых графиков поставки по ним, определяющих стратегию работы в рынке на сутки вперед, необходимо введение рынка поставочных финансовых контрактов. При наличии поставочных финансовых контрактов субъекты рынка могли бы заблаговременно страховать риски, заложенные регуляторами в виде необходимости докупить или продать избыток, способный обратиться убытком для компании, которая заблаговременно приобретала контракт на поставку или продажу электроэнергии по фиксированной цене.

Данный рынок и его инструменты смогут обеспечить страхование исков дефицита/избытка электроэнергии по заключенным регулируемым договорам. Но данный рынок ввести при существующем узловом ценообразовании невозможно, что позволяет создать только спекулятивную модель рынка финансовых контрактов.

Предлагаемая к реализации и единственно возможная при узловом ценообразовании на оптовом рынке модель финансовых контрактов основана на прогнозировании поведения индексов «хабов», являющихся совокупностью цен в узлах, расположенных на ограниченной территории с устойчивым поведением цен в узлах. Индексы «хабов» отражают структуру и уровень цен в пределах ограниченной территории.

Участники данного рынка финансовых контрактов могут совершать только спекулятивные операции, определяющие доход участника в виде разницы стоимости купленного и проданного контракта, но никоим образом не привязаны к физической поставке электроэнергии. То есть это рынок финансовых институтов, а не субъектов рынка, которые если и будут работать на данном рынке, то только для дополнительного заработка, но не для обеспечения задач максимизации прибыли от основной деятельности.

Но данная модель рынка финансовых контрактов не может быть реализована при наличии поузловой модели оптового рынка, так как не может обеспечить необходимую ликвидность таких финансовых контрактов. Узловое ценообразование на рынке требует детализации расчетов по множеству ГТП и потребовала бы введения миллиона различных контрактов, так как в расчетном контракте, как и в договоре поставки, должно быть обозначено место или зона поставки. Если бы модель оптового рынка была зональной, то поставка по контракту осуществлялась бы из конкретной зоны в конкретную зону, а в текущем узловом оптовом рынке поставка по такому контракту должна быть осуществлена из конкретной ГТП в конкретную ГТП.

Таким образом, видим, что привязанность модели оптового рынка к узловому ценообразованию накладывает еще одно воздействие на развитие новых рынков и данное воздействие при переходе к регулируемым договорам выглядит не в пользу узлового ценообразования.

2.3. Регулирование гидрогенерации, не отвечающее интересам рынка

Гидрогенерация и в НОРЭМ будет ограничена в возможности самостоятельно определять работу станций и финансовые результаты от работы в рынке на сутки вперед.

Во-первых, ГЭС не имеет возможности самостоятельно распределить по часам суточную норму сработки воды. Системный оператор по согласованию со станцией за двое суток формирует для ГЭС режим, который не может быть изменен по результатам торгов. Это есть не что иное, как косвенное регулирование государства (как потенциального и основного собственника Системного оператора).

В текущей конструкции оптового рынка данное ограничение ГЭС напрямую связано с некорректностью ценовых сигналов сектора свободной торговли, когда цены на нем не являются реальным отражением спроса и предложения на рынке, а ориентированы на тарифы Регулируемого сектора. В такой ситуации невозможно естественное и нормальное распределение ресурсов рынка на производство электроэнергии, соответственно регулирование объемов производства ГЭС вынужденно передано Системному оператору.

В рынке с регулируемыми договорами можно было бы предоставить возможность ГЭС самостоятельно определять суточную структуру выработки с учетом необходимых ограничений на выработку тепловыми станциями, что нивелировало бы риск заложенный регуляторами для ГЭС в виде необходимости докупить или продать избыток из-за невозможности заранее спрогнозировать водность и приточность очередного года, способной обратиться убытками для компании.

Во-вторых, отсутствие у ГЭС возможности работать на рынке по ценовым заявкам, а только по ценолринимающим, что в совокупности с ограничением на возможность определения структуры и объемов суточной выработки ограничивает станцию в максимально эффективном использовании водных ресурсов. Данное обстоятельство грозит формированием цен равных нулю и расчетов ГЭС по ним.

Следствием данных обстоятельств является подверженность узловых цен на оптовом рынке регулированию со стороны технологического регулятора (загрузка станций и мощность перетоков являются основными факторами, влияющими на уровень цен в узлах), а соответственно, неестественны и неадекватны ситуации на рынке.

Решением данных проблем является формирование условий работы для ГЭС на рынке, при которых станция получает возможность самостоятельно планировать структуру выработки с соблюдением долгосрочных водно-энергетических ограничений, задаваемых Системным оператором, посредством подачи ценовых заявок в рынок на сутки вперед как в разрезе суток, так и в течение длительного периода времени.

2.4. Риски для Гарантирующего поставщика

Особенностью работы Гарантирующего поставщика в НОРЭМ является возможность работы в рынке на сутки вперед только с помощью ценопринимающих заявок. Но в перспективе энергодефицита генерирующая компания имеет возможность использовать данное обстоятельство с целью роста цен на рынке (пример Калифорнии показывает, что одной из причин кризиса являлась скупка генерации и ее закрытие для роста цен на рынке). Соответственно, согласие Гарантирующего поставщика в такой ситуации с любой ценой на рынке грозит ростом затрат, пусть и транслируемых на конечных потребителей.

Такая угроза существует, что потребует усиления антимонопольного контроля государства за действиями генерации. Это еще один фактор необходимости усиления регулировочного воздействия государства на отрасль.

Таким образом, предлагаемая к реализации модель НОРЭМ, несмотря на ее необходимость и приемлемость, в ближайшие годы сохранит государственное регулирование расчетов на оптовом рынке, а в последующем несет в себе угрозы для создания нормальных условий работы субъектов рынка, отвечающих их интересам.

3. Перспективы развития отношений в электроэнергетике в свете принимаемых правил розничного рынка

Выбор узлового ценообразования на оптовом рынке существенным образом повлиял на предлагаемую модель работы розничных рынков в переходный период реформирования отрасли, ФЗ-35 «Об электроэнергетике» предусматривал введение данного уровня отношений в отрасли после завершения реформирования и полной либерализации отношений на оптовом рынке. Тем не менее, в настоящий момент предлагается к принятию проект Правил функционирования розничных рынков, в основной своей части описывающий работу института Гарантирующих поставщиков.

Досрочное регламентирование отношений на уровне розничного рынка связано только с невозможностью вписать в конструкцию действующего оптового рынка выделяемые из региональных энергосистем энергосбытовые компании, так как невозможно сформировать и зарегистрировать для них Группы точек поставки (далее- ГТП), являющиеся основой работы и расчетов на оптовом рынке с узловым ценообразованием.

Правила оптового рынка, учитывая ограничения и принципы формирования ГТП, не позволяют сформировать для выделяемых энергосбытовых компаний одну или множество ГТП, а соответственно, не позволяют им работать на оптовом рынке. Единственной возможностью сформировать ГТП - предоставить им статус Гарантирующего поставщика, что в соответствии с правилами оптового рынка позволяет НП «АТС» сформировать для них одну ГТП по внешнему контуру сетей, к которым присоединены их потребители электроэнергии.

Также принципы формирования ГТП не позволяют выделяемым распределительным сетевым компаниям самостоятельно приобретать электроэнергию на оптовом рынке. Решением проблемы является увязывание работы данных сетевых компаний с работой на оптовом рынке Гарантирующего поставщика, приобретающего на оптовом рынке электроэнергию не только для потребителей, но и на потери в сетях, к которым они присоединены.

Что интересно, институт Гарантирующего поставщика вводится только в условиях наличия у потребителей возможности реализовать право на смену энергоснабжающей организации и обязывает Гарантирующего поставщика заключать договор энергоснабжения с любым обратившимся к нему потребителем, к примеру, в случае, если его предыдущая энергосбытовая компания обанкротилась.

В ситуации, когда в отрасли сохраняется перекрестное субсидирование социальной группы потребителей крупными промышленными предприятиями, невозможно обеспечить реализацию права потребителя на смену энергосбытовой компании. Попытка промышленных предприятий уйти к конкурентным энергоснабжающим организациям обернется для действующих энергосбытовых организаций серьезными финансовыми потерями.

Отчасти проблема усугубляется перекладыванием перекрестного субсидирования в тарифы на транспорт, что в свою очередь определяет проблему некорректного распределения НВВ между сбытовыми и сетевыми организациями и вытекающие из этого конфликты между ними.

Добавляем к этому конфликту вопрос определения коммерческих потерь - их оплату.

Таким образом, РАО «ЕЭС России» вынуждено будет еще долгое время обеспечить жесткий административный контроль за деятельностью выделенных сетей и сбытое, что в свою очередь, повлияет на дискриминацию крупных потребителей, пытающихся выйти на энергоснабжение с оптового рынка. Подтверждением является внутреннее Распоряжение РАО «ЕЭС России» №259р от 31.10.2005г. «Об утверждении порядка взаимодействия при заключении договоров об оказании услуг на передачу электрической энергии» необходимого для смены потребителем энергосбытовой организации, предусматривающее согласование данного договора с бизнес-единицей РАО «ЕЭС России», курирующей выделенный сбыт, на территории которого работает сетевая организация.

Данное распоряжение не позволяет сетевым организациям обеспечить реализацию Постановления Правительства № 861 «Правила недискриминационного доступа...» в части обязательности заключения договора на транспорт, необходимого для работы независимых энергосбытовых организаций на оптовом рынке. Согласно ФЗ-35 «Об электроэнергетике» недискриминационный доступ к услугам сетевых организаций также должен был появиться после окончания переходного периода реформирования.

Соответственно, невозможна полноценная либерализация отношений на уровне розничного рынка в виде свободной смены потребителями энергоснабжающих организаций до момента решения проблемы перекрестного субсидирования. До этого момента говорить о необходимости Гарантирующих поставщиков нельзя, так как невозможно в настоящий момент обеспечить все условия, требующие их появления.

Вышесказанное показывает, насколько запутанная и, главное, нерешаемая складывается ситуация на уровне розничных рынков в действующей модели узлового ценообразования на оптовом рынке. Учитывая, что проблему перекрестного субсидирования на розничном рынке предполагается решить с помощью регулируемых договоров на оптовом рынке, можно говорить, что текущая модель отношений в отрасли превратилась в трудно распутываемый «клубок» взаимоувязанных проблем.

Нормальным вариантом реформирования отрасли в части выведения на оптовый рынок выделяемых сбытовых компаний является продление сроков обязательного разделения сбытового и сетевого бизнеса до окончания переходного периода реформирования. В любом случае РАО «ЕЭС России» при наличии проблемы перекрестного субсидирования и его реализации через тарифы на транспорт будет вынуждено административно регулировать отношения и экономику сбыта и сетей еще длительный период времени.

4. Так что же реально необходимо в настоящий момент отрасли для нормализации отношений в ней?

Подведем итог анализу текущих и перспективных взаимоотношений на оптовом и розничных рынках. Можно сказать, что существующее узловое ценообразование на оптовом рынке создало для отрасли ряд серьезных ограничений на развитие нормальных отношений в отрасли на уровне оптового и розничного рынка.

Нормализация отношений в отрасли возникнет только при создании таких правил функционирования оптового и розничных рынков, которые смогут обеспечить регулирование отрасли самим рынком и не потребуют воздействия со стороны государства. Можно утверждать, что узловое ценообразование на оптовом рынке, влияющее на технологию работы на нем, приводит к необходимости возврата отрасли к государственному регулированию. Но при государственном регулировании никогда не будет запущен нормальный либерализованный оптовый рынок, способный привлечь в отрасль инвестора. Госрегулирование и либерализация - это две противоположно направленные системы управления взаимоотношений на рынке, и одномоментно может нормально существовать только одна, в противном случае, их смешение мешает нормально развиваться рынку.

В сложившейся ситуации необходимо либо введение 100%-ной либерализации отношений на рынке, либо полноценное регулирование отрасли. Не стоит бояться либерализации, вопрос в том, какая модель взаимоотношений и ценообразования на рынке будет определять отношения в отрасли. Все вышеобозначенные проблемы, ведущие к сохранению и усилению государственного или административного регулирования отрасли, можно снять, изменив модель ценообразования на оптовом рынке на зональную. Под зональной моделью подразумевается формирование единой цены покупки/продажи электроэнергии в каждой отдельной зоне оптового рынка. Территория зоны, в которой будет формироваться единая цена, может быть ограничена территорией субъекта РФ, как правило, совпадающей с зоной ответственности разделенных АО-энерго.

Зональное ценообразование в переходный период реформирования позволит решить следующие проблемы:

а) участники рынка самостоятельно будут способны определить контрагентов по договорам, так как при зональной модели оплата транспорта на оптовом рынке вытаскивается из узловых цен и оплачивается по зональным (оптовым) тарифам на транспорт. Соответственно, формируются естественные и экономические ограничения в виде отдельных торговых зон на заключение договоров, так как зональный рынок с зональным тарифом на транспорт экономически подталкивает на заключение договоров только с близ расположенными субъектами рынка.

Соответственно, исчезает необходимость регулирование данных отношений со стороны НП «АТС»;

б) упрощаются взаимоотношения на розничном рынке до момента решения проблемы перекрестного субсидирования на нем. В совокупности с продлением сроков обязательного разделения сетевой и сбытовой деятельности не требуется досрочное введение института Гарантирующих поставщиков до окончания переходного периода. Одна компания приобретает на оптовом рынке электроэнергию на потери в сетях, к которым присоединены потребители, и на полезный отпуск электроэнергии данным потребителям. В принципе, этот институт можно ввести и передать его статус данным неразделенным компаниям;

в) не требует постепенного уменьшения доли регулируемых договоров на оптовом рынке и делает данные договоры основой расчетов на оптовом рынке, ориентиром цен в котором будет спот-рынок. Единственно необходимым условием является сохранение контроля государства за договорами, решающими проблему перекрестного субсидирования до момента ее разрешения на уровне тарифов розничного рынка;

г) делает ценообразование на оптовом рынке прозрачным и понятным для инвесторов, что позволяет им реально оценить срок возврата вложенных инвестиций;

д) позволяет запустить рынок поставочных, а не спекулятивных финансовых контрактов, дополняющих договорные отношения на нем и вводящих возможность страхования рисков возникающих при работе на оптовом рынке.

Помимо смены ценообразования на оптовом рынке в переходный период реформирования необходимо обеспечить:

а) решение проблемы перекрестного субсидирования не через оптовый рынок, а через тарифы на розничном рынке и обязательную увязку сроков переходного периода реформирования с решением данной проблемы;

б) создание нормальных условий работы для ГЭС на оптовом рынке. Введение возможности для ГЭС самостоятельно определять загрузку оборудования в краткосрочном и долгосрочном периоде, оставив за Системным оператором право определения «свободного» коридора расхода водных ресурсов. Введение возможности для ГЭС продавать часть электроэнергии по ценовым заявкам при обязательном ценопринимании только в части объемов, производимых по технологическим и экологическим причинам;

в) работу балансирующего рынка, отвечающего интересам генерации и минимизирующего затраты участников оптового рынка от расчетов на нем. К примеру, отклонения оплачиваются не по каждой ГТП, а распределяются между субъектами оптового рынка, функционирующими в пределах зоны, исходя из их вклада в отклонения сальдо-перетока данной зоны;

г) не дискриминационный доступ крупных промышленных потребителей к энергоснабжению через независимые энергосбытовые компании или самостоятельный - с оптового рынка при условии установки соответствующего почасового учета потребляемой электроэнергии.

Данные изменения не требуют пересмотра основных принципов построения и взаимодействия рынков в НОРЭМ и основаны на регулируемых договорах. Смена принципов ценообразования ни в коем случае не отразится на качестве расчета режимов и надежности работы ЕЭС, так как они в любом случае будут базироваться на расчетной модели Системного оператора. Цены или тарифы на покупку/ продажу, режимы производства определяются по результатам торгов, могут формироваться как по узловому принципу, так и по зональному, но основой для торговых операций ВСЕГДА будет расчетная модель, описывающая состояние оборудования системы и потребность потребителей в электроэнергии.

После завершения переходного периода реформирования, ограниченного по времени решением проблемы перекрестного субсидирования, можно безболезненно полноценно либерализовать отношения на уровне розничного рынка:

• создавать институт Гарантирующего поставщика как на базе распределительной сетевой компании, так и на базе выделяемого из нее сбыта;

• вводить модель узлового ценообразования, позволяющего идеализировать стоимость электроэнергии на оптовом рынке для всех его участников;

• обеспечить усиленный контроль за недискриминационным доступом к услугам сетевых компаний.

Нерешаемых проблем не бывает, нужно только помнить, что у них есть причины и последствия, вопрос в том, с чем начинают разбираться. Для отрасли причиной сложности решения задач реорганизации и либерализации отношений стала узловая модель ценообразования в совокупности с перекрестным субсидированием. Следствиями являются вынужденное усложнение взаимоотношений на оптовом и розничном рынках, требующих сохранения и усиления государственного и административного регулирования отрасли.

Источник: mitox@mail.ru

ЖУРНАЛ "СЕВЕР ПРОМЫШЛЕННЫЙ" № 4 2006

Еще статьи на тему "Рынке":

Заседание комиссии по мониторингу цен на потребительском рынке региона

Ситуация на продовольственном рынке Мурманской области

POS-системы и POS-терминалы на российском рынке

Вертикальная интеграция предприятия на рынке мяса и мясных продуктов

Работа сервисных компаний на рынке нефтегазовых услуг России

Ситуация на рынке труда в моногородах Мурманской области