РАСПОРЯЖЕНИЕ

ПРЕЗИДЕНТА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

1.  Образовать рабочую группу президиума Государственного совета Российской Федерации по вопросам реформирования электроэнергетики (далее именуется - рабочая группа) в составе согласно приложению.

2.  Возложить обязанности руководителя рабочей группы на члена президиума Государственного совета Российской Федерации Кресса В.М.

3.  Рабочей группе рассмотреть альтернативные варианты реформирования электроэнергетики, учитывающие передовой отечественный и зарубежный опыт, и к 15 апреля 2001 г. подготовить доклад Президенту Российской Федерации и Правительству Российской Федерации о единой государственной концепции реформирования электроэнергетики.

7 января 2001 года
№ 8-рп

ПРИЛОЖЕНИЕ

к распоряжению Президента
Российской Федерации
от 7 января 2001 г. № 8-рп

С О С Т А В
рабочей группы президиума Государственного совета Российской Федерации по вопросам реформирования электроэнергетики

Содержание

1. Введение........................................................................................................................ 5

2. Электроэнергетика России,  ее современное состояние и проблемы................. 7

2.1. Структура собственности................................................................................... 7

2.2. Основные фонды электроэнергетики............................................................. 12

2.3. Износ оборудования......................................................................................... 16

2.4. Муниципальная электроэнергетика................................................................. 18

2.5. Потребители электроэнергии и тепла.............................................................. 19

2.6. Производство электроэнергии......................................................................... 20

2.7. ФОРЭМ как нерыночный институт................................................................. 20

2.8. Региональные особенности электроэнергетики............................................ 21

2.9. Механизмы формирования тарифов на электроэнергию и тепло............... 23

2.10. Откладывание преобразования РАО «ЕЭС России».................................. 24

3.  Анализ предложений по реформированию электроэнергетики.......................... 27

3.1.   Организация разработки и рассмотрения альтернативных
концепций реформирования электроэнергетики.......................................... 27

3.2.   Краткое описание представленных в рабочую группу материалов.......... 27

3.3. Структура концепций......................................................................................... 28

3.4. Описания представленных в рабочую группу концепций............................ 29

3.4.1. Концепция Минэкономразвития  (А.В.Шаронов)................................. 29

3.4.2. Концепция менеджмента РАО «ЕЭС России»  (В.Г.Завадников, В.Ю.Синюгин, А.Б.Чубайс)................................................................................................. 33

3.4.3. Концепция института систем энергетики им.А.А.Мелентьева
СО РАН (Н.И.Воропай)............................................................................ 39

3.4.4. Концепция Национального Инвестиционного Совета  (А.Д.Некипелов, С.Я.Чернавский)     43

3.4.5. Концепция Минэнерго России  (Г.М.Васильев, В.В.Кудрявый)........ 47

3.4.6. Концепция Минатома России  (Б.И.Нигматуллин)............................... 50

3.4.7. Концепция А.И. Кузовкина....................................................................... 52

3.4.8. Концепция ОАО «Русский алюминий»  (И.С.Бохмат).......................... 55

3.4.9.  Концепция Ю.В. Кузнецова, Г.В. Лебедева......................................... 57

3.4.10. Концепция Всероссийского электротехнического института  (В.П.Фотин)    60

3.4.11.Концепция группы миноритарных акционеров РАО «ЕЭС России»  (А.М.Бранис)     62

4. Зарубежный опыт реформирования электроэнергетики...................................... 66

4.1.   Причины и цели реформирования электроэнергетики за рубежом.......... 66

4.2. Глубина реформирования электроэнергетики............................................... 66

4.3.   Вертикальная интеграция и дезинтеграция  в электроэнергетике разных стран       68

4.4.  Особенности оптового рынка......................................................................... 70

4.5. Сравнение реформ в Великобритании, Норвегии и Швеции....................... 70

4.5.1.      Страновые модели организации оптового рынка электроэнергии 71

4.5.2. Степень монополизации оптового и розничного рынков.................... 71

4.5.3. Передача электроэнергии......................................................................... 71

4.5.4. Регулирование розничных рынков.......................................................... 72

4.5.5. Влияние ГЭС на рынок электроэнергии.................................................. 72

4.5.6. Недостатки моделей рынка...................................................................... 73

4.5.7.  Надежность энергоснабжения................................................................ 73

4.5.8. Этапность формирования рынков........................................................... 73

4.6. Различия в характере реформирования электроэнергии.............................. 74

4.7. США..................................................................................................................... 75

4.7.1. Пенсильвания.............................................................................................. 76

4.7.2. Калифорния................................................................................................. 77

4.8. Аргентина............................................................................................................ 78

4.9. Основные тенденции в развитии мировой электроэнергетики.................... 79

4.9.1. Консолидация............................................................................................. 79

4.9.2. Диверсификация......................................................................................... 80

4.9.3. Глобализация.............................................................................................. 80

5. Основные принципы государственной политики реформирования электроэнергетики    81

6. Единая государственная концепция  реформирования электроэнергетики....... 84

6.1. Цели и задачи реформирования....................................................................... 84

6.2. Смежные отрасли и внешние условия функционирования.......................... 84

6.3.   Реформа государственного регулирования, снижение барьеров
для входа и деятельности в электроэнергетике.......................................... 85

6.3.1. Общие меры по дерегулированию отрасли........................................... 85

6.3.2. Первоочередные меры............................................................................. 85

6.3.3. Регулирующие органы.............................................................................. 86

6.3.4. Методика тарифообразования................................................................. 86

6.3.5. Ликвидация списка «неотключаемых» потребителей.......................... 87

6.3.6. Устранение перекрестного субсидирования......................................... 87

6.3.7. Меры в ходе реализации реформы.......................................................... 87

6.3.8. Регулирование теплоснабжения.............................................................. 87

6.4.   Оздоровление электроэнергетики и использование внутренних резервов 88

6.4.1. Необходимость подготовительного этапа реформирования............. 88

6.4.2. Мероприятия подготовительного этапа реформирования.................. 88

6.5. Федеральная сетевая компания....................................................................... 89

6.6. Вертикальная интеграция в отрасли................................................................ 89

6.7. Консолидация компаний................................................................................... 90

6.8. Демонополизация рынка................................................................................... 92

6.9. Рынок электроэнергии....................................................................................... 93

6.9.1. Участники рынка........................................................................................ 93

6.9.2. Основные фазы формирования рынка электроэнергии........................ 94

6.9.3. Формирование технологической инфраструктуры рынка................... 94

6.9.4. Дерегулирование оптового рынка........................................................... 95

6.9.5. Дерегулирование розничного рынка....................................................... 96

6.10. Рынок теплоэнергии........................................................................................ 96

6.11. Региональные особенности реформирования............................................. 97

6.12. Защита прав собственников и кредиторов................................................... 98

6.13. Меры по повышению инвестиционной привлекательности...................... 98

6.14. Управление  государственными  активами   в электроэнергетике........... 99

7.   Этапы и мероприятия реформирования электроэнергетики............................ 100

8. Рекомендации по реализации Единой концепции  реформирования электроэнергетики  103

9. Приложения.............................................................................................................. 104

9.1.   Перечень материалов, представленных в рабочую группу..................... 104

9.2. Сводная таблица паспортов предложений по реформированию электроэнергетики            111

9.3. Сравнение опыта реформирования электроэнергетики в некоторых европейских странах 125

9.4. Директива Европейского Союза относительно общих правил функционирования внутреннего рынка электроэнергии 
от 19 декабря 1996 г..................................................................................... 127

1. Введение

Распоряжением Президента Российской Федерации № 8-рп от 7 января 2001 года была создана рабочая группа Президиума Государственного Совета Российской Федерации по вопросам реформирования электроэнергетики, созданная (далее – рабочая группа). Перед рабочей группой была поставлена задача проанализировать альтернативные варианты реформирования электроэнергетики, учитывающие передовой отечественный и зарубежный опыт, и на их основе разработать единую концепцию реформирования электроэнергетики Российской Федерации. Рабочая группа привлекла к разработке ведущих экспертов страны, а также использовала многочисленные отечественные и зарубежные документы и материалы.

До начала работы рабочей группы существовало распространенное мнение, согласно которому ранее подготовленная концепция реформирования электроэнергетики, представленная менеджментом РАО «ЕЭС России» и Минэкономразвития России, является единственной. 12-14 февраля 2001 года было проведено расширенное заседание рабочей группы, на котором были представлены предложения по реформированию российской электроэнергетики, отражающие взгляды различных специалистов и организаций. В ходе работы рабочей группы выяснилось, что существуют разные взгляды на принципы и направления реформирования российской электроэнергетики. Всего в рабочую группу было представлено 13 более или менее завершенных концепций реформирования. Некоторые из них представляют собой альтернативные концепции. Другие существуют в виде отдельных предложений. В ходе работы выяснилось, что определенные расхождения существуют и между позициями Минэкономразвития России и менеджента РАО «ЕЭС России».

Рабочая группа при этом исходила из того, что цена обсуждаемого вопроса не позволяет оставить без рассмотрения ни одно из предложений, разработанных в правительственных и других организациях, равно как и взгляды отдельных специалистов по отдельным аспектам функционирования и реформирования электроэнергетики.

Данный доклад представляет результаты работы, выполненной в соответствии с Распоряжением Президента Российской Федерации. Во втором разделе доклада содержится анализ состояния электроэнергетики России и ее проблем, обуславливающих необходимость ее реформирования. Третий раздел посвящен анализу концепций, представленных в рабочую группу. Анализ зарубежного опыта реформирования электроэнергетики содержится в четвертом разделе доклада. Анализ предложений по реформированию электроэнергетики и зарубежного опыта помог сформулировать основные принципы государственной политики реформирования российской электроэнергетики, приведенные в пятом разделе. В пятом разделе излагается предлагаемая единая государственная концепция реформирования электроэнергетики. В седьмом разделе дается описание этапов и мероприятий реформы. Рекомендации по реализации предполагаемой концепции содержатся в восьмом разделе. Девятый раздел составляют Приложения.

2. Электроэнергетика России,
ее современное состояние и проблемы

2.1. Структура собственности

Основные производственные фонды электроэнергетики сосредоточены в Холдинге РАО «ЕЭС России», ГК «Росэнергоатоме», ОАО ЭиЭ «Иркутскэнерго», ГП «Татэнерго» и ГП ЛАЭС. РАО «ЕЭС России» - название, применяемое к трем различным экономическим объектам. Во-первых, это головная компания РАО «ЕЭС России», имеющая несколько филиалов и представительств (далее Общество). Во-вторых, это Холдинг, в который, кроме Общества, входят дочерние и зависимые от Общества АО-энерго и АО-электростанции. В-третьих, это Группа, в которую, кроме Холдинга, входят дочерние и зависимые компании, в функции которых не входит производство и передача электроэнергии и тепла. Общество, Холдинг и Группа были образованы в 1992 году на основании Указов Президента РФ № 922 от 14 августа 1992 г., № 923 от 15 августа 1992 г., № 1334 от 5 ноября 1992 г., № 1392 от 16 ноября 1992 г. и Распоряжения Госкомимущества РФ № 1013-р от 3 декабря 1992 г.

Бизнес Холдинга диверсифицирован. Кроме основной деятельности – снабжения потребителей электроэнергией и теплом, некоторые компании, входящие в него, заняты строительством новых энергетических установок, техническим обслуживанием своих фондов, включая ремонты оборудования и изготовлением продукции, необходимой для ремонта и эксплуатации оборудования. Кроме того, и Группа и Холдинг (через АО-энерго) проводят исследования и разработки, включая проектирование энергетических объектов, а также ведут деятельность, связанную с функционированием производственной и социальной инфраструктуры. Территория обслуживания Холдинга охватывает всю европейскую часть и большую часть обжитой территории азиатской части страны.

Указанными выше нормативными документами к собственности Общества были отнесены все энергетические объекты федерального значения: крупные ТЭС (> 1000 МВт) и ГЭС (> 300 МВт), магистральные высоковольтные сети, ЦДУ и ОДУ. Они должны были стать либо филиалами Общества, либо его дочерними компаниями. Кроме того, в собственность Общества были переданы пакеты акций всех АО-энерго (не менее 49%), которые вместе с Обществом составили холдинговую компанию. Холдинг должен был стать временным образованием, чтобы в дальнейшем (примерно через 2-3 года) уступить место независимым  АО-энерго.

Неполная согласованность федеральных и региональных интересов вынудила менеджеров Холдинга искать компромисс с некоторыми региональными администрациями. В результате некоторые из региональных энергосистем, преобразованные в АО-энерго, не передали в собственность Обществу 49% своего уставного капитала. Только 32 из 51 крупной электростанции, подлежащей передаче Обществу, стали филиалами или дочерними компаниями Общества. Среди электростанций, которые не были включены в состав Общества, есть такие крупные станции, как Иркутская ТЭЦ, московские ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23, ТЭЦ-25,
ТЭЦ-26. Некоторые электростанции были отданы в региональные АО-энерго, а затем выкуплены АО-энерго у Общества (например, Каширская и Шатурская ГРЭС). Акции ОАОЭиЭ «Иркутскэнерго» и ГП «Татэнерго» не были переданы Обществу, а размеры переданных Обществу пакетов других 10 АО-энерго оказались меньше 49% их уставного капитала.

Состав собственности РАО «ЕЭС России» приведен в таблице 1.

Таблица 1. Состав собственности холдинга РАО «ЕЭС России»

Инфляция 1992-1995 гг. в сочетании с первоначально низкой оценкой фондов электроэнергетики поставила инвестиционную политику в электроэнергетике на грань катастрофы – принятые нормы амортизации не обеспечивали накопления необходимых ресурсов за счет собственных финансовых источников. В 1995 г. в результате переоценки стоимость фондов РАО «ЕЭС России» была увеличена в 307 раз. Переоценены были и фонды АО‑энерго.

Основным собственником РАО «ЕЭС России» является государство в лице нескольких его ведомств (см. таблицу 2).

Таблица 2.  Государственная собственность в Обществе РАО «ЕЭС России»

Основной держатель государственных акций - Мингосимущество РФ - не меняло размер своего пакета акций. Второй по значимости держатель акций - РФФИ - в 1997 г. увеличил свой пакет акций, получив в свое распоряжение большую часть пакетов обыкновенных акций от региональных фондов имущества и все пакеты привилегированных акций этих фондов.

Консолидированный государственный пакет акций составляет 52,2% всех акций. Остальные акции принадлежат российским и иностранным юридическим и физическим лицам.

В обращение акции РАО «ЕЭС России» поступили в 1993 году. С середины 1997 г. они входят в число «голубых фишек» – наиболее ликвидных акций фондового рынка. Так, в 2000 г. доля акций РАО «ЕЭС России» в общем объеме торгов РТС составила 38.2%, доля обыкновенных акций РАО «ЕЭС России», находящихся в свободном обращении (free float) на российском фондовом рынке, - 30%.

В 1997-1998 гг. - до августовского кризиса 1998 г. - стоимость акций РАО «ЕЭС России» доходила до 0.44 долл./акцию, а ее рыночная капитализация - до 19 млрд.долл. На 8 мая 2001 г. капитализация РАО «ЕЭС России» составила 4,8 млрд.долл. Динамика рыночной капитализации РАО "ЕЭС России" и динамика цен обыкновенных акций РАО "ЕЭС России" относительно индекса РТС (за вычетом самого РАО "ЕЭС России") представлены на рис.1 и 2.

Здесь вставлен рис.1

Здесь вставлен рис.2

Таблица 3. Структура собственности РАО «ЕЭС России»

В 1998 г. произошло частичное замещение российских юридических лиц иностранными. Только за 1998 г. доля российских юридических лиц в структуре собственности РАО «ЕЭС России» снизилась на три процентных пункта. До мая 1998 г. приобретение акций компании иностранными инвесторами осуществлялось через механизм выпуска депозитарных расписок - ADR в США и GDR в Европе. В отличие от второй эмиссии акций, которая не принесла немедленных инвестиций, выпуск депозитарных расписок под консолидированные РАО «ЕЭС России» пакеты обыкновенных акций оказался важным источником дополнительных денежных средств. В мае 1998 г. выпуск депозитарных расписок был прекращен из-за принятых законодательных ограничений относительно доли участия нерезидентов в российском корпоративном бизнесе.

Наряду с государством, которому принадлежит более половины акций РАО «ЕЭС России», есть много мелких собственников их пакетов.

2.2. Основные фонды электроэнергетики

Российская электроэнергетика располагает мощным потенциалом. О его масштабах дает представление таблица 4.

Таблица 4.      Мощность электростанций и производство электроэнергии

в Российской Федерации

* электростанций общего пользования, которые располагали в 1999 году 93,0% всех мощностей по выработке электроэнергии в Российской Федерации, 90,5% мощностей тепловых электростанций, 97,8% мощностей атомных электростанций, 99,4% мощностей гидроэлектростанций.

Основную часть фондов холдинга составляют крупные электростанции (ТЭС на органическом топливе и ГЭС), а также электрические сети и ПС. Данные об установленной электрической мощности дочерних электростанций РАО «ЕЭС России» (за исключением тех, что переданы в аренду в АО-энерго), приведены в табл. 5.

Суммарная электрическая мощность всех электростанций Холдинга РАО «ЕЭС России» составляет 168.5 ГВт, или 78% установленной мощности электроэнергетики России (215 ГВт).

Таблица 5.      Установленная мощность дочерних электростанций РАО «ЕЭС России»

Таким образом, РАО «ЕЭС России» контролирует 21,7% всех установленных электрических мощностей России, не считая долевой собственности РАО «ЕЭС России» в Холдинге РАО «ЕЭС России», что и определяет потенциал непосредст­венного участия РАО «ЕЭС России» в поставках электроэнергии на ФОРЭМ.

В 6 Из 16 ТЭС установленная мощность находится в диапазоне 1000-2000 МВт, а в 8 – более 2000 МВт.

Следует иметь в виду различия между установленной мощностью ТЭС и ГЭС. Значение установленной мощности ТЭС определяет максимально возможное производство электроэнергии. Эта же величина для ГЭС определяется не столько установленной мощностью ГЭС, сколько объемом верхнего водохранилища. Из 13 дочерних АО-электростанций, две имеют установленную мощность между 1000 и 2000 МВт, а 3 – выше 2000 МВт. Наиболее крупные водохранилища ГЭС - Зейское (объемом 68.4 млрд. куб. м с плотиной высотой 115 м), сооруженное в 1978 г., Волжское (объемом 58 млрд. куб. м), сооруженное в 1955 г., Волгоградское (объемом 31.5 млрд. куб. м), сооруженное в 1958 г.).

Электроэнергия, вырабатываемая дочерними АО-электростанциями РАО «ЕЭС России», поставляется подавляющей части потребителей только через сети АО-энерго.

Структура установленной мощности АО-энерго по регионам России приведена в таблице 6.

Таблица 6.      Установленная мощность АО-энерго по регионам России

Высоковольтные сети полностью принадлежат холдингу РАО «ЕЭС России». В России действует самая крупная по размеру обслуживаемой территории электроэнергетическая система мира, в электрические сети которой подают электроэнергию 440 электростанций Холдинга РАО «ЕЭС России» (АО-электростанции и АО-энерго), ГК «Росэнергоатома» и других независимых от Холдинга РАО «ЕЭС России» производителей электроэнергии.

В табл. 7 приведены данные о распределении высоковольтной электрической сети РАО «ЕЭС России»  по классам напряжений и длине цепей. Протяженность линий 500 кВ составляет 70%, а линий 330 кВ – 17% общей протяженности линий РАО «ЕЭС России».

Таблица 7.      Структура электрических сетей РАО «ЕЭС России» по напряжению

Сети более низкого напряжения находятся на балансе региональных АО-энерго (Таблица 8). Как видно из приведенных данных, протяженность электрических сетей АО-энерго намного больше протяженности сетей РАО «ЕЭС России».

Таблица 8.      Структура электрических сетей АО-энерго по напряжению

2.3. Износ оборудования

Данные о состоянии основных фондов электроэнергетики противоречивы. Возрастная структура ТЭС и ГЭС Холдинга РАО «ЕЭС России», показана на рис. 3. Значительная часть энергетического оборудования электростанций, особенно ГЭС, работает более 35 лет. К сроку службы в 30-35 лет подходят те фонды, которые были введены в эксплуатацию во второй половине 60-х годов, когда ежегодные новые вводы достигали 8-10 ГВт. На протяжении последних 10 лет ежегодный ввод мощностей электростанций Холдинга РАО «ЕЭС России» не превышает 1 ГВт.

Рисунок 2.  Возраст ТЭС и ГЭС Холдинга РАО «ЕЭС России» на конец 1998 г.

Источник: РАО «ЕЭС России»

Вопрос о масштабах реального износа фондов возникает из-за того, что определяемая в отрасли степень физического износа отражает так называемые нормативные сроки службы оборудования, которые, в частности, являются основой для определения отчислений на амортизацию. Фактическая работоспособность фондов может однако существенно отличаться от нормативной, о чем свидетельствует и то, что в эксплуатации находится оборудование, возраст которого превышает 45-50 и более лет. На практике действует ряд факторов, не позволяющих в полной мере снимать с энергоустановок номинальную (установленную) мощность. Некоторые из этих ограничивающих мощность факторов носят временный характер, например, вывод установок в ремонт, недостаточная мощность сетей на стороне отпуска мощности. Что же касается технических ограничений по отпуску электрической мощности, то в 1997-1998 гг. они оценивались на уровне 9% от суммарной установленной мощности Холдинга РАО «ЕЭС России».

Фактическая работоспособность оборудования может быть определена лишь после технического аудита. Во многих случаях после его проведения можно продлить ресурс эксплуатации энергетического оборудования и установить величину индивидуального ресурса с помощью дополнительных мероприятий или же без них. Некоторые мероприятия по продлению срока службы обходятся значительно дешевле, чем строительство новых энергетических установок. Однако стоимостные оценки реновационных мероприятий применительно к фондам электроэнергетики, ни саму по себе, ни в сравнении с оценкой потребности в новых инвестициях, в Рабочую группу не были представлены.

Отсутствие экономической оценки состояния фондов с учетом возможных мероприятий по поддержанию их в работоспособном состоянии не позволяет вынести окончательного суждения о величине необходимых затрат для компенсации физического износа энергетического оборудования отрасли. В то же время очевидно, что замена изношенных фондов новыми является весьма капиталоемким вариантом развития и с практической точки зрения вряд ли может рассматриваться как оптимальный.

С помощью относительно недорогих мероприятий можно существенно продлить срок службы основных фондов в электроэнергетике. Поэтому угроза наступления инвестиционного кризиса в 2003 году из-за физического износа оборудования не подкрепляется имеющимися данными.

Более того, по показателям износа оборудования среди отраслей промышленности электроэнергетика находится в сравнительно благоприятном положении (табл.9).

Таблица 9.      Показатели износа по отраслям промышленности России на начало 2000 года (крупные и средние предприятия)

Источник: Госкомстат Российской Федерации

Существует также проблема морального износа оборудования, в особенности преодоление низкой эффективности сжигания природного газа, доля которого в структуре сжигаемых на электростанциях топлив превышает 60%. Практически все сжигающие природный газ энергетические установки, генерирующие электроэнергию или электроэнергию и тепло, построены по паротурбинному циклу, коэффициент полезного действия (кпд) которого при сжигании природного газа -
38-39% при производстве электроэнергии и 42-46% при совместном производстве электроэнергии и тепла. Применение при сжигании природного газа паротурбинной технологии для производства электроэнергии устарело и признается неэффективным во всех развитых странах. Дело в том, что парогазовый цикл при производстве только электроэнергии позволяет увеличить кпд до 53-55%, а при производстве электроэнергии и тепла можно довести кпд до 65-75%. Газотурбинная надстройка в котельных на газе также обеспечивает кпд порядка 75%.

Другая проблема состоит в отсутствии измерительных приборов потребления тепла и регулирования его расхода у потребителей, что приводит к его перерасходу и повышенным утечкам в теплосетях.

2.4. Муниципальная электроэнергетика

Предприятия коммунальной энергетики, представляющие собой в большинстве своем муниципальные унитарные предприятия, производят более 100 млрд. кВт.ч. электроэнергии (около 12% всей выработки по стране) и около 420 млрд. Гкал тепла (около 20% общего производства тепла), в  том числе 240 млрд. Гкал. собственной выработки. Кроме того, они эксплуатируют около 500 тысяч километров воздушных и кабельных линий передачи и 80 тысяч километров тепловых сетей.

Около половины общего объема производства тепла и основной потенциал энергосбережения приходится на муниципальные котельные, производящие только один вид продукции – тепловую энергию и не имеющие технологических возможностей комбинированной выработки тепла и электроэнергии.

Муниципальные котельные, электрические и тепловые сети представляют собой значительный потенциал для развития независимого от «РАО «ЕЭС России» производства электроэнергии за счет преобразования котельных в мини-ТЭЦ. Общий потенциал для наращивания независимой генерации в муниципальном секторе оценивается в более чем 10 тысяч МВт (около 5% установленной мощности РАО «ЕЭС России»).

2.5. Потребители электроэнергии и тепла

Конечные потребители электроэнергии и тепла обслуживаются через АО-энерго. Для обозначения конечных потребителей используется понятие «собственные потребители».

В структуре электрической нагрузки доминируют крупные промышленные и приравненные к ним предприятия, у которых электрическая нагрузка составляет не менее 750 кВА, а также группа прочих потребителей. В таких регионах, как Урал, Сибирь и Поволжье более половины электроэнергии потребляют крупные промышленные и приравненные к ним потребители.

В промышленности наиболее крупные потребители электроэнергии выступают топливная промышленность, цветная и черная металлургия, машиностроение и металлообработка, химическая и нефтехимическая, топливная, промышленная и машиностроение. По потреблению тепла жилищно-коммунальное хозяйство уступает промышленности, но вместе с населением превосходит потребление тепла промышленностью. Годовой максимум электрической нагрузки в 2000-2001 гг, зафиксирован 7 февраля 2001 г. в размере 138 ГВт. Располагаемая мощность электростанций Единой энергосистемы России на день годового максимума нагрузок составила 177 ГВт. Таким образом, резерв располагаемой мощности по отношению к максимуму нагрузки составил 28%. Наряду с тем, что говорилось выше об износе оборудования, это определяет прогноз о якобы неизбежности  энергетического кризиса в России к 2004-2005 гг. вследствие т.н. исчерпания резервов генерирующей мощности в Единой энергосистемы России. Это также дает основание для разработки более оптимального и реалистичного графика реформ в электроэнергетике.

Доля населения в структуре потребления электроэнергии не одинаков по регионам и находится в диапазоне 3-13%.

2.6. Производство электроэнергии

По сравнению с 1999 г. в 2000 г. производство электроэнергии в Российской Федерации возросло на 3,8% и достигло 876 млрд. кВтч. Потребление электроэнергии выросло на 4,9% и составило 849,6 млрд. кВтч. Основной объем производства электроэнергии (95,1%) был обеспечен электростанциями, входящими в состав Единой энергосистемы (ЕЭС) России.

Россия является страной, покрывающей основную часть своего энергопотребления за счет использования невозобновляемого органического топлива. На тепловых электростанциях Единой энергосистемы России в 2000 г. было выработано 534,6 млрд. кВтч или 62% всего объема производства. Доля ГЭС как основных возобновляемых источников электроэнергии составила в общей выработке 19%, АЭС - 15%.

Столь высокая концентрация выработки электроэнергии на станциях, работающих на органическом топливе, делает необходимым проведение реформ в топливной промышленности. Они должны быть направлены как на снятие ограничений по топливоснабжению электроэнергетики, так и на адекватное отражение реальных затрат на добычу и транспорт, провоз топлива в тарифах на топливо, направляемое для сжигания в электростанциях.

2.7. ФОРЭМ как нерыночный институт

На первом этапе реформирования электроэнергетики был создан прообраз федерального оптового рынка электроэнергии (ФОРЭМ). Федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности. (ФОРЭМ) был создан Постановлением Правительства Российской Федерации № 793 от 12 июля 1996 г. После ликвидации Холдинга предполагалось перейти к действительно конкурентному рынку так, чтобы отдельные электростанции конкурировали бы между собой.

Однако оказалось, что ФОРЭМ не является настоящим рынком по целому ряду причин.

Поставки электроэнергии на ФОРЭМ более чем на 50% осуществляются компаниями, входящими в Холдинг РАО «ЕЭС России».

Администрирование ФОРЭМ осуществляется 100%-ными дочерними структурами РАО «ЕЭС России».

Внутри Холдинга РАО «ЕЭС России» существует неравное отношение администрирующих структур ФОРЭМ к поставщикам электроэнергии, находящимся в полной и неполной собственности РАО «ЕЭС России».

Свободный выбор поставщиков электроэнергии потребителями заменен прикреплением их к поставщикам административными мерами.

Тарифы на электроэнергию устанавливаются по методу «издержки +», что не стимулирует рост эффективности производства и снижение издержек.

Механизм установления тарифов является административным, что не защищает эффективных поставщиков электроэнергии и в то же время позволяет сохранять на ФОРЭМ неэффективных поставщиков.

Свободный выбор поставщиков электроэнергии потребителями заменен прикреплением их расчетно-договорным центром.

При установлении тарифов на электроэнергию широко применяется перекрестное субсидирование как между группами потребителей, так и между регионами.

В результате реальной конкуренции между производителями электроэнергии – участниками ФОРЭМ не возникло.

Такой метод создания рынка изменил степень обеспеченности многих регионов производимой на собственной территории электроэнергией. Если в 1992 г. степень потребности в электроэнергии около 13 регионов были обеспечены поставками от собственных региональных энергосистем, в то время как 19 регионов были избыточными, то сейчас только 7 регионов (обслуживаемые соответственно Мосэнерго, Иркутскэнерго, Свердловэнерго, Тюменьэнерго, Якутскэнерго, Оренбургэнерго и Дагэнерго), можно считать избыточными. В результате доля Холдинга на ФОРЭМе оказалась ниже предполавшейся.

2.8. Региональные особенности электроэнергетики

Единая энергосистема России имеет неоднородную сетевую структуру. В ее рамках лишь пять из семи  объединенных энергосистем (соответствующие основным территориально-экономическим районам - Северо-Запад, Центр, Средняя Волга, Урал, Северный Кавказ) включены на параллельную работу с общей частотой электрического тока и обмениваются электроэнергией по линиям межсистемной связи высокого и сверхвысокого напряжения. Объединенная энергосистема (ОЭС) Дальнего Востока не имеет электрических связей с остальной частью ЕЭС, работает изолированно и лишь условно причисляется  к Единой энергосистеме, поскольку основные линии связи ОЭС Сибири с Европейской частью ЕЭС  после распада СССР остались на территории Казахстана, и в силу незначительных размеров существующих перетоков мощности между ОЭС Сибири и Европейской частью ЕЭС, ОЭС Сибири также может рассматриваться как изолированно работающая часть ЕЭС.

Отличительной особенностью Европейской части ЕЭС является ограниченная пропускная способность линий связей между ОЭС3), что является причиной  высокой степени энергетической независимости ОЭС друг от друга.

Так, например, отношение объема собственной генерации к собственному электропотреблению для пяти ОЭС Европейской части ЕЭС находится в пределах от 1,22 (ОЭС Средней Волги) до 0,86 (ОЭС Северного Кавказа).  При этом для наиболее крупных ОЭС (Центр и Урал), на долю которых приходится около 70%  всего объема производства электроэнергии в Европейской части ЕЭС, это соотношение близко к единице.

Доля Европейской части ЕЭС и Урала превышает 70% всей установленной мощности электростанций и электропотребления в ЕЭС. Тепловые электростанции в этой части ЕЭС используют в основном природный газ, а также разные виды угля. Среди производителей электроэнергии есть АЭС и ГЭС. Генерация относительно равномерно распределена по обслуживаемой территории. Основная электрическая сеть сравнительно хорошо развита.

В структуре электропотребления доля промышленности составляет от 24% (Северный Кавказ) до 62% (Урал), доля населения - от 11% (Урал) до 31% (Северный Кавказ).

Доля ОЭС Сибири составляет около 20% в общей установленной мощности и в электропотреблении ЕЭС и  характеризуется тем, что около 50% генерации составляют ГЭС. Определяющим топливом для тепловых электростанций является уголь, причем около 65% этих электростанций составляют ТЭЦ. Доля промышленного электропотребления - 63%, причем примерно 2/3 потребления промышленности приходится на цветную металлургию. Доля населения превышает 13%.

Крупные электростанции (главным образом ГЭС) в Сибири строились с привязкой к ним крупных энергоемких потребителей. В суровых климатических условиях превалирование городского населения приводило к повсеместному сооружению привязанных к городам ТЭЦ. Вследствие размещения электростанций преимущественно в местах потребления электроэнергии, а также большой протяженности территории в широтном направлении при сравнительно низкой плотности населения основная электрическая сеть существенно менее развита по сравнению с европейской зоной и Уралом.

ОЭС Дальнего 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 3/4 электростанций являются тепловыми и работают на угле, причем около 85% электроэнергии производят ТЭЦ. В структуре электропотребления доля промышленности превышает 28%, транспорта составляет около 14%, населения - немногим более 26%, прочих непромышленных потребителей - 27%.

2.9. Механизмы формирования тарифов на электроэнергию и тепло

Одной из основных текущих проблем отрасли является чрезмерная зависимость процесса регулирования цен на электроэнергию решений региональных властей. В результате тарифы, как правило, устанавливаются исходя из субъективных соображений, что делает их экономически необоснованными и наносит ущерб интересам как компаний отрасли, так и потребителей.

Действующая в настоящий момент система тарифного регулирования имеет несколько существенных недостатков:

Отсутствие раздельного (по видам деятельности) регулирования вертикально-интегрированных компаний. В настоящее время регулятор устанавливает полный тариф, включающий все элементы одновременно - производство, передачу, сбыт электроэнергии и теплоэнергии. Такой подход препятствует определению экономически обоснованных тарифов и способствует сохранению перекрестного субсидирования между различными видами деятельности энергокомпаний;

краткосрочность;

отсутствие механизма создания у компаний заинтересованности в снижении издержек и повышении эффективности своей работы. В рамках действующей системы в случае снижения издержек регулятор наказывает "передовиков", назначая более низкий тариф на следующий период регулирования;

недостаточная гибкость в реагировании на изменение неконтролируемых статей затрат энергокомпаний и инфляции. Для корректировки тарифов необходимо специальное решение регулирующего органа, получение которого обычно занимает длительное время.

Существующая система регулирования привела к крайне низкой эффективности работы предприятий электроэнергетики.

Для того, чтобы потребители получали правильные экономические сигналы о стоимости и, соответственно, цене потребляемой ими электроэнергии, адекватно устанавливали объемы ее потребления, необходимо обеспечить оплату полной стоимости производства и транспортировки потребляемой электроэнергии. Такой принцип означает устранение перекрестного субсидирования, существующего благодаря деятельности ФЭКа и РЭКов.

Другая причина неэффективности тарифообразования в электроэнергетики состоит в том, что в себестоимость не включатся затраты, необходимые для расширенного воспроизводства энергии, в частности инвестиции, выплаты по кредитам. В результате электроэнергетика также не в состоянии дать потребителям правильные экономические сигналы о необходимых затратах на энергоснабжение.

Регламент установления тарифов и процедуры их рассмотрения не позволяют регулирующим органам осуществлять эффективное регулирование из-за ограниченности сроков, необходимых для анализа состояния регулируемых компаний, рассмотрения предложений по изменению тарифов.

2.10. Откладывание преобразования РАО «ЕЭС России»

В начале 1990-х годов, когда создавался холдинг РАО «ЕЭС России», существовало понимание того, что через два-три года он должен быть реорганизован, в частности, для предотвращения развития монополизма. Предполагалось, что создание Холдинга РАО «ЕЭС России» является временным этапом для обеспечения постепенности преобразований. Однако реформирование Холдинга РАО «ЕЭС России» так до сих пор и не было осуществлено.

Косвенным, но ярким свидетельством этого является огромная недооцененность акций российских электроэнергетических компаний по сравнению с их зарубежными аналогами (табл.10).

Таблица 10.      Сравнение рыночной капитализации российских компаний
с зарубежными аналогами

В то же время снижение инвестиционной активности в электроэнергетике в 1990 годах было минимальным среди всех отраслей российской промышленности (табл.11).

Таблица 11.      Инвестиции в основной капитал по отраслям промышленности в ценах 1993 года, млн.руб.

3.  Анализ предложений по реформированию электроэнергетики

3.1.  Организация разработки и рассмотрения альтернативных концепций реформирования электроэнергетики

На расширенном заседании рабочей группы 12-14 февраля 2001 г. были заслушаны 11 концепций реформирования электроэнергетики, представленных: (1) Минэкономразвития России (А.В.Шаронов), (2) менеджментом РАО «ЕЭС России» (В.Г.Завадников, В.Ю.Синюгин, А.Б.Чубайс), (3) Институтом систем энергетики им.Л.А.Мелентьева СО РАН (Н.И.Воропай), (4) Национальным инвестиционным советом (А.Д.Некипелов и С.Я.Чернавский), (5) Минэнерго России (Г.М.Васильев и В.В.Кудрявый), (6) Минатомом России (Б.И.Нигматуллин), (7) А.И.Кузовкиным (8) ОАО «Русский алюминий» (И.С.Бохмат), (9) членами рабочей группы Ю.В.Кузнецовым  и Г.В.Лебедевым, (10) Всероссийским электротехническим институтом (В.П.Фотин), (11) группой миноритарных акционеров РАО «ЕЭС России» (А.М.Бранис).

В рабочую группу также поступила концепция реформирования (12), представленная Ассоциацией развития энергетики России (Р.В.Орлов и Н.А.Волынская). В дальнейшем  по согласию авторов эта концепция была объединена с концепцией Минэнерго России. Кроме того, были заслушаны доклады консультанта Правительства Российской Федерации по вопросам реформирования электроэнергетики компании «Артур Андерсен» (13).

3.2.  Краткое описание представленных в рабочую группу материалов

Концепции были представлены их авторскими изложениями и/или презентациями, сделанными на расширенном заседании рабочей группы. Авторы концепций также заполнили типовую форму Паспорта Предложения, разработанную рабочей группой. Содержание вышеназванных концепций составили основу  данного раздела доклада.

На основе заполненных паспортов предложений была составлена сводная таблица по вариантам концепций реформирования (Приложение 9.2). При подготовке данного доклада использовались и другие материалы, поступившие в распоряжение рабочей группы (Приложение 9.1). Среди них - прогнозы развития экономики страны, оценки состояния электроэнергетики, прогнозы цен на электроэнергию, результаты моделирования оптовой торговли электроэнергии в России с учетом имеющихся сетевых ограничений, анализ зарубежного опыта реформирования электроэнергетики.

3.3. Структура концепций

Каждая концепция была проанализирована по основным составляющим: (1) структура электроэнергетики, возникающая в результате реализации концепции («конечная структура»), (2) динамика перехода от существующей структуры к конечной («промежуточная структура»,  (3) инструменты концепции.

Таблица 12. Унифицированная структура концепций

Инструменты реформирования различаются по фазам реформирования: (1) инструменты, используемые на начальной стадии реформирования; (2) инструменты реформирования, используемые на промежуточной стадии реформирования; (3) инструменты развития электроэнергетики после формирования конечной структуры.

По своему характеру эти инструменты различаются на четыре группы:

А. Инструменты, определяемые структурой собственности и мотивацией собственников

Б. Институциональные инструменты

В. Финансовые инструменты

Г. Законодательные инструменты

3.4. Описания представленных в рабочую группу концепций

Ниже приводятся описания концепций, составленные рабочей группой с использованием вышеуказанной унифицированной структуры. Эти краткие описания не претендуют на исчерпывающее описание всех деталей той или иной концепции. Оригинальные авторские изложения приведены в приложении 9.5.

3.4.1. Концепция Минэкономразвития
(А.В.Шаронов)

Промежуточная структура

1. Производство электроэнергии и тепла

1.1. Тип генерирующих компаний: Электрогенерирующие компании (ЭК), созданные на базе ТЭС РАО «ЕЭС России» и КЭС АО-энерго, Общество РАО «ЕЭС России», 30-35 электро – и теплогенерирующих компаний (ЭТК), созданных на базе ТЭЦ большинства АО-энерго, некоторые вертикально-интегрированные компании (далее ВИК) – АО-энерго в районах, где нет условий для создания рынка электроэнергии, Росэнергоатом.

1.2. Производимая продукция: ЭГК – электроэнергия, ЭТК - электроэнергия и тепло, АО-энерго – электроэнергия и тепло, а также их транспорт и сбыт, Росэнергоатом – электроэнергия, дочерние компании Общества РАО «ЕЭС России» - электроэнергия, услуги по регулированию частоты в сети.

1.3. Характер собственности компаний: ЭГК с ТЭС принадлежат Обществу «РАО «ЕЭС России» и миноритарным акционерам АО-электростанций и АО-энерго, ЭГК с ГЭС – Обществу «РАО «ЕЭС России» и миноритарным акционерам АО-электростанций, АО-энерго – его акционерам с сохранением прав Общества «РАО ЕЭС России», Росэнергоатом – государству.

1.4. Степень самостоятельности компаний: Холдинг РАО «ЕЭС России» не разделяется, сохраняется Общество РАО «ЕЭС России».

2. Транспорт электроэнергии и тепла

2.1. Тип транспортных компаний: Единая национальная электрическая сеть (ЕНЭС), создаваемая за счет консолидации сетей Общества РАО «ЕЭС России», электрических сетей АО-энерго (кроме ВИКов). Организационно распределительные электрические сети объединяются в распределительные компании как части ЕНЭС.

2.2. Производимая продукция: услуги по передаче электроэнергии по соответствующим сетям.

2.3. Характер собственности компаний: Владельцем ЕНЭС должны стать существующие акционеры РАО «ЕЭС России» при сохранении существующей доли государства.

2.4. Степень самостоятельности компаний: ЕНЭС остается в составе Холдинга  РАО «ЕЭС России».

3. Оптовый рынок электроэнергии

3.1. Степень глобализации: На территории, охватываемой сетями ЕНЭС, существует единое рыночное пространство, внутренняя топология которого определяется существующими сетевыми ограничениями между ОЭС и внутри них. Финансовый оптовый рынок на промежуточном этапе ограничивается европейской частью и Уралом, хотя технологически европейская и азиатская части связаны. В технологически изолированных от ЕНЭС сетях оптовый рынок отсутствует.

3.2. Субъекты рынка: Участниками европейского оптового рынка являются ЭГК, ЭТК, Росэнергоатом, Общество РАО «ЕЭС России», крупные потребители электроэнергии (число таких потребителей постепенно растет).

3.3. Операторы рынка: Техническое управление оптовым рынком осуществляется системным оператором (СО), созданным на базе ЦДУ и ОДУ и объединенным с единой сетевой компанией. СО находится в составе Холдинга РАО «ЕЭС России». Коммерческим оператором является новая компания – администратор торговой сети (АТС), созданная вне РАО «ЕЭС России».

3.4. Ограничения доступа на рынок: Свободный доступ к электрическим сетям.

3.5. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Рыночный механизм сопоставления заявок и предложения. Обеспечение электроэнергией гарантирующих поставщиков.

3.6. Модели ценообразования: Административное государственное регулирование тарифов на услуги по передаче электроэнергии. Конкурентное ценообразование для генерирующих компаний. Возможно перекрестное тарифное субсидирование неплатежеспообных потребителей, которым государство установило льготы, за счет недискриминационной дополнительной тарифной надбавки для остальных потребителей.

4. Розничный рынок электроэнергии и тепла

4.1. Субъекты рынка: Сбытовые компании, созданные путем выделения из АО-энерго в 100% (на промежуточном этапе) дочки АО-энерго, гарантирующие поставщики.

4.2. Операторы рынка: Договорные отношения на рынке.

4.3. Ограничения доступа на рынок: Свободный доступ на рынок электроэнергии и тепла (последний может быть создан в 9 городах).

4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Рыночный механизм соотношения спроса и предложения на электроэнергию с учетом договорных отношений. Договорные отношения по поставке тепла.

4.5. Модели ценообразования: Регулируемые тарифы на тепло (за исключением городов, где созданы рынки тепла), регулируемые тарифы на транспорт электроэнергии, конкурентный механизм ценообразования на электроэнергию.

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

5.1. Состав поставщиков: Электроэнергия с оптового рынка – только крупным оптовым потребителям. Поставщики остальным потребителям электроэнергии с оптового и розничного рынков – сбытовые компании. Поставщики тепла – сбытовые компании и ЭТК.

5.2. Характер собственности поставщиков: Сбытовые компании – независимые, не являющиеся составными частями Холдинга РАО «ЕЭС России».

5.3. Источники получаемой поставщиками энергии: Электроэнергия с рынков электроэнергии, тепло – от ЭТК.

5.4. Характер взаимоотношений с потребителями: Договора на поставку электроэнергии и тепла.

6.  Ответственность за надежность и бесперебойность электро– и теплоснабжения конечных потребителей

6.1. Кто отвечает за надежность и бесперебойность энергоснабжения: Поставщики электроэнергии и тепла. Существующие обязательства Холдинга по надежному и бесперебойному энергоснабжению конечных потребителей отменяются.

6.2. Характер зоны ответственности: Определяется лицензиями и договорами на поставку.

7. Регулирование в электроэнергетике

7.1. Состав регуляторов: ФЭК и РЭКи.

7.2. Иерархия регуляторов: РЭКи сохраняют самостоятельность, однако меняют объем регулирования.

7.3. Функции регулирования: Установление тарифов на транспорт электроэнергии и тепла, а также тарифов на тепло. Возможно установление ограничений на тарифы на электроэнергию на оптовом рынке.

8. Структура собственности

8.1. Состав собственников: Меняется в ходе преобразований с помощью обменов одних акций на другие и других механизмов, в частности, выделений, слияний и продаж части активов. Характер преобразований в концепции не отражен.

8.2. Роль государства как собственника: Государство сохраняет свое влияние в Холдинге и может увеличить его в ЕНЭС, однако его роль уменьшается в секторе сбыта электроэнергии и тепла конечным потребителям. Кроме того, снижается роль государства в формировании тарифов на электроэнергию.

9. Характер внеструктурной части реформирования электроэнергетики

В концепции таких предложений нет.

10. Характер внеэлектроэнергетической части реформирования

В концепции таких предложений нет.

Предполагается, что промежуточная структура будет сформирована к концу 2003 года.

Конечная структура

Движение от промежуточной структуры к конечной, согласно концепции, будет состоять в следующем:

1.      Общество РАО «ЕЭС России» и АО-энерго продадут принадлежащие им контрольные пакеты акций генерирующих и сбытовых компаний, которые станут независимыми.

2.      Деятельность РАО «ЕЭС России» ограничится эксплуатацией и развитием ЕНЭС, ее управлением и диспетчеризацией.

3.      Будет определен статус крупных ГЭС и ГАЭС.

4.      Закончится формирование конкурентных оптового и розничного рынков и расширена их география.

Предполагается, что окончательная структура будет сформирована к концу 2005 г.

Инструменты концепции

1. Начальная фаза реформирования

1А.  Инструменты, определяемые структурой собственности и мотивацией собственников: Использование влияния государства как главного собственника для изменения структуры собственности Холдинга РАО «ЕЭС России» с помощью слияний, выделений, разделения и обмена акций компаний Холдинга. Продажа части активов АО-энерго для создания сбытовых компаний. Задействованы механизмы для формирования активов ЕНЭС, создания СО и АТС.

1Б.  Институциональные инструменты: Изменение статуса и функций РЭКов. Изменение функций ЦДУ и ОДУ. Введение публичных слушаний для регулирующих органов.

1В.  Финансовые инструменты: Разделение финансового учета по функциям генерации и транспорта у всех генерирующих компаний. Введение выплат по основному долгу и процентам по кредитам в себестоимость. Снижение масштабов перекрестного субсидирования.

1Г.  Законодательные инструменты: Пересмотр структуры себестоимости. Разработка правил для рынков электроэнергии. Внесение изменений в законодательство о естественных монополиях и ГК.

2.  Инструменты реформирования после формирования промежуточной структуры

2А.  Инструменты, определяемые структурой собственности и мотивацией собственников: Продажа или списание неэффективных активов. Продажа генерирующих и сбытовых активов Общества РАО «ЕЭС России».

2Б.  Институциональные инструменты: Отладка конкурентных отношений на оптовых рынках электроэнергии. Распространение зоны действия ЕНЭС на другие территории страны.

2В.  Финансовые инструменты: Ликвидация перекрестного субсидирования.

2Г.  Законодательные инструменты: Совершенствование законодательства для конкурентных зон и регулирования.

3. Инструменты развития после формирования конечной структуры

Основной механизм – рыночная конкуренция в генерации и сбыте.

3.4.2.  Концепция менеджмента РАО «ЕЭС России»
(В.Г.Завадников, В.Ю.Синюгин, А.Б.Чубайс)

Промежуточная структура

1. Производство  электроэнергии и тепла

1.1. Тип генерирующих компаний: Электрогенерирующие компании (ЭГК), созданные на базе ТЭС РАО «ЕЭС России» и КЭС АО-энерго, являющиеся дочерними компаниями РАО «ЕЭС России», Гидрогенерирующие компании (ГГК), созданные на базе ГЭС РАО «ЕЭС России» и некоторых ГЭС АО-энерго, являющиеся дочерними компаниями РАО «ЕЭС России», 30-35 электро - и тепло генерирующих компаний (ЭТК), созданных на базе ТЭЦ большинства АО-энерго, некоторые ВИК'и - АО-энерго в районах, где нет условий для создания конкурентного рынка электроэнергии, 2-3 Генерирующие компании на базе АЭС (АГК).

1.2. Производимая продукция: ЭГК, ГГК, АГК - электроэнергия, ЭТК - электроэнергия и тепло, АО-энерго, на территориях, где нет условий для развития конкурентного рынка - электроэнергия и тепло, а также их транспорт и сбыт. Все генерирующие компании – услуги по регулированию частоты и мощности (в основном за счет ГГК).

1.3. Характер собственности компаний: ЭГК и ГГК – дочерние компании РАО «ЕЭС России» с постепенной передачей контроля частным инвесторам, как миноритарным акционерам РАО «ЕЭС России» и дочерних обществ, так и новым частным инвесторам, ЭТК – акционерные общества, пакеты акций которых принадлежат РАО «ЕЭС России» и миноритарным акционерам соответствующих АО-энерго (с сохранением долей участия) с постепенной продажей акций, принадлежащих РАО «ЕЭС России», АО-энерго - его акционерам с сохранением прав Общества «РАО ЕЭС России», АГК - государству.

1.4. Степень самостоятельности компаний: Холдинг РАО «ЕЭС России» не разделяется, сохраняется Общество РАО «ЕЭС России». Все генерирующие компании, образованные на базе федеральных станций и станций АО-энерго – самостоятельные юридические лица, являющиеся дочерними предприятиями РАО «ЕЭС России». Доля участия РАО «ЕЭС России» зависит от текущей доли общества в соответствующих АО-энерго и федеральных станциях..

2. Транспорт электроэнергии и тепла

2.1. Тип транспортных компаний: Единая национальная электрическая сеть (ЕНЭС) за счет консолидации сетей Общества РАО «ЕЭС России», электрических сетей АО-энерго (кроме ВИК'ов) и прочих сетей различного напряжения, влияющих на устойчивость функционирования единой энергосистемы. ЕНЭС создается как дочерний суб-холдинг РАО «ЕЭС России». Организационно распределительные электрические сети выделяются из АО-энерго (с сохранением структуры капитала) и становятся дочерними компаниями ЕНЭС. Доля участия ЕНЭС в распределительной компании определяется долей участия РАО «ЕЭС России» в соответствующем АО-энерго.

2.2. Производимая продукция: услуги по передаче электроэнергии по соответствующим сетям.

2.3. Характер собственности компаний: В структуре капитала ЕНЭС государство может сохранить свою долю 52 % или увеличить ее до 75 %.

2.4. Степень самостоятельности компаний: ЕНЭС остается в составе Холдинга РАО «ЕЭС России» на промежуточном этапе.

3. Оптовый рынок электроэнергии

3.1. Степень глобализации: На территории, охватываемой сетями ЕНЭС, существует единое рыночное пространство, внутренняя топология которого определяется существующими сетевыми ограничениями между ОЭС и внутри них. Существуют ценовые зоны оптового рынка, правила которых могут учитывать региональные особенности. Оптовый рынок формируется на территориях Европейской, Уральской и Сибирской энергозон, при приоритете Европейской и Уральской энергозон. В технологически изолированных от ЕНЭС сетях оптовый рынок отсутствует.

3.2. Субъекты рынка: Участниками оптового рынка являются ЭГК, ГГК, АГК, ЭТК,  крупные потребители электроэнергии (число таких потребителей постепенно растет) и независимые сбытовые компании и гарантирующие поставщики.

3.3. Операторы рынка: Диспетчеризация режимов работы осуществляется системным оператором (СО), созданным на базе ЦДУ и ОДУ, который создается как дочернее предприятие РАО «ЕЭС России». Коммерческим оператором является  - администратор торговой сети (АТС) – некоммерческое партнерство, созданное участниками рынка  вне РАО «ЕЭС России».

3.4. Ограничения доступа на рынок: Свободный доступ к электрическим сетям.

3.5. Механизмы взаимодействия предложения, и спроса на рынке: Рыночный механизм сопоставления заявок и предложения, с учетом имеющихся системных ограничений.

3.6. Модели ценообразования: Административное государственное регулирование тарифов на услуги по передаче электроэнергии. Конкурентное ценообразование для генерирующих компаний. Прямые финансовые договора между участниками рынка на оговоренных в двустороннем порядке условиях. Возможно адресное субсидирование социально-значимых потребителей, которым государство установило льготы, за счет недискриминационной дополнительной ценовой надбавки к цене оптового рынка для остальных потребителей.

4. Розничный рынок электроэнергии и тепла

4.1. Субъекты рынка: Сбытовые компании, гарантирующие поставщики.

4.2. Операторы рынка: Договорные отношения на рынке.

4.3. Ограничения доступа на рынок: Свободный доступ на рынок электроэнергии и тепла (последний может быть создан в 9 городах).

4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Рыночный механизм соотношения спроса и предложения на электроэнергию с учетом договорных отношений для потребителей удовлетворяющих технологическим условиям и закупающим электроэнергию через независимые сбытовые компании. Обязательные поставки со стороны гарантирующих поставщиков всем платежеспособным потребителям. Договорные отношения по поставке тепла.

4.5. Модели ценообразования: Регулируемые тарифы на тепло (за исключением городов, где созданы рынки, тепла) регулируемые тарифы на транспорт электроэнергии, конкурентный механизм ценообразования на электроэнергию для независимых сбытовых компаний, регулируемая ценовая надбавка к цене оптового рынка (с учетом платы за передачу) для гарантирующих поставщиков.

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

5.1. Состав поставщиков: Электроэнергия с оптового рынка -только крупным оптовым потребителям, сбытовым компаниям и гарантирующим поставщикам. Поставщики остальным потребителям электроэнергии с оптового и розничного рынков - сбытовые компании и гарантирующие поставщики. Поставщики тепла - сбытовые компании и ЭТК.

5.2. Характер собственности поставщиков: Сбытовые компании - независимые, не являющиеся составными частями Холдинга РАО «ЕЭС России». Гарантирующие поставщики – на переходном этапе – дочерние структуры РАО «ЕЭС России».

5.3. Источники получаемой поставщиками энергии: Электроэнергия с рынков электроэнергии, тепло - от ЭТК.

5.4. Характер взаимоотношений с потребителями: Договора на поставку электроэнергии и тепла.

6. Ответственность за надежность и бесперебойность электро- и теплоснабжения конечных потребителей

6.1. Кто отвечает за надежность и бесперебойность энергоснабжения: Поставщики электроэнергии и тепла и те участники рынка, по вине которых могла произойти перебои в поставке. Надежность и бесперебойность существует до тех пор, пока потребитель присоединен к общей сети. Если в ней есть электроэнергия, то она есть у всех.

6.2. Характер зоны ответственности: Определяется лицензиями и договорами на поставку.

7. Регулирование в электроэнергетике

7.1. Состав регуляторов: ФЭК и РЭК'и.

7.2. Иерархия регуляторов: РЭК'и становятся подразделениями ФЭК'а либо их полномочия существенно граничиваются за счет формирования нормативно-методической базы..

7.3. Функции регулирования: Установление тарифов на транспорт электроэнергии и тепла, тарифов на диспетчеризацию, регулирование ценовой надбавки гарантирующих поставщиков, а также тарифов на тепло.

8. Структура собственности

8.1. Состав собственников: Меняется в ходе преобразований с помощью обменов одних акций на другие и других механизмов, в частности, выделений, слияний и продаж части активов. До формирования рыночной оценки активов, при всех преобразованиях сохраняется структура капитала («зеркальные разделения»). После появления рыночной оценки – операции с активами на основе рыночных котировок.

8.2. Роль государства как собственника: Государство сохраняет свое влияние в Холдинге РАО «ЕЭС России». По мере выхода холдинга РАО «ЕЭС России» из секторов производства и сбыта электроэнергии, доля государства в холдинге может наращиваться. Тем самым может увеличиваться доля участия государства в естественно-монопольных секторах  - сетях и диспетчеризации. Государство прекращает тарифное регулирование электроэнергии, кроме случаев существования монополии в силу технологических причин.

9. Характер внеструктурной части реформирования электроэнергетики

В концепции таких предложений нет.

10. Характер внеэлектроэнергетической части реформирования

В концепции таких предложений нет.

Предполагается, что промежуточная структура будет сформирована к концу 2003 года.

Конечная структура

Движение от промежуточной структуры к конечной, согласно концепции, будет состоять в следующем:

1.  Общество РАО «ЕЭС России» и АО-энерго продадут принадлежащие им контрольные пакеты акций генерирующих и сбытовых компаний, которые станут независимыми.

2.  Деятельность РАО «ЕЭС России»: ограничится эксплуатацией и развитием ЕНЭС, ее управлением и диспетчеризацией.

3.  Будет определен статус крупных ГЭС и Г АЭС.

4.  Закончится формирование конкурентных оптового и розничного рынков и расширена их география.

Предполагается, что окончательная структура будет сформирована в период 2003-2006 года.

Инструменты концепции

1.  Начальная фаза реформирования

1А. Инструменты, определяемые структурой собственности и мотивацией собственников: Использование влияния государства как главного собственника для изменения структуры собственности Холдинга РАО «ЕЭС России» с помощью, в основном, операций «зеркального разделения».

1Б. Институциональные инструменты. Изменение статуса и функций РЭК'ов. Изменение функций ЦДУ и ОДУ.

1В. Финансовые инструменты: Разделение финансового учета по функциям генерации, транспорта и сбыта у всех субъектов электроэнергетики. Введение норм возврата на капитал в регулируемые тарифы, там , где сохраняется тарифное регулирование (преимущественно в сетях). Снижение масштабов перекрестного субсидирования. Временная отмена некоторых налогов для электроэнергетики.

1Г. Законодательные инструменты: Пересмотр  структуры себестоимости. Разработка правил для рынков электроэнергии. Внесение изменений в законодательство о естественных монополиях и ГК.

2. Инструменты реформирования после формирования промежуточной структуры

2А. Инструменты, определяемые структурой собственности и мотивацией

собственников: Продажа или списание неэффективных активов. Привлечение инвестиций в генерирующие компании и за счет этого «размывание» доли РАО «ЕЭС России». Продажа пакетов акций генерирующих компаний, принадлежащих РАО «ЕЭС России». Обмен акций генерирующих компаний, принадлежащих РАО «ЕЭС России» на акции самого РАО «ЕЭС России».

2Б. Институциональные инструменты: Отладка конкурентных отношений на оптовых рынках электроэнергии. Распространение зоны действия ЕНЭС на другие территории страны.

2В. Финансовые инструменты: Ликвидация перекрестного субсидирования.

2Г. Законодательные инструменты: Совершенствование законодательства для конкурентных зон и регулирования.

3. Инструменты развития после формирования конечной структуры

Основной механизм - рыночная конкуренция в генерации и сбыте.

3.4.3.  Концепция института систем энергетики им.А.А.Мелентьева СО РАН (Н.И.Воропай)

Промежуточная структура

1. Производство электроэнергии и тепла

1.1. Тип генерирующих компаний: Электростанции Общества РАО «ЕЭС России», консолидированные в генерирующие компании (ЭГК) (их число не определяется), существующие ВИК’и - АО-энерго, Росэнергоатом, интегрированные компании, в составе которых есть и электростанции и топливные предприятия, независимые производители электроэнергии.

1.2. Производимая продукция: Та же структура, что и сегодня.

1.3. Характер собственности компаний: Существующая структура собственности сохранена.

1.4. Степень самостоятельности компаний: Холдинг РАО «ЕЭС России» не разделяется, сохраняется Общество РАО «ЕЭС России».

2. Транспорт электроэнергии и тепла

2.1. Тип транспортных компаний: Федеральная сетевая компания (ФСК) на базе магистральных сетей Общества РАО «ЕЭС России». Сетевые подразделения АО-энерго.

2.2. Производимая продукция: услуги по передаче электроэнергии по соответствующим сетям.

2.3. Характер собственности компаний: Государство увеличивает свою долю в активах сетевой компании до 75-100 %.

2.4. Степень самостоятельности компаний: Федеральная сетевая компания должна стать отдельной компанией, не входящей в холдинг РАО «ЕЭС России».

3. Оптовый рынок электроэнергии

3.1. Степень глобализации: Оптовый рынок состоит из федерального рынка (ФОРЭМ) и зональных рынков (ЗОРЭМ), создаваемых в пределах Европейской, включая Урал, Сибирской и Дальневосточной энергозон.

3.2. Субъекты рынка: Участниками ФОРЭМ являются Федеральная сетевая компания, ЭГК, Росэнергоатом, ЗОРЭМ. Участниками ЗОРЭМ являются ЭГК, Росэнергоатом, зональные отделения ФСК, АО-энерго, интегрированные компании, независимые производители, крупные потребители.

3.3. Операторы рынка: Техническое управление оптовым рынком осуществляется системным оператором (СО), созданным на базе ЦДУ и ОДУ. СО отделен от Федеральной сетевой компании. Коммерческим оператором является новая компания – администратор торговой сети (АТС). Доля государства в активах СО и АТС – 75-100 %.

3.4. Ограничения доступа на рынок: Свободный доступ к электрическим сетям.

3.5. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Система диспетчирования сопоставляет заявки и предложения с учетом договоров между поставщиками и покупателями электроэнергии.

3.6. Модели ценообразования: Регулирование тарифов на генерацию и передачу электроэнергии. Регулируемые тарифы формируются по формуле «издержки +». В качестве локального эксперимента предлагается использование метода регулирования тарифов «прайс-кэп». Договорные цены устанавливаются в рамках договоров.

4. Розничный рынок электроэнергии и тепла

4.1. Субъекты рынка: АО-энерго, небольшие независимые производители, производители оптового рынка, потребители.

4.2. Операторы рынка: АО-энерго.

4.3. Ограничения доступа на рынок: законодательно регламентированный доступ к сетям АО-энерго.

4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Договора по энергоснабжению.

4.5. Модели ценообразования: Регулируемые тарифы.

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

5.1. Состав поставщиков: АО-энерго, небольшие независимые производители, производители оптового рынка.

5.2. Характер собственности поставщиков: Для АО-энерго и производителей оптового рынка существующая структура собственности в основном сохраняется. Независимые производители могут иметь любую структуру и форму собственности.

5.4. Характер взаимоотношений с потребителями: Договора на поставку электроэнергии и тепла.

6.  Ответственность за надежность и бесперебойность электро– и теплоснабжения конечных потребителей

6.1. Кто отвечает за надежность и бесперебойность энергоснабжения: СО оптового рынка. АО-энерго.

6.2. Характер зоны ответственности: АО-энерго на собственных территориях обслуживания.

7. Регулирование в электроэнергетике

7.1. Состав регуляторов: ФЭК, зональные энергетические комиссии, создаваемые в указанных ранее энергозонах (ЗЭКи) и РЭК’и.

7.2. Иерархия регуляторов: ФЭК, ЗЭКи и РЭК’и имеют функциональную соподчиненность и собственные зоны ответственности.

7.3. Функции регулирования: Установление тарифов на выработку и транспорт электроэнергии и тепла, выдача разрешения на реализацию инвестиционных проектов.

 8. Структура собственности

8.1. Состав собственников: Несколько расширяется за счет независимых производителей. Увеличивается доля государства в сетевой компании и диспетчировании.

8.2. Роль государства как собственника: Государство сохраняет свое влияние в Холдинге и может увеличить его в Федеральной сетевой компании. В АО-энерго выделяются государственные пакеты акций.

9. Характер внеструктурной части реформирования электроэнергетики

Необходимо усилить внимание к продлению сроков и модернизации оборудования. Необходимо увеличить инвестиции в малозатратные технологии и технологии производства электроэнергии и тепла на базе газовых турбин. Необходима государственная программа развития электроэнергетики.

10. Характер внеэлектроэнергетической части реформирования

Необходима целенаправленная разработка и реализация  энергосберегающей политики во всех отраслях экономики. Требуется восстановление энергомашиностроения и электротехнической промышленности, энергостроительного комплекса, системы научно-исследовательских и проектных институтов энергетического профиля и организация необходимой подготовки специалистов в ВУЗах.

Конечная структура

В силу значительной продолжительности промежуточной стадии и вследствие этого существенной неопределенности внешних условий дальнейшего реформирования, представляется преждевременным формирование конечной структуры. Однако общая тенденция движения к конечной структуре имеет в своей основе рациональное сочетание государственного регулирования и конкурентных механизмов.

Инструменты концепции

1. Начальная фаза реформирования

1А. Инструменты, определяемые структурой собственности и мотивацией собственников: Использование влияния государства как главного собственника для выделения Федеральной сетевой компании с системой диспетчирования и увеличения доли государства в структуре капитала этих систем.

1Б. Институциональные инструменты: Усиление роли ФЭКа, ЗЭКов и РЭК’ов как инструментов государственного регулирования с укреплением их независимого статуса.

1В. Финансовые инструменты: Разделение финансового учета по функциям генерации, транспорта и сбыта у всех генерирующих компаний.

2.  Инструменты реформирования после формирования промежуточной структуры

Так как конечная структура в предлагаемом варианте концепции не сформирована, то конкретные инструменты также не могут быть сформированы. Однако в общем можно сказать, что они должны базироваться на рациональном сочетании государственного регулирования и конкуренции.    

3. Инструменты развития после формирования конечной структуры

См. предыдущий раздел.

3.5. Механизма взаимодействия предложения и спроса на рынке: Система диспетчирования сопоставляет заявки и предложения с учетом договоров между поставщиками и покупателями электроэнергии.

3.6. Модели ценообразования: Регулирование тарифов на генерацию и передачу электроэнергии. Регулируемые тарифы формируются по формуле «издержки +». В качестве локального эксперимента предлагается использование метода регулирования тарифов «прайс-кэп». Договорные цены устанавливаются в рамках договоров.

4. Розничный рынок электроэнергии и тепла

4.1.  Субъекты рынка: АО-энерго, небольшие независимые производители, производители оптового рынка, потребители.

4.2. Операторы рынка: ОА-энерго.

4.3. Ограничения доступа на рынок: законодательно регламентированный доступ к сетям АО-энерго.

4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Договора по энергоснабжению.

4.5. Модели ценообразования: Регулируемые тарифы.

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

5.1.  Состав поставщиков: АО-энерго, небольшие независимые производители, производители оптового рынка.

5.2.Характер собственности поставщиков: Для ОА-энерго и производителей оптового рынка существующая структура собственности в основном сохраняется. Независимые производители могут иметь любую структуру и форму собственности.

5.3. Характер взаимоотношений с потребителями: Договора на поставку электроэнергии и тепла.

6.  Ответственность за надежность и бесперебойность электро- и теплоснабжения конечных потребителей

6.1.  Кто отвечает за надежность и бесперебойность энергоснабжения: СО оптового рынка. АО-энерго.

6.2. Характер зоны ответственности: ОА-энерго на собственных территориях обслуживания.

7. Регулирование в электроэнергетике

7.1.  Состав регуляторов: ФЭК, зональные энергетические комиссии, создаваемые в указанных ранее энергозонах (ЗЭКи) и РЭКи.

7.2. Иерархия регуляторов: ФЭК, ЗЭКи и РЭКи имеют функциональную соподчиненность и собственные зоны ответственности.

7.3.Функции регулирования: Установление тарифов на выработку и транспорт электроэнергии и тепла, выдача разрешения на реализацию инвестиционных проектов.

8. Структура собственности

8.1.  Состав собственников: Несколько расширяется за счет независимых производителей. Увеличивается доля государства в сетевой компании и диспетчировании.

3.4.4.  Концепция Национального Инвестиционного Совета
(А.Д.Некипелов, С.Я.Чернавский)

Промежуточная структура

1. Производство электроэнергии и тепла

1.1. Тип генерирующих компаний: Электростанции Общества РАО «ЕЭС России», консолидированные (из различных регионов) в генерирующие компании (ЭГК) (их число в разработанном примере равно 10), ВИКи - АО-энерго (часть из которых консолидирована из различных регионов), Росэнергоатом, другие независимые производители электроэнергии.

1.2. Производимая продукция: Та же номенклатура, что и сегодня.

1.3. Характер собственности компаний: ЭГК выведены из Общества РАО «ЕЭС России». Для них сохранена существующая структура акционеров. При консолидации сохранена структура акционерного капитала АО-энерго.

1.4. Степень самостоятельности компаний: Холдинг РАО «ЕЭС России» не разделяется, увеличивается самостоятельность ЭГК.

2. Транспорт электроэнергии и тепла

2.1. Тип транспортных компаний: Из Общества РАО «ЕЭС России» выделяется Федеральная сетевая компания на базе сетей Общества. Сетевые подразделения АО-энерго.

2.2. Производимая продукция: услуги по передаче электроэнергии по соответствующим сетям.

2.3. Характер собственности компаний: Структура Федеральной сетевой компании отражена структура акционерного капитала Общества РАО «ЕЭС России».

2.4. Степень самостоятельности компаний: Федеральная сетевая компания – независима от Холдинга РАО «ЕЭС России».

3. Оптовый рынок электроэнергии

3.1.  Степень глобализации: Образуется единое рыночное пространство с внутренними топологическими ограничениями по возможностям транспорта электроэнергии.

3.2.  Субъекты рынка: Участниками оптового рынка являются ЭГК, консолидированные АО-энерго, Росэнергоатом, независимые производители, крупные потребители.