Либертариум Либертариум

Государственный совет Российской Федерации
Рабочая группа президиума Государственного совета
по вопросам реформирования электроэнергетики

О единой государственной концепции
реформирования электроэнергетики

ДОКЛАД
Том I
Разделы 1 - 8
Приложения 9.1 - 9.4
(Москва, 15 мая 2001 г.)


"Приступая к реальным преобразованиям инфраструктурных монополий, крайне важно просчитывать их экономические и социальные последствия, а также соблюдать права собственников и инвесторов"

В.В.Путин

Из Послания
Президента Российской Федерации
Федеральному Собранию

Москва, Кремль
3 апреля 2001 г.

Оглавление

  1. Введение

Распоряжением Президента Российской Федерации N 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.


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.

 
Президент
Российской Федерации

В.Путин

7 января 2001 года
N 8-рп


ПРИЛОЖЕНИЕ
к распоряжению Президента
Российской Федерации
от 7 января 2001 г. N 8-рп

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

 

Кресс В.М. - глава администрации (губернатор) Томской области (руководитель рабочей группы)
Греф Г.О. - Министр экономического развития и торговли Российской Федерации (заместитель руководителя рабочей группы)
Илларионов А.Н. - советник Президента Российской Федерации (заместитель руководителя рабочей группы)
Андросов К.Г. - заместитель генерального директора акционерного общества "Ленэнерго"
Бранис А.М. - директор московского представительства акционерного общества "Просперити Капитал Менеджмент"
Васильев Г.М. - советник Министра энергетики Российской Федерации
Головка А.В. - заместитель начальника Экономического управления Президента Российской Федерации
Данилов-Данильян А.В. - начальник Экономического управления Президента Российской Федерации
Завадников В.Г. - заместитель председателя правления Российского акционерного общества "ЕЭС России"
Клейнер В.Г. - руководитель аналитического отдела московского представительства акционерного общества "Эрмитаж Капитал Менеджмент"
Кудрявый В.В. - заместитель Министра энергетики Российской Федерации
Кузнецов Ю.В. - старший научный сотрудник Института народно-хозяйственного прогнозирования Российской академии наук
Кутовой Г.П. - вице-президент концерна "Росэнергоатом"
Кушнарев Ф.А. - генеральный директор акционерного общества "Ростовэнерго"
Лебедев Г.В. - вице-президент общества с ограниченной ответственностью "Вангварт"
Мелюхин И.С. - начальник отдела Главного территориального управления Президента Российской Федерации
Некипелов А.Д. - директор Института международных экономических и политических исследований Российской академии наук
Прозоров В.Ф. - главный советник Главного государственно-правового управления Президента Российской Федерации
Синюгин В.Ю. - член правления, начальник департамента корпоративного планирования Российского акционерного общества "ЕЭС России"
Скороспелов П.П. - заместитель начальника Главного территориального управления Президента Российской Федерации (секретарь рабочей группы)
Трунов С.А. - заместитель начальника отдела Главного территориального управления Президента Российской Федерации
Федоров Б.Г. - член совета директоров Российского акционерного общества "ЕЭС России"
Чернавский С.Я. - заведующий лабораторией Центрального экономико-математического института Российской академии наук
Чубайс А.Б. - председатель правления Российского акционерного общества "ЕЭС России"
Шаронов А.В. - заместитель Министра экономического развития и торговли Российской Федерации

  1. Электроэнергетика России, ее современное состояние и проблемы

2.1. Структура собственности;
2.2. Основные фонды электроэнергетики;
2.3. Износ оборудования;
2.4. Муниципальная электроэнергетика;
2.5. Потребители электроэнергии и тепла;
2.6. Производство электроэнергии;
2.7. ФОРЭМ как нерыночный институт;
2.8. Региональные особенности электроэнергетики;
2.9. Механизмы формирования тарифов на электроэнергию и тепло;
2.10. Откладывание преобразования РАО «ЕЭС России».

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 N 922 от 14 августа 1992 г., N 923 от 15 августа 1992 г., N 1334 от 5 ноября 1992 г., N 1392 от 16 ноября 1992 г. и Распоряжения Госкомимущества РФ N 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»

Число и тип зависимых компаний Доля Общества
в собственности компании
73 АО - энерго:  
10 100%
53 > 49 %
9 20 - 49 %
1 < 20 %
32 АО - электростанции  
10 100%
16 > 51 %
6 < 51 %
7 электростанций сдано в аренду 100 %
3 электростанции - филиалы 100 %
43 тыс. км системных сетей 100 %
АО ЦДУ 100 %

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&#8209;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»

  01.01.97 01.01.2001
Всего акций у государства, млрд.штук
 
из них:
22.7 22.7
Обыкновенные акции, млрд. штук
Всего в собственности государства 22.6 22.5
Мингосимущество РФ 22.1 22.1
РФФИ 0.4 0.4
Региональные фонды имущества 0.1 0.0
Всего в собственности государства 0.1 0.1
Привилегированные
Мингосимущество РФ 0.1 0.1
РФФИ   0.004
Региональные фонды имущества 0.004  

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.

Таблица 3. Структура собственности РАО «ЕЭС России»

Собственники Удельный вес, %
Федеральная собственность 52
Российские физические лица 6
Российские юридические лица 8
Иностранные юридические лица 34

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

  1990 1995 1999 2000 2000 г.
в % к 1990 г.
Все электростанции
- установленная мощность на конец года, млн.кВт 213,3 215,0 214,3 215,0 100,8
- производство электроэнергии, млрд.кВт.ч 1082 860 846 876 81,0
- число часов использования средне­годовой установленной мощности, час* 5297 4144 4056    
В том числе:
тепловые электростанции
- установленная мощность на конец года, млн.кВТ 149,7 149,7 148,3    
- производство электроэнергии, млрд.кВт.ч 797 583 563 580 72,8
- число часов использования средне­годовой установленной мощности, час* 5663 4092 3934    
гидроэлектростанции
- установленная мощность на конец года, млн.кВт 43,4 44,0 44,3    
- производство электроэнергии, млрд.кВт.ч 167 177 161 165 98,8
- число часов использования средне­годовой установленной мощности, час* 3932 4113 3720    
атомные
- установленная мощность на конец года, млн.кВт 20,2 21,3 21,7    
- производство электроэнергии, млрд.кВт.ч 118 99,5 122 131 110,9
- число часов использования средне­годовой установленной мощности, час* 5910 4676 5650    

* 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»

  Установленная мощность, ГВт
Всего (без переданных в аренду) 46,6
16 ТЭС 27.9
11 ГЭС 16.8
2 ГЭС-филиалы 1.9

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

Регионы ГВт
Всего 109,2
в т.ч.:
Центр 24.6
Северо-Запад 11.4
Поволжье 8.9
Урал 33.0
Юг 4.3
Сибирь 19.4
Дальний Восток 7.5

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

Напряжение, кВ Протяженность,
тыс. км
Удельный вес, %
Всего,
в т.ч.:
43.4 100,0
1150 1.0 2,3
80 0.4 0,9
750 2.8 6,5
500 30.5 70,3
400 0.01 0,0
330 7.2 1,7
220 1.4 3,2

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

Напряжение, кВ Протяженность, тыс. км Удельный вес, %
Всего,
в т.ч.:
2627 100,0
220 100 3,8
110-150 293 11,2
35 200 7,6
15-20 6 0,2
10 1085 41,3
0.38-10 93 3,5
0.38 849 32,3

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)

  Степень износа, % Доля полностью изношен-
ных основных фондов, %
по основному виду деятель-­
ности
по маши-­
нам и обо-­
рудованию
по основному виду деятель-
ности
по маши-­
нам и обо-­
рудованию
Вся промышленность 52,4 66,5 19,8 33,6
Электроэнергетика 50,6 64,9 15,1 25,1
Топливная промышленность 52,3 56,7 22,0 28,1
Черная металлургия 52,9 67,4 21,9 39,2
Цветная металлургия 49,6 60,9 19,2 35,5
Химическая и нефтехимическая промышленность 61,0 78,4 30,6 51,5
Машиностроение и металлообработка 55,5 75,5 21,5 40,6
Лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная промышленность 51,6 57,4 18,1 24,5
Промышленность строительных материалов 54,2 71,5 20,2 41,3
Легкая промышленность 55,7 73,3 22,0 41,0
Пищевая промышленность 39,8 42,8 11,7 16,4

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 N 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 ОЭС, что является причиной высокой степени энергетической независимости ОЭС друг от друга. [Отношение суммарной пропускной способности линий электропередач, связывающих ОЭС между собой и способных войти в состав так называемой «единой национальной сети», к суммарной фактической мощности электрической нагрузки двух смежных ОЭС находится в пределах 3-7%. Такая пропускная способность межсистемных ЛЭП позволяет получать лишь аварийную помощь от других параллельно работающих ОЭС, но не обеспечивает экономически целесообразные обмены электроэнергией в рамках единого рынка.]

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

  Рыночная капитализация, $ млн. Рыночная стоимость/
Выручка
Рыночная стоимость/
Установлен­
ная мощность (МВт)
Рыночная стоимость/
Установленная мощность (МВт) относительно
к РАО ЕЭС
Развитые страны
National Power (Великобритания) 8 368 1,83 491 14
Verbund (Австрия) 2 940 5,48 397

12

KEPCO (Южная Корея) 12 037 274 8
PowerGen (Великобритания) 6 160 2,06 639 19
Fortum (Финляндия) 3 077 6,40 н/с н/с
Tokyo Electric Power (Япония) 34 154 2,70 н/с н/с
Scottish and Southem Emergy
(Великобритания)
7 800 1,90 н/с н/с
Electricidade de Portugal (Португалия) 8 951 1,48 803 24
Средние показатели по развитым странам 2,98 520 15
Развивающиеся рынки
CLP Holdings (Гонконг) 9 713 2,29 960 28
Eletrobras (Бразилия) 8 852 0,96 181 6
Tenaga Nasijnal (Малайзия) 10 365 4,27 2 263 67
Huaneng Power (Китай) 2 209 2,00 429 13
EGCO (Таиланд) 506 2,29 398 12
CEZ (Чехия) 1 233 1,75 235 7
HK Electric (Гонконг) 7 191 6,22 2 585 76
Endesa Chile (Чили) 951 4,93 358 11
Средние показатели по развивающимся рынка 3,34 928 28
Россия [по состоянию на 15 декабря 2000 г.]
РАО ЕЭС 3 411 0,47 34 1,0
Мосэнерго 693 0,62 59 1,7
Ленэнерго 148 0,41 44 1,3
Иркутскэнерго 375 0,88 29 0,7

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.

  1990 г. Среднегодовое значение в 1991-2000 гг. Среднегодовое значение в 1991-2000 гг.
в % к 1990 г.
Промышленность 21995 7687 34,9
электроэнергетика 1466 1001 68,3
топливная 7189 3088 43,0
химическая и нефтехимическая 1014 359 35,4
черная металлургия 804 363 45,2
цветная металлургия 889 389 43,8
машиностроение и металлообработка 5263 969 18,4
лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная 1077 292 27,1
производство строительных материалов 877 249 28,4
легкая 623 127 20,3
пищевая 1817 667 36,7

Источник: расчеты по данным Госкомстата Российской Федерации


  1. Анализ предложений по реформированию электроэнергетики

3.1. Организация разработки и рассмотрения альтернативных концепций реформирования электроэнергетики;
3.2. Краткое описание представленных в рабочую группу материалов;
3.3. Структура концепций;
3.4. Описания представленных в рабочую группу концепций.

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:

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

  1. Производство электроэнергии и тепла:
    • 1.1. Тип генерирующих компаний;
    • 1.2. Производимая продукция;
    • 1.3. Характер собственности компаний;
    • 1.4. Степень самостоятельности компаний.
  1. Транспорт электроэнергии и тепла:
    • 2.1. Тип транспортных компаний;
    • 2.2. Производимая продукция;
    • 2.3. Характер собственности компаний;
    • 2.4. Степень самостоятельности компаний.
  1. Оптовый рынок электроэнергии:
    • 3.1. Степень глобализации;
    • 3.2. Субъекты рынка;
    • 3.3. Операторы рынка:
      • Состав операторов;
      • Характер собственности операторов;
      • Функции операторов;
    • 3.4. Ограничения доступа на рынок;
    • 3.5. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке;
    • 3.6. Модели ценообразования.
  1. Розничный рынок электроэнергии и тепла:
    • 4.1. Субъекты рынка;
    • 4.2. Операторы рынка:
      • состав операторов;
      • характер собственности операторов;
      • функции операторов;
    • 4.3. Ограничения доступа на рынок;
    • 4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке;
    • 4.5. Модели ценообразования.
  1. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям:
    • 5.1. Состав поставщиков;
    • 5.2. Характер собственности поставщиков;
    • 5.3. Источники получаемой поставщиками энергии;
    • 5.4. Характер взаимоотношений с потребителями.
  1. Ответственность за надежность и бесперебойность электро- и теплоснабжения конечных потребителей:
    • 6.1. Кто отвечает за надежность и бесперебойность энергоснабжения;
    • 6.2. Характер зоны ответственности.
  1. Регулирование в электроэнергетике:
    • 7.1. Состав регуляторов;
    • 7.2. Иерархия регуляторов;
    • 7.3. Функции регулирования.
  1. 8. Структура собственности:
    • 8.1. Состав собственников;
    • 8.2. Роль государства как собственника.
  1. Характер внеструктурной части реформирования электроэнергетики.
  1. Характер внеэлектроэнергетической части реформирования.

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», Гидро генерирующие 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

  • 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.
  • 3.3. Операторы рынка: Техническое управление оптовым рынком и его коммерческое обслуживание осуществляется системным оператором (СО), созданным на базе ЦДУ и ОДУ, с отражением в его собственности структуры акционерного капитала Общества «РАО ЕЭС России».
  • 3.4. Ограничения доступа на рынок: Взаимосвязанные правила доступа на рынок и ухода с него.
  • 3.5. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Система диспетчирования сопоставляет заявки и предложения.
  • 3.6. Модели ценообразования: Регулирование тарифов на услуги по передаче электроэнергии.

4. Розничный рынок электроэнергии и тепла

  • 4.1. Субъекты рынка: АО-энерго.
  • 4.2. Операторы рынка: АО-энерго.
  • 4.3. Ограничения доступа на рынок: Ограниченный доступ на данную территорию обслуживания других АО-энерго или производителей оптового рынка и в пределах установленных законодательством ограничений свободный доступ для относительно небольших независимых производителей электроэнергии.
  • 4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Обязательство АО-энерго перед администрациями гарантированно удовлетворять спрос на электроэнергию и тепло всех платежеспособных потребителей, расположенных на территории обслуживания АО-энерго.
  • 4.5. Модели ценообразования: Регулируемые тарифы по формуле: «минимум возможных издержек на производство электроэнергии, включая альтернативы по импорту электроэнергии и энергосбережению, минус издержки по не необходимой для производства энергии деятельности плюс разумная прибыль». Недопущение перекрестного субсидирования между потребителями электроэнергии и тепла.

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

  • 5.1. Состав поставщиков: АО-энерго.
  • 5.2. Характер собственности поставщиков: Существующая структура 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: АО-энерго на своих территориях обслуживания в соответствии с явно оформленными обязательствами по покрытию спроса на энергию на выделенных территориях обслуживания.
  • 6.2. Характер зоны ответственности: АО-энерго на собственных территориях обслуживания.

7. Регулирование в электроэнергетике

  • 7.1. Состав регуляторов: ФЭК и РЭКи.
  • 7.2. Иерархия регуляторов: ФЭК и РЭКи имеют собственные зоны ответственности.
  • 7.3. Функции регулирования: Установление тарифов на электроэнергию и тепло, разрешения на реализацию инвестиционных проектов. ФЭК регулирует тарифы на услуги по межрегиональным перетокам электроэнергии. РЭК регулирует тарифы на электроэнергию и тепло, поставляемых ВИКом конечным потребителям, устанавливает тарифы покупки электроэнергии у мелких независимых производителей электроэнергии и тепла, рассматривает инвестиционные проекты ВИКа.

8. Структура собственности

  • 8.1. Состав собственников: При выделениях и слияниях не допускается дискриминация акционеров.
  • 8.2. Роль государства как собственника: Государство вырабатывает комплексную политику управления своими активами в электроэнергетике.

9. Характер внеструктурной части реформирования электроэнергетики

Предлагается комплекс мер по реформе микроэкономической политике в электроэнергетике, в частности, реформирование планирования, дивидендной политики, бухучета, бизнес-планирования, кредитной политики, совершенствование менеджмента, учета человеческого фактора при слияниях и выделениях компаний и др.

10. Характер внеэлектроэнергетической части реформирования

Необходимо параллельно реформе электроэнергетики проводить реформу топливной промышленности, железных дорог, создавать условия для бизнеса энергосервисных компаний (ЭСКО), выявляющих и реализующих потенциал энергосбережения, реформу бюджетного субсидирования потребителей энергии.

Конечная структура

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

  1. Разделение Холдинга на независимые энергогенерирующие компании и ликвидация генерирующей части РАО «ЕЭС России».
  2. Развитие конкуренции на розничных рынках.

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, независимой системы диспетчирования, консолидации федеральных станций и АО-энерго при условии экономической привлекательности предлагаемых мероприятий для всех акционеров, как государства, так и миноритарных акционеров.
  • 1Б. Институциональные инструменты: Изменение статуса и регламентов работы ФЭКа и РЭКов, введение рыночных механизмов регулирования (открытые публичные слушания, прозрачная финансовая отчетность, состязательность слушаний, ответственность за предоставление ложной информации), рассмотрение инвестиционных проектов, разработанных по технологии проектного финансирования, планов развития компаний, разработанных по технологии интегрированного планирования ресурсов.
  • 1В. Финансовые инструменты: Разделение финансового учета по функциям генерации и транспорта у всех генерирующих компаний, открытый доступ к финансовой информации АО-энерго как компаний общего пользования. Принятие структуры себестоимости по международному определению.
  • 1Г. Правовые инструменты: Изменения в законодательстве о естественных монополиях.

2. Инструменты реформирования после формирования промежуточной структуры

  • 2А. Инструменты, определяемые структурой собственности и мотивацией собственников: Разделение Холдинга РАО «ЕЭС России».
  • 2Б. Институциональные инструменты: Отладка рыночных механизмов в регулировании. Создание институтов для недопущения монополизма на розничных рынках электроэнергии и контроля за оптовым рынком электроэнергии.
  • 2В. Финансовые инструменты: Ликвидация перекрестного субсидирования.

3. Инструменты развития после формирования конечной структуры

Два основных механизма: (1) рыночный, состязательный, характер регулирования, (2) рыночная конкуренция в генерации и сбыте.


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

В данной концепции нет формулировки конечной структуры в явном виде, поскольку разработчик считает, что на достаточно значительном временном удалении от сегодняшнего состояния неопределенность будущего слишком велика. Поэтому формулируется то, что можно назвать видимой конечной структурой, которая, по сути, является промежуточной.

Промежуточная структура

1. Производство электроэнергии и тепла

  • 1.1. Тип генерирующих компаний: Электростанции Общества РАО «ЕЭС России», ВИК’и -- существующие АО-энерго, Росэнергоатом, другие независимые производители электроэнергии.
  • 1.2. Производимая продукция: Та же номенклатура, что и сегодня.
  • 1.3. Характер собственности компаний: Не меняется.
  • 1.4. Степень самостоятельности компаний: Холдинг РАО «ЕЭС России» не разделяется.

2. Транспорт электроэнергии и тепла

  • 2.1. Тип транспортных компаний: Из Холдинга 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 аналогична структуре 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: Из-за существенных сетевых организуется на 7 оптовых рынков электроэнергии, каждый из которых ограничен высоковольтными сетями ОЭС (Центр, Северо-Запад, Юг, Волга, Урал, Сибирь, Дальний Восток). Сетевая инфраструктура ОЭС образуется не магистральными электрическими сетями, принадлежащими Обществу РАО «ЕЭС России», а также высоковольтными сетями, принадлежащими существующим АО-энерго.
  • 3.2. Субъекты рынка: Участниками каждого окружного оптового рынка электроэнергии являются АО-энерго, расположенные на территории ОЭС, электростанции РАО «ЕЭС России», расположенные на территории ОЭС, крупные потребители на территории ОЭС. Федеральная сетевая компания управляет межокружными перетоками электроэнергии. В ее состав входят как магистральные сети, по которым осуществляются перетоки, так и те ГЭС, которые необходимы для поддержания качества электроэнергии. Участники межокружной торговли -- окружные пулы. В дальнейшем, сетевая инфраструктура окружного уровня может быть выделена в качестве отдельной компании, независимой от генерирующих компаний, входящих в пул.
  • 3.3. Операторы рынка: Техническое управление федеральным рынком рынком осуществляется федеральным системным оператором рынка. Федеральный системный оператор (ФСО) может в зависимости от дальнейшего выбора как входить в состав федеральной сетевой компании, так и быть независимой от нее. Статус окружных СО (ОСО) связан со статусом ФСО. Коммерческое обслуживание рынка осуществляется окружным АТС (ОАТС). Статус ОСО связан и определяется статусом АТС.
  • 3.4. Ограничения доступа на рынок: Взаимосвязанные правила доступа на рынок и ухода с него.
  • 3.5. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Система диспетчирования сопоставляет заявки и предложения.
  • 3.6. Модели ценообразования: Тарифное регулирование окружного рынка осуществляет окружная энергетическая комиссия (ОЭК).

4. Розничный рынок электроэнергии и тепла

  • 4.1. Субъекты рынка: АО-энерго.
  • 4.2. Операторы рынка: АО-энерго.
  • 4.3. Ограничения доступа на рынок: Ограниченный доступ на данную территорию обслуживания других АО-энерго или производителей оптового рынка и в пределах установленных законодательством ограничений свободный доступ для относительно небольших независимых производителей электроэнергии.
  • 4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Обязательство АО-энерго перед администрациями гарантированно удовлетворять спрос на электроэнергию и тепло всех платежеспособных потребителей, расположенных на территории обслуживания АО-энерго.
  • 4.5. Модели ценообразования: Регулируемые тарифы по формуле: «издержки плюс разумная прибыль» при раздельном финансовым учете затрат по функциям.

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

  • 5.1. Состав поставщиков: АО-энерго.
  • 5.2. Характер собственности поставщиков: Существующая структура 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: АО-энерго на своих территориях обслуживания.
  • 6.2. Характер зоны ответственности: АО-энерго на собственных территориях обслуживания.

7. Регулирование в электроэнергетике

  • 7.1. Состав регуляторов: ФЭК, ОЭКи и РЭКи.
  • 7.2. Иерархия регуляторов: ФЭК на федеральном уровне, ОЭК -- на окружном, РЭК - региональном.
  • 7.3. Функции регулирования: Установление тарифов на электроэнергию и тепло.

8. Структура собственности

  • 8.1. Состав собственников: Не меняется по сравнению с сегодняшним положением.
  • 8.2. Роль государства как собственника: Роль государства сохраняется на сегодняшнем уровне.

Конечная структура

Предложений по конечной структуре нет.

Инструменты концепции

Предложений нет.


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

Промежуточная структура

Промежуточная структура концепцией не предусмотрена.

Инструменты концепции

Предложений нет.

Конечная структура

1. Производство электроэнергии и тепла

  • 1.1. Тип генерирующих компаний: Электростанции Общества РАО «ЕЭС России», ВИКи -- существующие АО-энерго, Росэнергоатом, другие независимые производители электроэнергии.
  • 1.2. Производимая продукция: Та же номенклатура, что и сегодня.
  • 1.3. Характер собственности компаний: Электростанции Общества РАО «ЕЭС России» должны быть выделены из состава Общества. Собственниками выделенных ТЭС должны стать акционеры Общества, а ГЭС должны перейти в собственность государства.
  • 1.4. Степень самостоятельности компаний: Генерирующая часть Холдинга РАО «ЕЭС России» не разделяется.

2. Транспорт электроэнергии и тепла

  • 2.1. Тип транспортных компаний: Из Холдинга РАО «ЕЭС России» выделяется национальная сетевая компания на базе сетей Общества, АО-энерго, всех остальных сетей. Сетевые подразделения АО-энерго.
  • 2.2. Производимая продукция: услуги по передаче электроэнергии по соответствующим сетям.
  • 2.3. Характер собственности компаний: Доля собственности государства в Федеральной сетевой компании повышается до 75%.
  • 2.4. Степень самостоятельности компаний: Федеральная сетевая компания -- независима от Холдинга РАО «ЕЭС России».

3. Оптовый рынок электроэнергии

  • 3.1. Степень глобализации: Создается единый оптовый рынок электроэнергии.
  • 3.2. Субъекты рынка: Участники рынка -- Холдинг РАО «ЕЭС России», Росэнергоатом, другие независимые производители электроэнергии и крупные оптовые потребители. Другие независимые производители -- ОАОЭиЭ «Иркутскэнерго», Татэнего, новые производители.
  • 3.3. Операторы рынка: Техническое управление оптовым рынком осуществляется системным оператором, (системой диспетчирования) выделенным из РАО «ЕЭС России» в составе сетевой компании. Доля государства в структуре капитала этой компании должна повыситься до 100%. Коммерческое обслуживание оптового рынка осуществляется независимым финансовым оператором на некоммерческой основе под контролем Наблюдательного Совета оптового рынка.
  • 3.4. Ограничения доступа на рынок: Энергоемкие предприятия могут заключать прямые договора с производителями электроэнергии.
  • 3.5. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Оптовый рынок состоит из трех сегментов: прямые договора потребителей и производителей (10--15%), биржевая торговля (10--15%), балансирующий сегмент.
  • 3.6. Модели ценообразования: Регулирование тарифов на услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям на федеральном уровне, установление предельных ставок тарифов на электроэнергию на оптовом рынке.

4. Розничный рынок электроэнергии и тепла

  • 4.1. Субъекты рынка: АО-энерго.
  • 4.2. Операторы рынка: АО-энерго.
  • 4.3. Ограничения доступа на рынок: Ограниченный доступ на данную территорию обслуживания других АО-энерго или производителей оптового рынка и в пределах установленных законодательством ограничений свободный доступ для относительно небольших независимых производителей электроэнергии.
  • 4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Обязательство АО-энерго перед администрациями гарантированно удовлетворять спрос на электроэнергию и тепло всех платежеспособных потребителей, расположенных на территории обслуживания АО-энерго.
  • 4.5. Модели ценообразования: Регулируемые тарифы по формуле: «издержки + разумная прибыль» при раздельном финансовым учете затрат по функциям.

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

  • 5.1. Состав поставщиков: АО-энерго.
  • 5.2. Характер собственности поставщиков: Существующая структура 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: АО-энерго на своих территориях обслуживания.
  • 6.2. Характер зоны ответственности: АО-энерго на собственных территориях обслуживания.

7. Регулирование в электроэнергетике

  • 7.1. Состав регуляторов: ФЭК и РЭКи.
  • 7.2. Иерархия регуляторов: ФЭК на федеральном уровне, РЭКи -- на региональном.
  • 7.3. Функции регулирования: Установление тарифов на электроэнергию и тепло.

8. Структура собственности

  • 8.1. Состав собственников: Указан выше.
  • 8.2. Роль государства как собственника: Роль государства усиливается в магистральном транспорте электроэнергии и диспетчировании оптового рынка электроэнергии.

3.4.7. Концепция А.И. Кузовкина

Промежуточная структура

Промежуточная структура концепцией не предусмотрена.

Конечная структура

1. Производство электроэнергии и тепла

  • 1.1. Тип генерирующих компаний: ВИКи -- существующие АО-энерго, электростанции общества ОАО «ЕЭС России», Росэнергоатом, другие независимые производители электроэнергии.
  • 1.2. Производимая продукция: Та же номенклатура, что и сегодня.
  • 1.3. Характер собственности компаний: ГЭС Общества РАО «ЕЭС России» могут быть переданы в соответствующие АО-энерго в случае экономической целесообразности с отражением в собственности АО-энерго переданной собственности акционеров РАО «ЕЭС России». ГЭС Общества остаются в составе РАО «ЕЭС России».
  • 1.4. Степень самостоятельности компаний: Генерирующая часть - Холдинг РАО «ЕЭС России» не разделяется. Создание концернов по развитию и капитальному строительству в рамках объединенных энергосистем (федеральных округов), в которых будут концентрироваться средства АО-энерго.

2. Транспорт электроэнергии и тепла

  • 2.1. Тип транспортных компаний: Сетевая компания, выделенная из Холдинга РАО «ЕЭС России», созданная на базе 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: Доля собственности государства в Федеральной сетевой компании повышается до 100%.
  • 2.4. Степень самостоятельности компаний: Федеральная сетевая компания -- государственная компания.

3. Оптовый рынок электроэнергии

  • 3.1. Степень глобализации: Создается единый оптовый рынок электроэнергии.
  • 3.2. Субъекты рынка: Участники рынка -- Холдинг РАО «ЕЭС России», Росэнергоатом, другие независимые производители электроэнергии и крупные оптовые потребители.
  • 3.3. Операторы рынка: Техническое управление оптовым рынком осуществляется системным оператором, (системой диспетчирования) выделенным из РАО «ЕЭС России» в составе сетевой компании. Доля государства в структуре капитала этой компании должна повыситься до 100%. Коммерческое обслуживание рынка осуществляется АТС, находящимся в составе Общества РАО РАО «ЕЭС России».
  • 3.6. Модели ценообразования: Регулирование тарифов на услуги по транспорту электроэнергии на федеральном уровне -- функция ФЭК, которая устанавливает ограничения на тарифы на оптовом рынке. Регулирование тарифов по формуле «издержки +».

4. Розничный рынок электроэнергии и тепла

  • 4.1. Субъекты рынка: АО-энерго.
  • 4.2. Операторы рынка: АО-энерго.
  • 4.3. Ограничения доступа на рынок: Ограниченный доступ на данную территорию обслуживания других АО-энерго или производителей оптового рынка.
  • 4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Обязательство АО-энерго перед администрациями гарантированно удовлетворять спрос на электроэнергию и тепло всех платежеспособных потребителей, расположенных на территории обслуживания АО-энерго.
  • 4.5. Модели ценообразования: Регулируемые тарифы по формуле: «издержки плюс разумная прибыль» при раздельном финансовым учете затрат по функциям.

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

  • 5.1. Состав поставщиков: АО-энерго.
  • 5.2. Характер собственности поставщиков: Существующая структура 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: АО-энерго на своих территориях обслуживания.
  • 6.2. Характер зоны ответственности: АО-энерго на собственных территориях обслуживания.

7. Регулирование в электроэнергетике

  • 7.1. Состав регуляторов: ФЭК и РЭКи.
  • 7.2. Иерархия регуляторов: ФЭК на федеральном уровне, РЭК -- региональном.
  • 7.3. Функции регулирования: Установление тарифов на электроэнергию и тепло.

8. Структура собственности

  • 8.1. Состав собственников: Указан выше.
  • 8.2. Роль государства как собственника: Роль государства усиливается в магистральном транспорте электроэнергии и диспетчировании оптового рынка электроэнергии.

Инструменты концепции

Предложений нет.


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

Промежуточная структура

Промежуточная структура концепцией не предусмотрена.

Конечная структура

1. Производство электроэнергии и тепла

  • 1.1. Тип генерирующих компаний: электростанции Общества РАО «ЕЭС России», АО-энерго, Росэнергоатом.
  • 1.2. Производимая продукция: электроэнергия, или электроэнергия и тепло, сбыт (всех производителей).
  • 1.3. Характер собственности компаний: Право собственности на генерирующие источники сохраняется за их нынешними владельцами (Общества РАО «ЕЭС России», АО-энерго, Росэнергоатом), кроме некоторых ГЭС, которые должны вместе с АЭС войти в государственный сектор производства электроэнергии для снабжения стратегических и экспортно-ориентированных предприятий.
  • 1.4. Степень самостоятельности компаний: Не меняется по сравнению с сегодняшним положением.

2. Транспорт электроэнергии и тепла

  • 2.1. Тип транспортных компаний: Федеральная сетевая компания за счет выделения из РАО «ЕЭС России» электрических сетей напряжением 330 кВ и выше. Подразделения АО-энерго по передаче электроэнергии по своим сетям.
  • 2.2. Производимая продукция: услуги по передаче электроэнергии по соответствующим сетям.
  • 2.3. Характер собственности компаний: Начальная структура капитала Федеральной сетевой компании совпадает со структурой капитала РАО «ЕЭС России».
  • 2.4. Степень самостоятельности компаний: Федеральная сетевая компания является самостоятельной компанией и не входит в состав каких-либо холдингов.

3. Оптовый рынок электроэнергии

  • 3.1. Степень глобализации: Оптовый рынок состоит из федерального рынка (ФОРЭМ) и зональных рынков (ЗОРЭМ), создаваемых в пределах существующих ОЭС.
  • 3.2. Субъекты рынка: Участниками ФОРЭМ являются Федеральная сетевая компания, ЗОРЭМ, федеральные электростанции РАО «ЕЭС России», АЭС Росэнергоатома и крупные потребители. Участниками ЗОРЭМ являются АО-энерго, генерирующие компании с функциями сбыта, а также крупные местные потребители.
  • 3.3. Операторы рынка: Системный оператор ФОРЭМ -- ЦДУ, ЗОРЭМ -- ОДУ. Коммерческим операторами являются: на ФОРЭМ -- администратор торговой сети (АТС), на ЗОРЭМ -- территориально-расчетные диспетчерские центры (ТРДЦ). ЦДУ и ОДУ выделены из РАО «ЕЭС России» и входят в государственное унитарное предприятие «Федеральная диспетчерская компания». АТС является субъектом коллективной собственности и управления участников ФОРЭМ и всех ЗОРЭМ на правах равного участия с одним голосом. ТРДЦ являются структурными единицами АТС.
  • 3.4. Ограничения доступа на рынок: Недискриминационный доступ к инфраструктуре рынка. Заявительный порядок входа на рынок.
  • 3.5. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Формирование натуральных и стоимостных балансов электроэнергии и мощности), при необходимости введение обязательных заданий по поставкам ГЭС на оптовый рынок (квотирование).
  • 3.6. Модели ценообразования: Государственное регулирование тарифов. Введение долгосрочных тарифов на электроэнергию и на ее передачу для крупных энергоемких и экспортно-ориентированных потребителей. Дифференциация тарифа по группам потребителей и по напряжению сети. Исключение перекрестного субсидирования.

4. Розничный рынок электроэнергии и тепла

  • 4.1. Субъекты рынка: Сбытовые организации АО-энерго, Росэнергоатома и электростанций Общества РАО «ЕЭС России», сбытовые организации других генерирующих компаний, а также потребители, не выведенные на ФОРЭМ и ЗОРЭМ.
  • 4.2. Операторы рынка: Диспетчерские пункты АО-энерго и сбытовые организации. Собственниками являются соответствующие генерирующие компании.
  • 4.3. Ограничения доступа на рынок: Явные указания отсутствуют. Неявно доступ через согласование с АО-энерго технических условий присоединения к сетям.
  • 4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Явно этот вопрос не отражен. Неявно - через баланс электроэнергии (мощности) на уровне АО-энерго.
  • 4.5. Модели ценообразования: Регулируемые тарифы.

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

  • 5.1. Состав поставщиков: С оптового рынка -- только крупным оптовым потребителям. Поставщики остальным потребителям с оптового и розничного рынков -- АО-энерго, Росэнергоатом, электростанции Общества РАО «ЕЭС России».
  • 5.2. Характер собственности поставщиков: Указан выше.
  • 5.3. Источники получаемой поставщиками энергии: ФОРЭМ, ЗОРЭМ, поставщики розничного рынка. Поставщики тепла -- АО-энерго.
  • 5.4. Характер взаимоотношений с потребителями: На ФОРЭМ: прямые договора с электростанциями РАО «ЕЭС России», с АЭС (через Росэнергоатом) и с АТС (для крупных потребителей). На ЗОРЭМ: прямые договора с ТРДЦ (крупные потребители). На розничном рынке: договоры со сбытовыми подразделениями АО-энерго и других генерирующих компаний. Потребители могут одновременно покупать электроэнергию как на оптовом, так и на розничном рынках.

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

  • 6.1. Кто отвечает за надежность и бесперебойность энергоснабжения: На ФОРЭМ -- Федеральная сетевая компания, а также поставщик по договору. На ЗОРЭМ и розничном рынке -- нет прямых указаний. Неявно -- поставщик по договору.

7. Регулирование в электроэнергетике

  • 7.1. Состав регуляторов: На ФОРЭМ -- ФЭК, на ЗОРЭМ -- межрегиональные энергетические комиссии, на розничном рынке- РЭК.
  • 7.3. Функции регулирования: Текущие тарифы на электроэнергию и тепло, а также долгосрочные тарифы для энергоемких потребителей.

8. Структура собственности

  • 8.1. Состав собственников:
  • 8.2. Роль государства как собственника: Федеральная диспетчерская компания переходит в полную собственность государства, национализации некоторых ГЭС.

Инструменты концепции

Предложений нет.


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

Эта концепция не вполне укладывается в предложенную классификацию, поскольку использует законодательно-юридические термины как для описания конечного состояния, так и для описания мер переходного периода, и не содержит традиционного детального описания структуры отрасли, собственников, количества зон рынка и пр. Во избежание искажения концепции при ее классификации по вышеописанной методике ниже приведен оригинальный текст двух основных разделов концепции, описывающих ее цели и меры переходного этапа.

Цели концепции (конечное состояние отрасли)

Целью настоящей концепции является достижение ситуации, в которой:

  1. Любое юридическое или физическое лицо, обладающее необходимыми ресурсами и способное удовлетворить законодательно установленным стандартам (нормативам) безопасности, вправе свободно заниматься генерацией, передачей, сбытом электрической, тепловой и другой энергии.
  2. Компании, занимающиеся генерацией, передачей, сбытом электрической, тепловой и другой энергии, а также потребители имеют право заключать между любые контракты на поставку продукции, оказание услуг, использование производственных мощностей друг друга и т.д., и определять все условия этих контрактов, включая цены. Исключено вмешательство государственных органов в заключение контрактов и в определение их условий.
  3. Производители и потребители несут полную ответственность за выполнение договорных обязательств (правовое государство).
  4. Отсутствуют какие бы то ни было внедоговорные обязательства участников рынка.
  5. Отсутствует какое бы то ни было антимонопольное регулирование. В частности, отсутствуют запреты на вертикальную или горизонтальную интеграцию, отсутствует регулирование цен на какие бы то ни было виды продукции и услуг и т.д.
  6. Отсутствуют какие бы то ни было субсидии, льготы, социальные гарантии и т.п., за исключением (возможно) прямых денежных выплат из бюджета конкретным субсидируемым потребителям.
  7. Отсутствует лицензирование, т.е. выдача предварительных разрешений на ведение деятельности. Оно заменено регулярным мониторингом (аудитом) технического состояния энергетических объектов в соответствии с законодательно установленными стандартами (нормативами) безопасности.
  8. Отсутствует какое бы то ни было специальное отраслевое законодательство и регулирование.

Меры переходного периода (инструменты концепции)

Главная задача переходного периода - создать возможность для развития всех видов бизнеса в сфере энергетики при сохранении существующих обязательств, связанных исключительно со «старыми» активами, созданными в советский период.

Для этого реализуются следующие меры.

1. Замена предварительного разрешительного лицензирования на регулярный мониторинг соблюдения нормативов безопасности.

Росэнергонадзор не будет иметь права запретить новому производителю заниматься энергетическим бизнесом (отказать в выдаче лицензии), но будет иметь право проводить регулярные инспекции и - в случае нарушений нормативов - штрафовать или требовать прекращения деятельности в судебном порядке.

2. Оформление в явном виде всех неявных обязательств, связанных с существующим энергетическим комплексом.

Таким образом, все существующие обязательства (льготные цены, субсидии и пр.) переводятся из сферы административного права в сферу гражданского права, из области дискреционного регулирования в область имущественных отношений.

Некоторые явно оформленные обязательства могут иметь временный характер, другие могут быть бессрочными.

Явно оформленные обязательства, как и всякие имущественные права, могут быть предметом обмена, купли-продажи и выкупа. В частности, энергетическая компания, созданная на основе бывших советских активов, может со временем выкупить все связанные с этими активами обязательства и, таким образом, перейти в режим компании, полностью создавшей свои собственные производственные активы «с нуля».

Обязательства должны быть привязаны к активам (имуществу), а не к хозяйствующим субъектам (РАО «ЕЭС России», региональные АО-энерго и пр.). Передача имущества возможна только вместе с обязательствами.

3. Отмена норм административного регулирования, выполнявших до настоящего момента роль обеспечения обязательств.

К числу этих норм, в частности, относятся:

  • регулирование цен и тарифов;
  • писки потребителей, не подлежащих отключению за неуплату;
  • нормы, предусматривающие «ответственность за снабжение электроэнергией;
  • право «свободного и недискриминационного доступа к сетям» (см. ниже);
  • и др.

С момента отмены административного регулирования выполнение старых обязательств обеспечивается общим гражданским и уголовным правом в соответствии с соглашениями, оформляющими эти обязательства.

Все действия с имуществом существующих энергетических компаний (в частности, РАО «ЕЭС России») производятся только с учетом оформленных обязательств. При любых разделениях компаний или создании дочерних компаний права владельцев обязательств подлежат безусловной защите наравне с правами иных кредиторов.

Вновь создаваемые предприятия и производственные мощности в генерации, передаче, распределении электрической и тепловой энергии свободны как от старых обязательств, так и от административного регулирования.

4. Оформление «права свободного и недискриминационного доступа к сетям» в виде обязательств существующих компаний по сервитутам.

«Право свободного доступа к сетям» охватывает только существующие сети РАО «ЕЭС России» и региональных АО-энерго (сети, доставшиеся по наследству от СССР). Вновь построенные сети свободны от этого обязательства.

Это право распространяется только на владельцев существующих генераторов и на существующих потребителей. Новые генераторы и новые потребители этого права не имеют и определяют условия своего подключения к этим сетям на основе договоров с владельцами сетей.

«Право свободного доступа к сетям» ограничено во времени законодательно установленным сроком (20--30 лет).

5. Отмена всех норм государственного регулирования, препятствующих развитию бизнеса в сфере энергетики.

Прежде всего это относится к антимонопольному законодательству, наиболее пагубно воздействующему на развитие конкуренции в энергетике.

6. Принятие законов, позволяющих приобретать в собственность землю как в городской, так и в сельской местности для использования в энергетическом бизнесе (в частности, для строительства линий электропередач).


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

Промежуточная структура

Промежуточная структура концепцией не предусмотрена.

Конечная структура

1. Производство электроэнергии и тепла

  • 1.1. Тип генерирующих компаний: Компания ЕЭС-генерация, куда включены стратегические электростанции, ТЭС Общества РАО «ЕЭС России», Гидроэнерго, образованное на базе ГЭС, около ВИКи, образованные в результате консолидации существующих АО-энерго, Росэнергоатом.
  • 1.2. Производимая продукция: ЕЭС-генерация -- электроэнергия.
  • 1.3. Характер собственности компаний: ЕЭС-генерация - часть сетевой компании ЕЭС со 100 % государственным капиталом.
  • 1.4. Степень самостоятельности компаний: Гидроэнерго и ГЭС-генерация -- государственные компании.

2. Транспорт электроэнергии и тепла

  • 2.1. Тип транспортных компаний: Из Холдинга РАО «ЕЭС России» выделяется сетевая компания на базе сетей Холдинга РАО «ЕЭС России» - ЕЭС.
  • 2.2. Производимая продукция: Услуги по передаче электроэнергии по соответствующим сетям.
  • 2.3. Характер собственности компаний: Доля собственности государства в сетевой компании повышается до 100 %.
  • 2.4. Степень самостоятельности компаний: ЕЭС -- государственная компания.

3. Оптовый рынок электроэнергии

  • 3.1. Степень глобализации: Создается единый оптовый рынок электроэнергии. Рынок должен состоять из двух уровней: на верхнем -- единый, на нижнем -- региональный в рамках бывших ОЭС
  • 3.2. Субъекты рынка: ЕЭС-генерация, Гидроэнерго, Росэнергоатом, ВИКи.
  • 3.3. Операторы рынка: Техническое управление оптовым рынком осуществляется системным оператором, (системой диспетчирования) выделенным из РАО «ЕЭС России» в составе ЕЭС. Коммерческое обслуживание оптового рынка осуществляется новой компанией -- АТС со 100% государственным капиталом.
  • 3.6. Модели ценообразования: Регулирование тарифов на транспорт электроэнергию. Предельные тарифы на электроэнергию. Конкуренция на понижение тарифов на электроэнергию. Оптимизированный тариф ЕЭС.

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

  • 5.4. Характер взаимоотношений с потребителями: ЕЭС должна обязательно поставлять электроэнергию потребителям.

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

  • 6.1. Кто отвечает за надежность и бесперебойность энергоснабжения: ЕЭС. Поставщики тепла за теплоснабжение в рамках договорных отношений.

7. Регулирование в электроэнергетике

  • 7.1. Состав регуляторов: ФЭК

8. Структура собственности

  • 8.1. Состав собственников: Указан выше.
  • 8.2. Роль государства как собственника: Роль государства усиливается в генерации, транспорте и регулировании.

Инструменты

Инвестиционная составляющая должна быть включена в регулируемый тариф.
В тариф должна включаться ресурсная рента и экологический акциз.
Следует создать компанию по управлению всеми государственными активами в электроэнергетике.


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

Промежуточная структура

По мнению авторов концепции, для обеспечения согласия поддержки собственниками активов процесса реформирования и обеспечения его успешности необходимо до начала преобразований корпоративной структуры отрасли провести финансовое оздоровление компаний и первоначальные меры по повышению их эффективности. Подготовительный этап преобразований должен быть проведен до конца 2002 года.

1. Производство электроэнергии и тепла

  • 1.1. Тип генерирующих компаний: Федеральные электростанции, консолидированные в 10 ЭГК, ВИК’и - АО-энерго, консолидированные в 8 компаний, Росэнергоатом, независимые производители.
    По мнению авторов концепции, компании отрасли нуждаются в консолидации для: получении экономии от эффекта масштаба, объединение управленческих ресурсов, инвестиционной привлекательности для финансовых и стратегических инвесторов. Кроме того, для обеспечения надежности электро- и теплоснабжения, а также снижения риска нарушения прав акционеров необходимо сохранить вертикальную интеграцию АО-энерго.
  • 1.2. Производимая продукция: электроэнергия, или электроэнергия и тепло, сбыт (у АО-энерго).
  • 1.3. Характер собственности компаний: ЭГК находятся в собственности РАО «ЕЭС» и миноритарных акционеров АО-энерго и АО-электростанций (пропорционально существующему распределению капитала).
  • 1.4. Степень самостоятельности компаний: ЭГК в составе Холдинга.

2. Транспорт электроэнергии и тепла

  • 2.1. Тип транспортных компаний: Федеральная сетевая компания за счет выделения из РАО «ЕЭС России» (для исключения конфликта интересов между РАО «ЕЭС» как холдингом в области генерации и сбыта и интересами независимых производителей электроэнергии). Подразделения АО-энерго по передаче электроэнергии по своим сетям.
  • 2.2. Производимая продукция: Услуги по передаче электроэнергии по соответствующим сетям.
  • 2.3. Характер собственности компаний: Доля государства -- 52 %.
  • 2.4. Степень самостоятельности компаний: Федеральная сетевая компания выделяется из РАО «ЕЭС России» в новую компанию с такой же структурой капитала.

3. Оптовый рынок электроэнергии

  • 3.1. Степень глобализации: Оптовый рынок состоит из федерального рынка.
  • 3.2. Субъекты рынка: Федеральная сетевая компания, ЭГК, Росэнергоатом, укрупненные АО-энерго и крупные потребители.
  • 3.3. Операторы рынка: Федеральная сетевая компания.
  • 3.4. Ограничения доступа на рынок: Нет.
  • 3.5. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Рыночный механизм балансирования спроса и предложения.
  • 3.6. Модели ценообразования: Конкурентные цены на электроэнергию Регулируемые цены на сетевые услуги (тарифы фиксируются на 3 года в реальном выражении, проходя ежеквартальную индексацию на величину инфляции и изменение неконтролируемых затрат. Компании оставляют у себя средства, сэкономленные в результате снижения затрат, что приводит к росту инвестиций и снижению издержек).

4. Розничный рынок электроэнергии и тепла

  • 4.1. Субъекты рынка: Укрупненные АО-энерго, сбытовые компании.
  • 4.2. Операторы рынка: Диспетчерские пункты АО-энерго.
  • 4.3. Ограничения доступа на рынок: Нет.
  • 4.4. Механизмы взаимодействия предложения и спроса на рынке: Баланс электроэнергии и тепла.
  • 4.5. Модели ценообразования: Регулируемые тарифы с последующей либерализацией с отставанием от либерализации оптового рынка. Регулируемые цены на сетевые и сбытовые услуги (последнее для тех потребителей, которым на данном этапе не разрешен выход на свободный рынок). Сохранение полного регулирования на рынке тепла (тарифы фиксируются на 3 года в реальном выражении, проходя ежеквартальную индексацию на величину инфляции и изменение неконтролируемых затрат. Компании оставляют у себя средства, сэкономленные в результате снижения затрат, что приводит к росту инвестиций и снижению издержек).

5. Поставка электроэнергии и тепла конечным потребителям

  • 5.1. Состав поставщиков: С оптового рынка -- только крупным оптовым потребителям. Поставщики остальным потребителям с оптового и розничного рынков -- АО-энерго, Росэнергоатом, ЭГК.
  • 5.2. Характер собственности поставщиков: Существующие акционеры АО-энерго.
  • 5.3. Источники получаемой поставщиками энергии: Собственная генерация на оптовом рынке, закупка с оптового рынка -- для розничной реализации.

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

  • 6.1. Кто отвечает за надежность и бесперебойность энергоснабжения: АО-энерго.

7. Регулирование в электроэнергетике

  • 7.1. Состав регуляторов: Тарифное регулирование -- через ФЭК. РЭКи ликвидируются, либо превращаются в местные филиалы ФЭК.
  • 7.3. Функции регулирования: Тарифное регулирование, лицензирование.

8. Структура собственности

  • 8.1. Состав собственников: На промежуточном этапе собственником ЭГК и ВИКов являются РАО «ЕЭС» и миноритарные акционеры АО-энерго и АО-электростанций. Федеральная Сетевая Компания имеет ту же структуру собственности, что и РАО «ЕЭС» сегодня (пропорциональное распределение акций Федеральной Сетевой Компании).

Конечная структура

1. Корпоративная структура отрасли. В целях демонополизации рынка, улучшения менеджмента, создания реального механизма контроля за производственными активами со стороны акционеров и повышения рыночной стоимости активов в отрасли РАО «ЕЭС России» как холдинг ликвидируется путем пропорционального распределения принадлежащих ему долей в ЭГК и ВИКах среди акционеров холдинга. Для сохранения государственного контроля за ВИКами в них выпускается «золотая акций» на период 3 лет. В дальнейшем государство может приватизировать свои доли в этих компаниях с получением значительного дохода в бюджет.

2. Система ценообразования. Вводятся свободные рыночные цены для мелких и средних потребителей и для населения, таким образом все потребители электроэнергии закупают ее по рыночным ценам.

Преобразования в отрасли завершаются в течение восьми лет. Таким образом, программа реформирования рассчитана до 2008 г.

Инструменты концепции

1. Начальная фаза реформирования

  • 1А. Инструменты, определяемые структурой собственности и мотивацией собственников: Использование влияния государства как основного акционера РАО "ЕЭС России" для выделения Федеральной сетевой компании, независимой системы диспетчирования, консолидации федеральных станций и АО-энерго при условии экономической привлекательности предлагаемых мероприятий для всех акционеров.
  • 1Б. Институциональные инструменты: Изменение статуса ФЭК и превращение РЭК в подразделения ФЭК. Введение раздельного регулирования.
  • 1В. Финансовые инструменты: Введение раздельного учета по видам деятельности (производство, передача, сбыт электро- и теплоэнергии). Ликвидация перекрестного субсидирования во всех формах.
  • 1Г. Правовые инструменты: Необходимые изменения в законодательстве об электроэнергетике.

2. Инструменты реформирования после формирования промежуточной структуры

  • 2А. Инструменты, определяемые структурой собственности и мотивизации собственников: Разделение Холдинга РАО "ЕЭС России".
  • 2Б. Институциональные инструменты: Постепенное дерегулирование производства и сбыта электроэнергии, ограничение регулирования тарифами на транспорт электроэнергии и теплоснабжение.

3. Инструменты развития после формирования конечной структуры


(1) рыночная конкуренция в генерации и сбыте, (2) регулирование, создающее мотивацию к снижению издержек и повышению эффективности.


  1. Зарубежный опыт реформирования электроэнергетики

4.1. Причины и цели реформирования электроэнергетики за рубежом;
4.2. Глубина реформирования электроэнергетики;
4.3. Вертикальная интеграция и дезинтеграция в электроэнергетике разных стран;
4.4. Особенности оптового рынка;
4.5. Сравнение реформ в Великобритании, Норвегии и Швеции;
4.6. Различия в характере реформирования электроэнергии;
4.7. США;
4.8. Аргентина;
4.9. Основные тенденции в развитии мировой электроэнергетики.

4.1. Причины и цели реформирования электроэнергетики за рубежом

Главным направлением реформ электроэнергетики за рубежом следует считать внедрение конкуренции в области производства электроэнергии, чему способствовало признание в начале 90-х годов того, что электроэнергетическая отрасль перестала быть неделимой естественной монополией.

Существует несколько причин такого изменения отношения к электроэнергетике. Прежде всего, экономия от масштаба, которая долгое время играла роль основного аргумента в пользу естественно-монопольной структуры отрасли, потеряла свою актуальность. Новые технологии привели к тому, что электростанции среднего размера оказываются вполне конкурентоспособными по сравнению с более крупными станциями. Это позволило менее крупным инвесторам, чем существующие вертикального интегрированного комплексами (ВИК), строить независимые от них электростанции.

Можно выделить следующие цели, которые первоначально указывались при проведении реформ в различных странах:

  • снижение стоимости электроэнергии для потребителей за счет повышения эффективности работы отрасли (Великобритания, Аргентина, Австралия);
  • привлечение иностранных инвестиций для повышения эффективности работы отрасли (Бразилия, Аргентина);
  • внедрение конкуренции для предоставления потребителям права выбора поставщика (Бразилия);
  • сглаживание разницы в ценах на электроэнергию в различных регионах страны (Норвегия, США);
  • повышение эффективности инвестирования в развитие инфраструктуры электроэнергетики и отрасли в целом с целью повышения конкурентоспособности национальных производителей (Австралия).

4.2. Глубина реформирования электроэнергетики

На сегодняшний день страны, осуществляющие и завершившие реструктуризацию электроэнергетики, можно объединить в несколько групп по степени близости к конкурентному рынку. Так, например, в Европе наиболее глубоко продвинулись в создании конкуренции на рынке электроэнергии Великобритания, Финляндия, Германия, Норвегия, Швеция, Испания.

В процессе преобразований находятся Австрия, Нидерланды, Бельгия, Дания, Италия, Португалия, Франция, Швейцария.

В Латинской Америке наибольший прогресс в формировании конкурентного рынка достигнут в Чили, Аргентине и Бразилии.

В Австралии конкуренция на рынке электроэнергии получила наибольшее распространение в штате Виктория, на который приходится 23% национального электропотребления.

Долгосрочная программа преобразований электроэнергетики в Китае, принятая еще в 1988 году, предполагает ее поэтапное реформирование и рост инвестиций в отрасль с внедрением конкуренции после 2010 года.

Поворотным моментом в развитии конкуренции на рынке электроэнергии Европы стала директива Европейского Союза (ЕС) от 14 декабря 1996 г. (приложение 4), которая определила пути перехода к свободному рынку, означающему свободу для потребителя в выборе продавца электроэнергии.

Данный документ поставил целью увеличить долю рынка. К 1999 году предоставить свободу выбора потребителей с годовым объемом потребления свыше 40 ГВтч, что означало предоставление свободы выбора поставщика электроэнергии потребителям с годовым объемом потребления свыше 40 ГВтч. Этот показатель должен был достичь 30% к 2000 году и распространения не для потребителей с годовым объемом потребления свыше 20 ГВтч и к 2003 году для потребителей с годовым объемом потребления более 9 ГВтч.

Фактически процесс либерализации рынка развивался гораздо быстрее, и к концу 2000 года уже рынок электроэнергии ЕС на 80% оказался открытым для конкуренции. В результате перетоки электроэнергии между странами ЕС значительно выросли.

Наиболее либерализованными являются рынки электроэнергии в Германии, Великобритании, Норвегии, Швеции и Финляндии. Наименее открытыми для конкуренции остаются Франция, Италия, Португалии и Греция, в которых более 30% потребителей имеют свободу выбора поставщика.

Вышеуказанной директивой ЕС были предложены две модели доступа производителей к сетевой инфраструктуре рынка: доступ сторонних участников (ДСУ) (Third Party Access) и модель единого закупочного агента (Single Buyer) (Приложение 3).

Модель ДСУ предполагает свободный доступ в сеть регламентированных категорий покупателей и продавцов электроэнергии. При регулируемом ДСУ доступ предоставляется по открыто публикуемым тарифам (большинство стран ЕС). В случае договорного ДСУ стоимость доступа является предметом отдельных соглашений. Последний вариант нашел свое применение в Германии, Португалии, а также при экспорте/импорте электроэнергии в Бельгии и Дании.

При использовании модели единого закупочного агента потребители электроэнергии покупают электроэнергию либо у этого покупателя, либо у зарубежных производителей. Португалия и Италия внедрили комбинированную модель ДСУ и единого закупочного агента.

4.3. Вертикальная интеграция и дезинтеграция в электроэнергетике разных стран

В организационной структуре электроэнергетики в разных странах, осуществляющих реформирование этой отрасли, существуют большие различия.

Одним из наиболее часто применяемых инструментов реструктуризации является так называемая вертикальная дезинтеграция компаний (unbundling). Этот подход позволяет разделить компании по видам деятельности (генерация, передача, распределение и сбыт), обеспечить их финансовую прозрачность, а также применять различные виды регулирования к различным видам деятельности.

Такую модель применяет, например, Англия и Уэльс -- пионеры в области дерегулирования электроэнергетики. Первоначальное разделение отрасли предполагало разделение компаний по видам деятельности. Участниками рынка стали производители электроэнергии National Power, PowerGen и British Energy, сетевая компания National Grid и 12 сбытовых компаний. Однако уже в самом начале формирования оптового рынка инженерная топология отрасли привели к сохранению вертикальной интеграции в лице Scottish Power. Дальнейшее развитие привело к тому, что генерирующие компании приняли участие в приватизации 12 сбытовых компаний и практически восстановили ВИКи, ликвидированную в процессе реструктуризации вертикальную интеграцию в отрасли.

В качестве примера можно привести Powergen, которая приобрела сбытовую компанию East Midlands Electricity, Scottish Power, приобретаемую сбытовую компания Manweb. Одновременно сбытовые компании конкуренции получили разрешение строить свои мощности по производству электроэнергии.

Директива ЕС 96/92 предполагала возможность сохранения ВИКов с обязательным ведением раздельного финансового учета. По этому пути, в частности, пошла Германия. Вертикальная интеграция сохранилась также во Франции и Швейцарии.

Глубина вертикальной дезинтеграции электроэнергетики в странах ЕС

При этом обязательство иметь раздельный учет по видам деятельности также не распространяется на все страны.

Организация передачи электроэнергии

Согласно директиве ЕС создание независимой транспортной компании не является обязательным требованием. В ряде стран функция передачи электроэнергии находится внутри ВИКов.

Организация передачи электроэнергии по странам

Несмотря на общие рекомендации каждое государство ЕС делает свой собственный выбор в пользу той или иной схемы организации отрасли в зависимости от внутренних условий ее функционирования, стремясь соблюдать общие принципы директивы ЕС и прилагая усилия для максимального распространения конкуренции на рынке. При этом следует отметить, что различия существуют не только между отдельными странами, так и в рамках отдельных стран.

4.4. Особенности оптового рынка

Рынок производства электроэнергии и продажи его крупным потребителям был, как правило, первым объектом реформ электроэнергетики в самых различных странах. Именно в этом сегменте отрасли электроэнергетики наибольшие достижения с точки зрения конкуренции наблюдаются в Великобритании действует спотовый рынок Англии и Уэльса, на котором происходит торговля электроэнергией и модностью в каждом получасовом интервале на сутки вперед. Тем не менее, эта система подвергается значительной критике.

В качестве аргументов против этой системы высказываются два возражения. Первое заключается в том, что такие суперкраткосрочные продажи электроэнергии приводят к колебаниям цен на электроэнергию. Хотя эту проблему стараются решать с помощью хеджирования форвардными финансовыми контрактами, проблема полностью не решается. Второе возражение заключается в том, что на таком рынке преобладают производители, а потребители практически не участвуют в определении цены на нем. Следствием этих недостатков стало недавнее решение о переходе к контрактной системе продажи электроэнергии с сохранением спотового рынка для балансирующих целей.

К странам, в которых преобладают пулы со спотовыми ценами, относятся Испания, а также североевропейские страны, значительная часть электроэнергии которых торгуется через биржу Nordpool (Норвегия, Финляндия, Швеция и Дания). Италия предполагает создание пула в 2001 году. Однако рынок Германии, также относящийся к наиболее конкурентным, основан на двусторонних контрактах, без значимого влияния энергетических бирж.

4.5. Сравнение реформ в Великобритании, Норвегии и Швеции

Относительно успешными примерами проведения реформ являются реформы Великобритании, Норвегии и Швеции. При этом достаточно схожие модели реформирования приемлемы существенным различиям при их реализации.

4.5.1. Страновые модели организации оптового рынка электроэнергии

Как в Англии и Уэльсе, так и в Норвегии и Швеции спотовый рынок является единым (нет разделения на региональные рынки). Однако оптовый рынок Англии и Уэльса с самого начала был построен по принципу вывода на него всех производителей электроэнергии, в то время как в Норвегии и Швеции создание объединенного энергопула Nordpool не привело к отказу от двусторонних контрактов, составляющих большинство сделок на рынке электроэнергии. В обеих странах объем электроэнергии, продаваемой через Nordpool, не превышает 30%.

4.5.2. Степень монополизации оптового и розничного рынков

Оптовый рынок Великобритании представлен пулом Англии и Уэльса, через который все производители электроэнергии продают свою продукцию. При этом начальная монополизация рынка была достаточно велика. В 1990--91 гг. на трех основных производителей электроэнергии приходился 91% рынка генерации, а к 1999 году доля трех крупнейших производителей снизилась до 45%. При этом государство продолжает контролировать только одного (крупнейшего) игрока на рынке.

В Норвегии крупнейшим игроком остается принадлежащая государству компания Statkraft, на которую приходится 30% производимой электроэнергии. Еще 55% производителей контролируются муниципалитетами. Общее число производителей электроэнергии равно 125. Кроме того, на рынке присутствует примерно 20 оптовых перепродавцов, часто являюющиеся владельцами локальных сетей и также принадлежащие муниципальным образованиям.

Наконец, в Швеции концентрация рынка крайне высока. 50% рынка генерации контролируется государственной компанией Vattnfall. На компанию Sydkraft приходится 20% рынка, и еще 15% занимает Stockholm Energi-Gullspang. На оставшейся части рынка присутствует 250 компаний, которые связаны с местными сбытовыми компаниями.

4.5.3. Передача электроэнергии

Каждой из трех стран действуют единые транспортные компании -- National Grid в Великобритании, Statneft в Норвегии и Svenska Kraftnat в Швеции.

В Англии и Уэльсе устанавливаются тарифы за передачу электроэнергии с добавлением специальной надбавки для покрытия расходов на ситуации с «узкими сечениями» при удовлетворении спроса на электроэнергию по 14 регионам. Регулирование тарифов на передачу, распределение и сбыт осуществлялось как путем автоматического индексирования по уровню текущей инфляции с поправкой на изменение цен на топливо, так и путем ограничения отраслевой рентабельности.

В Норвегии и Швеции применяется иная система ценообразования на услуги по передаче с использованием зональных тарифов. Ее суть заключается в том, что страна поделена на определенные зоны, и тариф за транспортировку рассчитывается для каждой такой зоны. Кроме того, в Норвегии взимается дополнительная плата за поставку электроэнергии в случае возникновения в системе дефицита («узких мест») в системе.

4.5.4. Регулирование розничных рынков

В рамках регулирования розничного рынка в Англии и Уэльсе индексируется стоимость электроэнергии в зависимости в том числе от изменения инфляции. Кроме того, применяется регулирование с помощью устанавливаемого предельного уровня.

Регулирование розничных цен в Норвегии привязано к показателям рентабельности сбытовых компаний и таким образом является функцией оптовых цен, которые чаще всего являются предметом среднесрочных контрактов.

В Швеции для смены сбытовой компании потребителю необходимо установить за свой счет специальный счетчик электроэнергии, который позволяет в реальном времени получать представление об объеме потребленной электроэнергии. Расходы на приобретение таких счетчиков для потребителей зачастую превышают положительный эффект от смены сбытовой компании.

4.5.5. Влияние ГЭС на рынок электроэнергии

В Великобритании основную роль играет выработка электроэнергии на тепловых электростанциях (около 67%) и АЭС (31%), что делает ее рынок весьма зависимым от цен на топливо. Хотя долгосрочные контракты на топливо являются отчасти средством защиты от ценовых шоков.

В то же время в Норвегии основная доля электроэнергии производится на ГЭС, а в Швеции генерация по своему происхождению делится приблизительно поровну между ГЭС и АЭС. Это оказывает весьма существенное влияние на экономику рассматриваемых стран. Во-первых, сама структура мощностей в Норвегии и Швеции дает возможность получать электроэнергию по весьма низкой цене в связи с низкими предельными издержками на ее производство. В результате дерегулирование рынка электроэнергии не привело к существенному снижению цен для потребителей. Опыт Норвегии и Швеции наглядно демонстрирует особенности изменения цен на дерегулированном рынке в странах с преобладающей долей ГЭС в общей выработке электроэнергии. В таких странах, как правило, при понижении водности рек, наблюдается достаточно существенное повышение цен до уровня цен замещающих импортных закупок.

4.5.6. Недостатки моделей рынка

К наиболее очевидным недостаткам модели рынка электроэнергии в Великобритании стоит отнести то, что рынок генерации практически является рынком продавцов, и потребители влияют на него лишь в минимальной степени. Именно по этой причине в 2001 году предполагается изменение структуры рынка, которое откроет дорогу прямым двусторонним контрактам и, как следствие, большему влиянию потребителей.

Как в Норвегии, так и в Швеции недостаточно эффективное регулирование сбыта привело к тому, что сбытовые компании завышали свои издержки на распределение электроэнергии, что затрудняло конкуренцию с ними на розничном уровне. В результате лишь незначительное количество индивидуальных потребителей сменило своих поставщиков электроэнергии.

4.5.7. Надежность энергоснабжения

Система надежности во всех рассматриваемых странах имеет вид некоторого распределения полномочий, когда оператор рынка несет ответственность за поддержание необходимых резервов и взимает за это дополнительную плату. Эта система имеет некоторые особенности. Например, в случае Nordpool как производители, так и потребители заключают договора не друг с другом, а с Nordpool, который тем самым становится дополнительным гарантом договорной дисциплины. Кроме того, во всех трех странах распределительные компании несут обязательство обеспечивать потребителей на «своей» территории и несут определенную ответственность за надежность энергообеспечения. При этом сами потребители имеют свободу выбора распределительной компании.

4.5.8. Этапность формирования рынков

В Великобритании реформы в электроэнергетике начались с изменения законодательства 1989 года. Завершение дерегулирования рынка планируется в 2000 году, через 13 лет после начала реформ.

Таблица 13. Этапы формирования рынка в Англии и Уэльсе

  Дата дерегулирования Количество потребителей Удельный вес
в потреблении, %
Крупные промышленные потребители Апрель 1990 5000 30%
Мелкие промышленные и коммерческие потребители Апрель 1994 45000 20%
Индивидуальные потребители (три стадии с оконча­тельным дерегу­лированием в 2002 году) Апрель 1999
Апрель 2000
Апрель 2002
22000000 50%

Норвегия начала либерализацию рынка электроэнергии в 1991 году. Швеция в 1996 году.

4.6. Различия в характере реформирования электроэнергии

Различия в характере реформирования электроэнергетики различных стран определяются несколькими факторами.

  • Структура отрасли;
  • Структура потребления;
  • Отношения со смежными отраслями;
  • Социально-экономическое и технико-технологическое состояние отрасли.

Европейские страны в целом имеют следующую структуру генерирующих мощностей:

  • ТЭС 48%.
  • ГЭС 30%;
  • АЭС 22%;

При этом отдельные страны весьма сильно различаются по структуре своих мощностей (см. таблицу 14).

Таблица 10. Структура генерирующих мощностей в европейских странах (%)

Страна ТЭС ГЭС АЭС
Норвегия 1 99  
Люксембург 5 95  
Швейцария 4 76 20
Австрия 31 69  
Швеция 18 51 31
Португалия 50 50  
Югославия 63 37  
Испания 48 36 16
Греция 66 34  
Италия 72 28  
Франция 21 22 57
Финляндия 66 18 16
Бельгия 55 9 36
Германия 70 8 22
Дания 100    
Нидерланды 97   3

4.7. США

Опыт дерегулирования США представляет особый интерес.

  • Во-первых, это крупнейшая экономическая держава мира.
  • Во-вторых, их огромная территория является одним из факторов, оказывающих серьезное влияние на процесс преобразований в электроэнергетике.
  • В-третьих, государство США имеет ярко выраженное федеративное устройство и представляет пример того, как различные штаты относятся к идеям дерегулирования.
  • В-четвертых, поскольку США является крупнейшим реципиентом международных инвестиций особенный интерес представляют развитие процесса дерегулирования в инвестиционно насыщенной и конкурентной среде.

Высокая степень самостоятельности штатов в вопросе дерегулирования электроэнергии в США похожей на то, что происходит в Европе, как каждый штат выбирает свою модель дерегулирования по организационной структуре и базовым принципам. С точки зрения отношения к процессу дерегулирования все штаты можно объединить в четыре группы.

В стадии дерегулирования находятся 24 штата: Аризона, Арканзас, Калифорния, Коннектикут, Делавэр, округ Колумбия, Иллинойс, Мэн, Мэриленд, Массачусетс, Мичиган, Монтана, Невада, Нью-Хэмпшир, Нью-Джерси, Нью-Мексико, Огайо, Оклахома, Орегон, Пенсильвания, Родайлэнд, Техас, Виржиния и Западная Виржиния.

На предварительной стадии изменения законодательства находится штат Нью-Йорк.

Третья группа представлена теми штатами, которые готовятся к началу дерегулирования Аляска, Колорадо, Флорида, Индиана, Айова, Кентукки, Луизиана, Миннесота, Миссиссиппи, Миссури, Северная Каролина, Северная Дакота, Южная Каролина, Юта, Вермонт, Вашингтон, Висконсин и Вайоминг.

Наконец, к четвертой группе относятся восемь штатов, которые пока не предпринимали в области дерегулирования электроэнергетики Алабама, Джорджия, Гавайи, Айдахо, Канзас, Небраска, Южная Дакота и Теннеси.

Те штаты, где исторически наблюдались наиболее высокие цены -- Калифорния, Пенсильвания, Нью-Йорк и большая часть Новой Англии -- первыми открыли розничные рынки для конкуренции. Однако результат оказался весьма различным. Так, по общему мнению, Пенсильвания достигла наилучших результатов с точки зрения дерегулирования, тогда как Калифорния оказалась в глубоком кризисе.

В качестве двух примеров реструктуризации наибольший интерес представляют Пенсильвания -- штат, успех дерегулирования которого является общепризнанным, и Калифорния - штат, реструктуризация которого сопровождалась серьезным энергетическим кризисом.

4.7.1. Пенсильвания

Пенсильвания является штатом, где цена на электроэнергию исторически была одной из самых высоких в США. Так в 1996 году средняя стоимость 1 кВт.ч. составляла 7.96%. Дерегулирование в штате началось с подписания в 1996 году губернатором штата законопроекта о дерегулировании, который поставил следующие ориентиры дерегулирования рынка электроэнергии: допуск к выбору поставщика электроэнергии 1/3 розничных потребителей к январю 1998 года, двух третей к январю 1999 года и полное дерегулирование розничных потребителей к январю 2000. В результате к настоящему времени все потребители имеют возможность выбора производителя электроэнергии, в то время как услуги по передаче и распределения остались неконкурентными. Особые усилия были предприняты для ... новых услуг -- возможности конкурентной покупки электроэнергии. Энергетическая Комиссия штата Пенсильвания инициировала специальные программы для обучения потребителей выбору альтернативных производителей электроэнергии, провела рекламную компанию, разъяснила преимущества конкурентного выбора генератора электроэнергии. Были предприняты специальные шаги для стимулирования появления новых производителей в штате, в особенности работающих на возобновляемых источниках электроэнергии. В результате к апрелю 2000 года было завершено строительство крупнейшей ветровой электростанции в стране. На сегодняшний день 52 производителя лицензированы для продажи электроэнергии в штате. Восемь процентов розничных потребителей сменили производителя электроэнергии, 95% потребителей имеют представление о возможности смены производителей.

Одним из ключевых факторов успеха стала специальная программа вовлечения потребителей на первом этапе, когда желающие участвовать в программе получили 10--13%-ные скидки на услуги распределительной компании в случае заключения среднесрочного контракта с компанией-производителем электроэнергии.

4.7.2. Калифорния

В 1996 году в процессе дерегулирования в штате Калифорния было принято решение о выделении генерирующих активов из состава трех энергетических компаний, являвшихся основными игроками на рынке Калифорнии -- Pacific Gas and Electric, South California Edison и San Diego Gas & Electric. Для того, чтобы принудить компании отказаться от этих активов, для них были установлены предельные тарифы на электроэнергию на розничном рынке с условием снятия этих органичений как только генерирующие активы будут отделены от энергетических компаний. В результате значительная часть генерирующих активов была выставлена на продажу, а новые инвестиции вместо финансирования новых мощностей были использованы на покупку старых. Также был образован спотовый рынок в форме Калифорнийской энергетической биржи, действующей по принципу «голландского аукциона».

В 90-е годы Калифорния переживала быстрый экономический рост, который привел к значительному росту потребления электроэнергии. В то же время импорт электроэнергии в Калифорнию сильно сократился в связи с неблагоприятными климатическими условиями. Строительство новых мощностей было также ограничено правительством штата под давлением «зеленых» и оппозицией населения к идее строительства новых электростанций.

В 1999 г. компания San Diego Gas & Electric продала свои генерирующие активы, в связи с чем предельный розничный тариф для нее был снят. В результате розничные цены выросли втрое, к крайнему неудовольствию потребителей, но это спасло компанию от банкротства.

В конце 2000 г. энергетическая компания штата снизила предельные розничные ценны. Как следствие финансовое положение энергокомпаний резко ухудшилось, возросли долги за газ. С 2001 г. начались веерные отключения электроэнергии.

Тогда розничные цены для Pacific Gas and Electric и South California Edison были повышены на 7--15%, что не спасло ситуацию, так как оптовые цены продолжали оставаться выше розничных. Мелкие производители электроэнергии стали останавливать свои станции в связи с неплатежеспособностью энергетических компаний. В целях разрешения ситуации потребовалось вмешательство администрации Президента США с прямым указанием производителям за пределами Калифорнии продавать электроэнергию штату. Таким образом, можно констатировать, что к энергетическому кризису привели непоследовательная политика в области дерегулирования, наличие запретов для создания новых мощностей, а также организационное разделение ВИКов.

4.8. Аргентина

Начало реформ в Аргентине было положено решением правительства приватизации электроэнергетики. На момент приватизации 45.5% электроэнергии производилось на ГЭС, 43.5% на ТЭС и 11% на АЭС. Три крупнейших ВИК Segba, Ayee и Hidronor были подвергнуты дезинтеграции и приватизированы. В результате на рынке генерации электроэнергии образовалось 40 независимых производителей. При этом мелкие производители были, как правило, приватизированы местными производителями, а крупные были приобретены международными инвесторами.

Генерирующим компаниям было запрещено концентрировать более 10% генерации и обладать контрольным пакетом в компаниях по транспортировке электричества.

На оптовом рынке существуют три вида цен: контрактные, сезонные и спотовые. Контрактные цены определяются договорами между производителями электроэнергии и крупными потребителями или сбытовыми компаниями. Продолжительность таких контрактов обычно составляет около одного года. ГЭС могут заключать договоры не более чем на 70% своей продукции.

Сезонные цены устанавливаются администратором рынка Cammesa каждые 6 месяцев и в основном отражают водность влияющую на выработку ГЭС. Сбытовые компании покупают электроэнергию сверх той, которую получают по контрактам по этой цене.

Спотовые цены определяются в результате сопоставления объемов спроса и предложения электроэнергии.

Покупателями могут быть крупные потребители и генерирующие комиссии электроэнергии, докупающие электроэнергию для выполнения своих контрактных обязательств.

Продавцами могут быть генерирующие комиссии, а также сбытовые компании и крупные потребители, если согласно долгосрочным контрактам у них наблюдается избыток электроэнергии. Кроме того, все участники рынка платят надбавку за резервные мощности.

Количество участников на рынке возросло с 50 в феврале 1994 года до 500 в январе 1996 года. Администратором рынка является Cammesa -- неприбыльная организация, находящаяся в совместном владении правительства и генераторов. Cammesa занимается диспетчированием, определением размера фиксированных надбавок к ценам рынка для покрытия затрат на транспортировку и поддержания резервов мощности. Орган управления администратором рынка состоит из двух представителей правительство (один директор с правом решающего голоса), двух представителей генерирующих компаний, двух представителей передающих компаний, двух представителей распределительных компаний и двух представителей крупных потребителей. Отчисления на содержание администратора рынка не должны превышать 3.5% от выручки оптового рынка в целом.

Передача электроэнергии регулируется с помощью предельного уровня тарифа, установленного на среднесрочный период. Распределение и передача электроэнергии жестко регулируются также с помощью предельного тарифа. Распределительные комиссии получают концессию на 95 лет.

В результате дерегулирования в период с 1992 по 1997 г. цены на электроэнергию упали на 40%. В ходе реформирования были привлечены значительные внешние инвестиции. Доходы федерального правительства Аргентины от приватизации объектов электроэнергетики составили 10 млрд. долларов.

4.9. Основные тенденции в развитии мировой электроэнергетики

Основные тенденции в энергетике -- консолидация, диверсификация, глобализация.

Основными движущими силами этих процессов являются замедление роста спроса на электроэнергию в развитых странах, реформирование электроэнергии в различных странах, снижение межстрановых барьеров для движения товаров, капиталов, рабочей силы.

Основные цели, которые преследуют компании, заключаются в увеличении прибыли, росте стоимости активов, снижении риска за счет диверсификации бизнеса и географически, и по видам услуг.

4.9.1. Консолидация

Запрещение на вертикальную интеграцию, введенные в Великобритании в начале реформирования, были ослаблены в дальнейшем, что позволило крупнейшим генерирующим компаниям Великобритании принять участие в приватизации распределительных компаний. Так компания Powergen приобрела East Midlands Electricity, а Scottish Power приобрела Manweb.

Значительные перемены произошли среди германских компаний. В результате объединения компании Veba (7-е место по мощности в Европе) и Viag (10-е место) была создана новая энергокомпания E.ON, которая заняла четвертое место в Европе по мощности, а слияние RWE и VWE укрепило третью позицию RWE в Европе. На очереди -- очередное слияние -- между германской E.ON и английской PowerGen. В результате в Европе появится производитель электроэнергии, который займет второе место после государственной французской компании EdF.

Процессы консолидации идет и в США, где в период с 1995 года федеральный регулятор энергетического рынка утвердил 50 слияний между энергетическими компаниями.

4.9.2. Диверсификация

Диверсификация компаний происходит за счет выхода на смежные рынки услуг -- газ, водоснабжение или за счет предоставления более широких услуг тем же потребителем, например, в области связи. При этом процесс консолидации имеет двусторонний характер. Так в 1995 г. в Великобритании имели место приобретения компаниями, занимающимися водоснабжением (Welsh Water и North West Water) двух энергораспределительных компаний -- SWALEC и NORWEB. Слияние энергетических и газовых компаний связано с тем, что маркетинг электричества во многом схож с маркетингом газа, продажи электричества и газа, как правило, направлены на одних и тех же потребителей, используют схожую инфраструктуру и происходят в той же деловой среде (законодательство, защита окружающей среды, регулирование и т.д.). Например, в США за последние три года произошло 23 таких слияния.

4.9.3. Глобализация

Примером глобализации в электроэнергетике является приватизация сбытовых компаний в Великобритании, где 7 из 12 компаний были приобретены американскими энергетическими компаниями, а еще одна (London Electricity) - компанией EdF (Франция).

Некоторые примеры приобретений приведены в таблице 14.

Таблица 15. Примеры международных сделок поглощений в электроэнергетике

Дата Страна Объект сделки Покупатель Стоимость сделки,
млн. долл.
1997 Аргентина Transener National Grid (Великобритания) 234
2000 Чили Transelec Hydro Quebec (Канада) 1 076
1995 Бразилия Light AES (США)/EdF (Франция) 1 093
1998 Бразилия Elektro Enron (США) 1 056
2000 Бразилия Cemar Pennsylvania Power & Light (США) 293
1995 Австралия Powercor Pacifiс Corp 1 523
1998 Австралия Citipower2 American Electric Power (США) 1 054

В результате процессов консолидации и глобализации ожидается, что количество приоритетных энергетических компаний в мире сократится с 250 до 35-40.


  1. Основные принципы государственной политики реформирования электроэнергетики

Наличие разных концепций и предложений о путях реформирования электроэнергетики, равно как и отличия друг от друга реформ, проведенных в разных странах, показывают, что, вряд ли существует "единственно верный" путь реформирования электроэнергетики. Попытки рассчитать или обосновать оптимальную структуру отрасли, количество генерирующих компаний, оптовых рынков, размер субъектов рынка являются, по сути, достаточно субъективными предсказаниями о том, какая структура отрасли в будущем в наибольшей степени отвечает тому, что сложилось в прошлом.

Сказанное выше не отменяет задачи определения структуры и повышения эффективности существующих активов отрасли. Именно этому посвящены основные предложения большинства концепций, и именно здесь сконцентрированы большая часть имеющихся разногласий.

Анализ представленных концепций, а также отечественного и зарубежного опыта реформирования электроэнергетики позволяет сформулировать ряд общих выводов и принципов.

  1. Лица, осуществляющие строительство и ввод в эксплуатацию новых мощностей в генерации и передаче электроэнергии, должны иметь право самостоятельно на договорной основе определять все условия своих (в том числе будущих) отношений по вопросам использования новых мощностей с другими субъектами электроэнергетики, включая и цены контрактов. Государственное принуждение, регулирование и ценообразование при наличии таких договоров не применяется.
  2. Необходимым условием реформирования электроэнергетики является перевод хозяйственных отношений из сферы административного регулирования в сферу гражданского права, снятие административных барьеров на пути инвестиций. Для этого необходимо гражданско-правовое оформление существующих неявных обязательств (сервитутов) и их привязка к существующим активам отрасли.
  3. Для получения правильных экономических сигналов о реальной ценности товаров и услуг в электроэнергетике необходимы рыночные механизмы.
  4. Существующая система ценообразования на электроэнергию как на федеральном, так и на региональном уровне требует реформирования, в первую очередь, за счет поэтапного перехода к рыночным механизмам.
  5. Существующие административные процедуры регулирова­ния должны быть заменены более эффективными процедурами принятия решений, основанными на принципах независимости регулирующих органов и состязательности сторон.
  6. Неэффективное функционирование РЭК вследствие их политизированности является одной из основных проблем регулирования отрасли. Решением этой проблемы может быть ликвидация РЭК, либо их преобразование в филиалы ФЭК.
  7. Действующие отраслевое законодательство и нормативное обеспечение электроэнергетики являются недостаточно эффективными и требуют совершенствования.
  8. Существующие и будущие независимые производители электроэнергии должны иметь право недискриминационного доступа к существующей и будущей сетевой инфраструктуре.
  9. В ходе реформирования электроэнергетики недопустимо увеличение зависимости существующих и новых хозяйствующих субъектов от административных решений федеральных и/или местных органов власти и управления.
  10. Раздельный учет по видам деятельности (генерация, транспорт, сбыт электро- и теплоэнергии) является необходимым условием эффективного функционирования электроэнергетики.
  11. Существующий Федеральный Оптовый Рынок Электроэнергии и Мощности (ФОРЭМ) является неэффективным институтом. Более того, он, по сути, не является рынком. Создание эффективного оптового рынка является одной из ключевых задач реформирования электроэнергетики.
  12. Создание оптового и розничного рынков электроэнергии является важным инструментом снижения цены электроэнергии для конечных потребителей.
  13. Одновременное существование конкурентного и регулируемого ценообразования на один и тот же вид продукции или услуг в одной и той же зоне рынка для разных его участников является недопустимым.
  14. Существующие ограничения по пропускной способности межсистемных связей влияют на структуру и эффективность единого оптового рынка электроэнергии.
  15. При реформировании электроэнергетики необходимо обеспечить независимость системы диспетчерского управления (системного оператора) от коммерческих интересов, связанных с владением генерирующими и сетевыми активами.
  16. Одним из важнейших способов обеспечения надежности энергоснабжения являются вертикально-интегрированные компании.
  17. Существование вертикально-интегрированных компаний не является препятствием для установления рыночных отношений в электроэнергетике.
  18. Не должно быть законодательного запрета на существование в электроэнергетике независимых сетевых компаний.
  19. Одной из основных тенденций развития мировой электроэнергетики является консолидация компаний, которая наряду с обеспечением конкуренции способствует снижению издержек и повышает инвестиционную привлекательность компаний.
  20. Допускается консолидация энергетических компаний, не вступающая в противоречие с обеспечением конкуренции внутри отдельных энергозон оптового рынка.
  21. При реорганизации действующих в электроэнергетике компаний в ходе ее реформирования важнейшим принципом является соблюдение прав собственников и кредиторов. Защита указанных прав должна обеспечиваться использованием исключительно процедур реорганизации для разделения или выделения компаний в том числе путем пропорционального разделения акций создаваемых компаний среди существующих акционеров.
  22. Продажа новым собственникам существующих активов в генерации, транспорте и сбыте электроэнергии, не является ни необходимым, ни достаточным условием реформирования электроэнергетики, равно как ни необходимым, ни достаточным инструментом привлечения инвестиций в нее.
  23. Реформирование электроэнергетики неизбежно будет длительным и поэтапным. Зарубежный опыт показывает, что в целом ряде стран (например, в Великобритании, Германии, Австралии) реформирование электроэнергетики продолжается в течение 8--12 лет и до сих пор еще не завершено.
  24. Дерегулирование цен на электроэнергию должно сочетаться с дерегулированием цен на природный газ как основной вид топлива для электростанций, а также снятие административных и прочих ограничений на рынках иных видов топлива.
  25. При реформировании электроэнергетики необходимо осуществление взаимосвязанных мер в теплоэнергетике, в частности, реформирование теплоснабжения и системы ценообразования на тепло.
  26. Реформирование электроэнергетики предполагает реформирование жилищно-коммунального хозяйства.

  1. Единая государственная концепция реформирования электроэнергетики

6.1. Цели и задачи реформирования;
6.2. Смежные отрасли и внешние условия функционирования;
6.3. Реформа государственного регулирования, снижение барьеров для входа и деятельности в электроэнергетике;
6.4. Оздоровление электроэнергетики и использование внутренних резервов;
6.5. Федеральная сетевая компания;
6.6. Вертикальная интеграция в отрасли;
6.7. Консолидация компаний;
6.8. Демонополизация рынка;
6.9. Рынок электроэнергии;
6.10. Рынок теплоэнергии;
6.11. Региональные особенности реформирования;
6.12. Защита прав собственников и кредиторов;
6.13. Меры по повышению инвестиционной привлекательности;
6.14. Управление государственными активами в электроэнергетике.

6.1. Цели и задачи реформирования

Учитывая особую важность отрасли, цель реформирования электроэнергетики должна соответствовать общенациональным интересам, а именно обеспечению устойчивого функционирования и развития экономики страны и социальной сферы.

Исходя из этого, стратегической задачей реформирования является переход электроэнергетического комплекса в режим устойчивого развития на базе прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, достижение на этой основе надежного, экономически и экологически эффективного обеспечения платежеспособного спроса национальной экономики и населения на электрическую и тепловую энергию, как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе.

6.2. Смежные отрасли и внешние условия функционирования

Ситуация в смежных с электроэнергетикой отраслях и секторах национального хозяйства влияет на выбор целесообразных принципов и направлений реформирования электроэнергетики, равно как имеет место и обратное влияние.

Топливные отрасли оказывают определяющее влияние на формирование производственной структуры электроэнергетики страны, а также на динамику изменения цен на электроэнергию и тепло. В свою очередь, цены на топливо для электростанций определяются государственной политикой по реформированию топливных отраслей, а также по регулированию этих цен на внутреннем рынке. Благодаря определяющему влиянию ситуации в топливных отраслях на развитие электроэнергетики концепции реформирования отраслей ТЭК необходимо рассматривать согласованно. Дерегулирование рынка электроэнергии должно сочетаться с дерегулированием рынка газа.

Тепловое хозяйство и коммунальная энергетика. Тепловое хозяйство страны испытывает ряд серьезных проблем, большая часть из которых характерна и для электроэнергетики, однако некоторые из них являются специфическим для коммунальной энергетики, в частности, наличие множества мелких неэффективных котельных. Важным является уточнение статуса коммунальных электроснабжающих организаций и реформа системы их хозяйственного управления.

Крупные потребители уже на первых этапах реформирования электроэнергетики могут выступать в качестве самостоятельных субъектов оптового рынка электроэнергии. Особенно это касается промышленных потребителей с преобладанием энергоемких производств (черная и цветная металлургия, химия и нефтехимия, лесная и деревообрабатывающая промышленность).

Энергомашиностроение и электротехническая промышленность. Ситуация в этих отраслях влияет на развитие электроэнергетики и успешность ее реформирования в связи с необходимостью восстановления производственного потенциала энергомашиностроительных предприятий.

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

6.3.1. Общие меры по дерегулированию отрасли

Одним из важнейших инструментов оздоровления и развития электроэнергетики является снятие барьеров на пути появления новых независимых производителей электро- и теплоэнергии, компаний по предоставлению сетевых услуг, сбытовых компаний.

С целью снижения барьеров входа, развития конкуренции, а также повышения надежности и безопасности эксплуатации объектов электроэнергетики существующий предварительный разрешительный порядок (лицензирование видов деятельности) должен быть заменен на законодательное установление нормативов безопасности (отраслевых, экологических и прочих) и регулярный мониторинг этих нормативов. Главгосэнергонадзор и другие контрольные органы должны не выдавать лицензии, а следить за фактическим выполнением таких нормативов и, в случае их нарушения, -- штрафовать нарушителей или требовать прекращения их деятельности в судебном порядке.

Лица, осуществляющие строительство и ввод в эксплуатацию новых мощностей в генерации и передаче электроэнергии должны иметь право самостоятельно на договорной основе определять все условия своих (в том числе будущих) отношений по вопросам использования новых мощностей с другими субъектами электроэнергетики, включая и цены контрактов. Государственное принуждение, регулирование и ценообразование при наличии таких договоров не применяется.

6.3.2. Первоочередные меры

В области тарифного и иного регулирования должны быть предприняты следующие первоочередные меры:

  • Преобразование региональных энергетических комиссий в подразделения ФЭК;
  • Организационное и финансовое укрепление ФЭК, придание ей независимого статуса;
  • Введение раздельного регулирования по видам деятельности;
  • Изменение порядка расчета и определения тарифов;
  • Ликвидация списка «неотключаемых» потребителей с целью полного исключения неплатежей в отрасли.
  • Устранение перекрестного субсидирования.

6.3.3. Регулирующие органы

Статус ФЭК следует превратить из декларативно независимого в реально независимый.

Необходимо преобразовать Региональные Энергетические Комиссии в филиалы ФЭК, которые будут использоваться для сбора и анализа необходимой информации на местном уровне, а также принятия регулирующих решений в рамках принимаемой на федеральном уровне методологии.

Решения ФЭК и ее подразделений должны выноситься на основе открытых публичных слушаний. Необходимо изменить регламент рассмотрения предложений, предусмотрев увеличение объема информации о своей деятельности, предоставляемой энергокомпаниями, а также увеличить сроки рассмотрения материалов при установлении тарифов.

6.3.4. Методика тарифообразования

Приоритетами новой системы установления тарифов должны стать:

  • раздельное регулирование производства, передачи и сбыта для интегрированных компаний;
  • создание у энергокомпаний заинтересованности в снижении издержек путем изменения методологии регулирования.

Тарифы должны предусматривать разумную норму рентабельности энергокомпаний и фиксироваться в реальном выражении на определенный период регулирования (три -- четыре года). Сэкономленные энергокомпанией средства остаются в распоряжении компании после уплаты законодательно установленных налогов и сборов.

При этом необходимо предусмотреть регулярную автоматическую корректировку тарифа на:

  • а) величину изменения стоимости неконтролируемых видов затрат (таких, как цены на топливо или покупную электроэнергию, абонентную плату), и
  • б) для контролируемых статей затрат на величину инфляции.

6.3.5. Ликвидация списка «неотключаемых» потребителей

С целью обеспечения платежеспособности и ликвидности отрасли приоритетным является ликвидация списка «неотключаемых» потребителей. Его отмена является единственным действенным способом обеспечения полного сбора платежей энергокомпаниями. Непрерывное обеспечение бюджетных потребителей электроэнергией и теплом должно быть обеспечено путем безусловного включения расходов на энергоносители в бюджеты всех уровней.

6.3.6. Устранение перекрестного субсидирования

Устранение перекрестного субсидирования является необходимым условием эффективного рыночного ценообразования и составным элементом реформирования электроэнергетики. При этом должно быть устранено перекрестное субсидирование между различными группами потребителей электроэнергии (в основном промышленностью и населением), теплоэнергией и электроэнергией, межрегиональное субсидирование.

6.3.7. Меры в ходе реализации реформы

Важнейшей мерой реформирования должен стать поэтапный переход от регулирования полного тарифа на электроэнергию для всех категорий потребителей к регулированию тарифов на сетевые услуги. При этом обеспечивается свободный недискриминационный доступ к сетевой инфраструктуре рынка.

После возникновения оптового рынка электроэнергии установление тарифа для потребителей, пока не получивших право выхода на свободный рынок, будет осуществляться путем сложения оптовой цены электроэнергии и регулируемых надбавок за сетевые услуги и сбыт электроэнергии. По мере открытия рынка для данной категории потребителей будет осуществлен переход на регулирование только тарифа на сетевые услуги.

По мере реализации концепции регулируемыми видами деятельности в энергетике останутся услуги по диспетчеризации и сетевые услуги по передаче электроэнергии (тарифы на передачу и распределение электроэнергии для Федеральной Сетевой Компании, вертикально-интегрированных компаний и их дочерних компаний). Также будут регулироваться тарифы на теплоэнергию.

Абонентная плата, взимаемая РАО «ЕЭС России», должна быть поэтапно преобразована в плату за мощность сети, определяемую в соответствии с общей методологией установления тарифов в электроэнергетике.

6.3.8. Регулирование теплоснабжения

В области теплоснабжения приоритетным является постепенное повышение тарифов для всех потребителей, прежде всего населения до уровня реальной стоимости с одновременным переходом на предоставление адресных субсидий малоимущим слоям населения. Такие изменения приведут к большей прозрачности расчетов в этом сегменте электроэнергетики, создадут заинтересованность потребителей в энергосбережении и ускорят развитие альтернативных методов теплообеспечения. Это направления реформы электроэнергетики тесно связано с жилищно-коммунальной реформой.

Тарифы на теплоэнергию устанавливаются производителями на основании разрабатываемых ФЭКом детальных методик. Их уровень контролируется региональными филиалами ФЭК.

6.4. Оздоровление электроэнергетики и использование внутренних резервов

6.4.1. Необходимость подготовительного этапа реформирования

До реорганизации компаний и любых изменений собственности в ходе реформирования необходимо проведение мероприятий, направленных на обеспечение финансового оздоровления предприятий отрасли, раскрытие внутренних резервов отрасли и создание инфраструктуры рынка в отрасли.

Структурные реформы в отрасли будут неизбежно связаны с изменением состава и конфигурации хозяйствующих субъектов. Попытка провести такие изменения в условиях финансовой слабости и фактически предбанкротного состояния большинства предприятий обречена на неуспех. В этом случае интересы государства как основного владельца активов в отрасли могут пострадать.

6.4.2. Мероприятия подготовительного этапа реформирования

В области финансовой санации и мер по повышению эффективности работы компаний отрасли следует провести следующие группы мероприятий:

  • устойчивое закрепление сбора живых денежных средств с конечных потребителей за текущие поставки на уровне, близком к 100%;
  • инвентаризация имеющихся активов и пассивов;
  • технический аудит и переход к регулярному мониторингу технического состояния основных средств;
  • сбор просроченной дебиторской задолженности;
  • реструктуризация дебиторской и кредиторской задолженности, погашение которой невозможно в ближайшее время;
  • вывод из состава электроэнергетических компаний и возможная продажа активов, не связанных с осуществлением основной деятельности (объекты социальной сферы, банковская, страховая деятельность, средства массовой информации и т.п.);
  • введение раздельного финансового учета по видам деятельности;
  • введение финансовой отчетности по международным стандартам;
  • внедрение систем учета потребления/перетока электро- и теплоэнергии для самих электроэнергетических компаний, а также потребителей;
  • выработка и реализация программ снижения издержек;
  • выработка и реализация программ повышения инвестиционной привлекательности;
  • внедрение стратегического планирования в компаниях.

Данные мероприятия следует инициировать через представителей государства в органах управления компаний отрасли.

6.5. Федеральная сетевая компания

Для запуска эффективно функционирующего оптового рынка электроэнергии необходимо создание Федеральной Сетевой Компании на базе магистральных сетей, находящихся в собственности Общества РАО «ЕЭС России» путем выделения из него Холдинга, являющегося держателем всех несетевых активов РАО «ЕЭС России» (в основном пакетов акций в региональных вертикально-интегрированных компаниях и федеральных электростанциях). С целью защиты прав акционеров и кредиторов выделение активов в Холдинг должно проводиться в форме реорганизации РАО «ЕЭС России» с пропорциональным распределением акций Холдинга среди акционеров Общества РАО «ЕЭС России» на момент выделения. Государство будет иметь контрольный пакет и в сетевой компании и в Холдинге.

Сети, находящиеся в собственности АО-энерго, выделяются в отдельные 100-процентные дочерние компании АО-энерго.

Наличие собственных генерирующих мощностей в рамках Федеральной сетевой компании породит конфликт интересов и воспрепятствует созданию эффективного оптового рынка, поэтому является недопустимым. Регулирование частоты Единой энергосистемы обеспечивается путем правильного диспетчирования подключенных к сети генерирующих мощностей независимо от структуры собственности в них.

6.6. Вертикальная интеграция в отрасли

Реформирование электроэнергетики осуществляется с сохранением вертикально-интегрированных компаний. Оно является необходимым, так как позволяет совместить преимущества рыночного ценообразования на оптовом и розничном рынках, с одной стороны, и сохранить надежность функционирования важнейшей жизнеобеспечивающей отрасли, с другой. Представляется целесообразным наличие определенных генерирующих мощностей, позволяющих поддерживать энергоснабжение в пиковых ситуациях, в руках компаний, одновременно владеющих распределительными сетями и осуществляющих сбытовую функцию. Вертикальная интеграция обеспечивает эффективность сетевого строительства, правильные инвестиционные решения в котором возможны только при сохранении непосредственного контакта между компанией, владеющей распределительными сетями, и конечными потребителями, позволяющего ее прогнозировать изменения конечного спроса на электроэнергию.

Существование вертикально-интегрированных компаний в отрасли не противоречит существованию свободного рынка электроэнергии как для самих энергокомпаний, так и для конечных потребителей. Эффективное регулирование в отрасли обеспечит право свободного недискриминационного доступа третьей стороны (то есть независимых генераторов, трейдерских компаний, потребителей и т.д.) к распределительным сетям АО-энерго, как, например, на полностью либерализованном рынке электроэнергии Германии.

После введения свободного рынка АО-энерго несут ту же ответственность за надежное энергоснабжение на их территории обслуживания, что и сегодня. Эта ответственность выражается в безусловном присоединении любого обратившегося за этой услугой потребителя к распределительной сети. Любой потребитель сможет приобретать электроэнергию у сбытового подразделения АО-энерго, не теряя при этом права обращения к любой другой сбытовой организации при условии оплаты распределительного тарифа АО-энерго.

В дальнейшем платежеспособный потребитель постепенно станет принимать на себя риск неполучения электроэнергии от недобросовестного производителя или перепродавца, при необходимости прибегая к страховым принципам (в настоящее время гарантия получения электроэнергии ему фактически предоставлена по закону государством).

6.7. Консолидация компаний

Вертикально-интегрированные компании, созданные в ходе приватизации, совпадают по границам территорий обслуживания с субъектами Российской Федерации. Кроме того, каждая крупная электростанция федерального уровня инкорпорирована в качестве отдельного предприятия. Такой способ разгосударствления не был подкреплен экономическими расчетами и целесообразностью. Это является причиной ряда серьезных проблем.

Государство и другие собственники активов отрасли заинтересованы в укрупнении компаний отрасли (вертикально-интегрированных, а также федеральных станций) для получения ими экономических преимуществ, создания условий для демонополизации рынка и повышения их рыночной стоимости. Предпосылки для укрупнения будут созданы после реализации в отрасли подготовительного этапа реформирования.

При укрупнении компаний отрасли будет достигнут ряд положительных эффектов:

  • созданы предпосылки для демонополизации отрасли путем выхода компаний из Холдинга;
  • получена экономия издержек от эффекта масштаба (особенно в таких областях, как управленческие расходы, закупки топлива, материалов, оборудования и т.п.);
  • повысится уровень собственных инвестиций в отрасли путем концентрации внутренних инвестиционных ресурсов компаний, которая упростит реализацию более крупных проектов реконструкции и сооружения энергообъектов;
  • преодолена часто имеющая место зависимость энергокомпаний от местных властей и крупных потребителей, оказывающих негативное влияние на их деятельность;
  • повысится привлекательность энергокомпаний для финансовых инвесторов, что даст возможность привлекать внешние инвестиции с помощью выпуска акций и долговых обязательств;
  • повысится привлекательность компаний для стратегических инвесторов, которые будут видеть в них сильных местных партнеров, что позволит заключать взаимовыгодные соглашения о партнерстве и сотрудничестве;
  • сконцентрированы ограниченные управленческие ресурсы;
  • созданы условия для получения согласия 75% акционеров Холдинга на демонополизацию путем реорганизации Холдинга, так как укрупненные компании будут более инвестиционно-привлекательными;
  • обеспечен рост рыночной стоимости укрупняемых компаний, что создаст благоприятные условия для приватизации государственной доли капитала в случае необходимости.

На состав укрупненных компаний в отрасли будет оказывать влияние наличие в Российской Федерации нескольких ярко выраженных энергозон, перетоки электроэнергии между которыми затруднены из-за сетевых ограничений.

Для недопущения монополистических тенденций в отрасли нецелесообразны слияния вертикально-интегрированных компаний с находящимися на их территории обслуживания федеральными станциями.

Таким образом, в ходе слияний региональных вертикально-интегрированных компаний могут быть созданы укрупненные вертикально-интегрированные компании, а в ходе слияний федеральных станций – укрупненные генерирующие компании. При этом генерирующие компании могут быть как смешанными (то есть включать тепловые и гидроэлектростанции), так и специализированными (электростанции одного типа).

Консолидация компаний может осуществляться по инициативе акционеров Холдинга, его менеджмента, акционеров вертикально-интегрированных компаний и федеральных станций, их менеджментов путем решений собраний акционеров консолидируемых компаний. На базе ГК «Росэнергоатом» могут быть созданы несколько генерирующих компаний.

6.8. Демонополизация рынка

Полноценное рыночное ценообразование предполагает демонополизацию отрасли. Она должна происходить путем выделения отдельных компаний из Холдинга с пропорциональным распределением принадлежащего Холдингу пакета акций выделяемой компании среди акционеров Холдинга. Ускоренная продажа активов новым собственникам как способ демонополизации отрасли нецелесообразна.

Реорганизация Холдинга приведет к следующим последствиям:

  • будет демонополизирован рынок электроэнергии;
  • повысится ответственность за энергоснабжение путем ее передачи от Холдинга, непосредственно не обладающего производственными активами, к региональным компаниям, непосредственно занимающимся энергоснабжением конечных потребителей;
  • будет ликвидировано промежуточное (излишнее) звено управления и контроля в виде Холдинга;
  • косвенное участие акционеров, в том числе государства, в капитале дочерних и зависимых компаний Холдинга, будет заменено на прямое;
  • будет обеспечено непосредственное участие акционеров, в том числе государства, в управлении и контроле за производственными и иными активами, находящимися в дочерних компаниях Холдинга;
  • будет высвобождена управленческая инициатива за счет придания реальной независимости компаниям;
  • повысится рыночная стоимость компаний отрасли, что увеличит инвестиционный потенциал самих компаний, создаст условия для приватизации государственных пакетов акций в них.

Выделение компаний их Холдинга будет происходить постепенно, путем выделения крупных компаний и по мере достижения менее крупными из них критической массы в ходе консолидации отрасли и повышения инвестиционной привлекательности их акций. Оно может осуществляться по инициативе акционеров Холдинга, его менеджмента, акционеров вертикально-интегрированных компаний и федеральных станций, их менеджментов путем принятия решений собранием акционеров Холдинга.

6.9. Рынок электроэнергии

6.9.1. Участники рынка

В результате реформирования отрасли будет сформирован единый эффективный рынок электроэнергии (мощности). На конечном этапе реализации реформы рынок электроэнергии (мощности) будет открыт для доступа всех категорий конечных потребителей и производителей.

Инфраструктура рынка будет включать:

  • Федеральную сетевую компанию;
  • сетевые подразделения и дочерние компании вертикально-интегрированных компаний;
  • независимые сетевые компании, образованные на базе новых межсистемных линий электропередачи;
  • независимого системного оператора;
  • независимого коммерческого оператора.

Участниками оптового рынка будут:

  • генерирующие компании, образуемые на базе существующих тепловых, гидравлических и атомных электростанций;
  • генерирующие подразделения вертикально-интегрированных компаний
  • независимые генерирующие компании;
  • перепродавцы электроэнергии на оптовом рынке.

Покупателями (перепродавцами на розничных рынках) будут:

  • сбытовые подразделения вертикально-интегрированных компаний;
  • независимые сбытовые компании;
  • крупные потребители электроэнергии, приобретающие электроэнергию на оптовом рынке.

Участниками розничных рынков будут:

  • сбытовые подразделения вертикально-интегрированных компаний;
  • независимые сбытовые компании;
  • мелкие и средние потребители электрической энергии.

6.9.2. Основные фазы формирования рынка электроэнергии

Либерализация рынка электроэнергии и формирование единого рынка будет включать следующие последовательные фазы:

  1. Формирование технологической и коммерческой инфраструктуры рынка, включающей создание системного и коммерческого операторов оптового рынка.
  2. Дерегулирование оптового рынка с открытием доступа на него производителей электроэнергии, перепродавцов электроэнергии на оптовом рынке, вертикально-интегрированных компаний и крупных потребителей;
  3. Переход от регулирования полного тарифа на электроэнергию к регулирование тарифа на сетевые услуги и сбытовой надбавки для конечных потребителей, которым на данном этапе не разрешен выход на дерегулированный рынок;
  4. Поэтапное дерегулирование розничных рынков за счет внедрения конкуренции в области сбыта для всех категорий потребителей.

6.9.3. Формирование технологической инфраструктуры рынка

Для технического обеспечения функционирования оптового рынка следует внедрить необходимые приборы учета в магистральных электрических сетях и в точках снабжения крупных потребителей электроэнергии.

На базе ЦДУ ЕЭС и ОДУ создается независимый системный оператор оптового рынка. Во избежание конфликта интересов деятельность по диспетчированию необходимо отделить от коммерческой деятельности.

Функции системного оператора заключаются в выполнении существующих функций ЦДУ и ОДУ, с учетом повышения эффективности оптимизации энергетических режимов ЕЭС и ОЭС за счет привлечения к несению нагрузки электростанций на базе ценовых заявок производителей. Кроме системного, создается и коммерческий оператор оптового рынка (администратор торговой системы), который выполняет функции:

  • клирингового центра, определяющего равновесную отпускную цену оптового рынка на основании данных графиков нагрузки продавцов электроэнергии и уровня потребления, предоставленных системным оператором, с учетом стоимости системных услуг;
  • центра коммерческих расчетов между продавцами и покупателями электроэнергии, реализуемой на конкурентном оптовом рынке. Коммерческий оператор учреждается всеми участниками оптового рынка в форме некоммерческой организации.

Для разрешения конфликтных ситуаций в случае невозможности принятия согласованного решения большинством голосов участников при коммерческом операторе создается арбитражный орган, формируемый участниками рынка на выборной основе из независимых профессионально подготовленных экспертов, не аффилированных с участниками рынка.

6.9.4. Дерегулирование оптового рынка

Предлагаемая структура оптового рынка электроэнергии включает следующие виды торговых отношений:

  • спотовый рынок представляет собой ежедневно проводимый за сутки до осуществления поставок аукцион ценовых заявок продавцов и покупателей, по результатам которого устанавливается равновесная цена на каждый час следующих суток и соответствующие индивидуальные графики производства и потребления электроэнергии участниками рынка.

В соответствии с указанными интервальными ценовыми заявками, начиная с минимальных уровней ценовых предложений и в порядке их возрастания, системный оператор составит график нагрузки электростанций и на основании прогнозируемого графика потребления определит равновесную цену оптового рынка, величину необходимого оперативного резерва мощности и график участия электростанций в покрытии оперативного и аварийного резервов мощности.

Спотовая цена оптового рынка в каждом из расчетных интервалов времени будет включать равновесную цену производства, стоимость поддержания оперативного резерва и мобилизации аварийного резерва мощности.

  • срочный (договорной) рынок с формированием двусторонних форвардных договоров на среднесрочную (месяц, квартал, полгода) и долгосрочную (год, несколько лет) перспективы. Заключение подобных договоров позволяет участникам рынка снизить их риски, связанные с возможными изменениями цены на спотовом рынке. Поскольку реализация поставок по таким договорам влияет на фактические режимы передачи электроэнергии в ЕЭС, правилами рынка должно быть предусмотрено требование учета всех заключенных договоров в процессе торгов на спотовом рынке.

Заключение срочных контрактов на рынке электроэнергии может реализовываться как через инициативные двусторонние переговоры участников без посредничества коммерческого оператора, но по согласованию с независимым системным оператором, так и через централизованную торговую площадку, организуемую коммерческим оператором с оказанием брокерских услуг для заключения двусторонних договоров. Введение договорной системы отношений фактически устанавливает свободу выбора покупателями поставщиков энергии, а также установления ими взаимовыгодных условий оплаты и сроков поставок.

Для новых производителей электроэнергии должно допускаться как присоединение к существующим правилам ценообразования на едином оптовом рынке, так и применение других правил ценообразования, не препятствующих остальным участникам оптового рынка пользоваться существующими правилами.

6.9.5. Дерегулирование розничного рынка

После дерегулирования оптового, но до дерегулирования розничного рынка цена электроэнергии у розничного потребителя складывается из цены оптового рынка плюс регулируемый тариф на сетевые услуги, плюс регулируемая сбытовая надбавка вертикально-интегрированной компании.

После полного дерегулирования розничного рынка цена электроэнергии для всех конечных потребителей определяется на рынке с учетом регулируемых тарифов на сетевые услуги. Существующие вертикально-интегрированные компании не имеют права отказывать независимым сбытовым компаниям в транзите через свои сети электроэнергии, покупаемой указанными сбытовыми организациями на оптовом рынке.

В процессе дерегулирования розничного рынка должно возникнуть достаточное количество квалифицированных независимых сбытовых компаний, имеющих опыт работы на розничном рынке в условиях конкуренции с «гарантирующими» поставщиками и между собой, а также оснащения розничных потребителей приборами учета электроэнергии, позволяющими независимым поставщикам отображать покупателю в темпе процесса текущую стоимость приобретаемого ими товара.

Установка таких приборов учета позволит покупателю реализовать свое право отказа от товара на невыгодных для него условиях, что, применительно к электроэнергетике, приведет к повышению эластичности спроса, повышению использования альтернативных источников энергии и к снижению потребности в инвестиции в новые генерирующие источники.

6.10. Рынок теплоэнергии

Рынок тепла в силу его технологических особенностей является локальным. Существуют большие региональные различия в особенностях его функционирования. Регулирование теплоснабжения и ценообразования на рынке тепла осуществляется региональными подразделениями ФЭК. Тарифы на теплоэнергию устанавливаются производителями на основе методической базы, разрабатываемой ФЭК. Их уровень контролируется региональными подразделениями ФЭК.

6.11. Региональные особенности реформирования

В процессе формирования единого оптового рынка должны быть учтены его региональные особенности, определяемые наличием сетевых ограничений, приводящим к появлению различных ценовых зон, а также неоднородным территориальным размещением топливных ресурсов, ведущем к различиям ценовых заявок производителей электроэнергии в различных регионах вследствие существенных различий в стоимости топлива и затрат на его транспортировку.

В ходе реформирования должно быть предусмотрено формирование правильных ценовых сигналов для инвесторов в будущие независимые электростанции в регионах.

С точки зрения вовлечения угля в топливный региональный баланс наиболее перспективной представляется ОЭС Урала ввиду близости угля из Кузнецкого бассейна. Особенностью Уральского региона также является значительный потенциал для внутреннего сетевого строительства (и создания соответствующей мотивации для инвесторов) с целью выдачи «запертой» мощности в Тюменской энергосистеме.

Становление оптового рынка в Европейской части ЕЭС, где планируется завершение строительства пяти энергоблоков на АЭС, предполагает рост генерации, независимой от вертикально-интегрированных региональных компаний, и, соответственно, тенденцию к снижению ценовых предложений производителей в этой части оптового рынка.

Подключение ОЭС Сибири к единому оптовому рынку Европейской части ЕЭС и Урала будет происходить по мере сооружения новых межсистемных линий связи ОЭС Сибири и Урала, до завершения которого особенности функционирования регионального рынка ОЭС Сибири будут определяться местными факторами, и в частности, гидрологическими условиями, влияющими на выработку ГЭС.

Подключение ОЭС Востока к работе в составе ЕЭС выходит за пределы временного горизонта концепции. Наличие дефицита регионального топливного баланса по-видимому приведет к реализации в этой ОЭС механизмов оптовой торговли с регулируемыми ценами, принципиально отличающимися от конкурентных рыночных механизмов в остальной части ЕЭС.

6.12. Защита прав собственников и кредиторов

Важнейшим принципом государственной политики при реформировании электроэнергетики страны является полное соблюдение имущественных прав собственников и кредиторов.

Структурные преобразования в отрасли (слияния, присоединения, разделения, выделения) осуществляются путем реорганизации компаний, решение о которой принимается собранием акционеров, с целью максимальной защиты прав собственников и кредиторов, в соответствие с законодательством и без принуждения.

В случае разделения или выделения компаний наиболее предпочтительным способом обеспечения прав собственников является пропорциональное распределение акций создаваемых/выделяемых компаний среди существующих акционеров. Для помощи в проведении реорганизации, и особенно в случае слияний и присоединений, необходимо привлечение международно признанных инвестиционных банков, оценщиков, консультантов, утверждаемых собственниками компании.

Защита прав кредиторов осуществляется:

  • 1) путем реализации подготовительного этапа, на котором до начала реорганизации максимально возможная часть задолженности будет погашена и
  • 2) с помощью использования максимально прозрачных механизмов реорганизации, при которых кредиторы имеют возможность влиять на ее процесс, а вновь созданные компании приобретают обязательства по погашению задолженности существующей компании.

6.13. Меры по повышению инвестиционной привлекательности

Повышение инвестиционной привлекательности отрасли, и, как следствие, рыночной стоимости компаний является одним из основных приоритетов реформирования.

Для этого государство способствует реализации следующих мероприятий:

  • внедрение бухгалтерского учета и принятие отчетности по международным стандартам, повышающим уровень прозрачности компаний для акционеров, кредиторов и др.;
  • улучшение деятельности компаний в области взаимодействия с акционерами;
  • повышение ликвидности акций, в том числе путем выпуска депозитарных расписок и листинга на международных биржах;
  • улучшение корпоративного управления, в том числе путем принятия кодексов корпоративного управления и участия независимых членов в советах директоров компаний;
  • другие меры, повышающие инвестиционную привле­кательности компаний.

Меры по повышению инвестиционной привлекательности реализуются начиная с подготовительного этапа реформы.

6.14. Управление государственными активами в электроэнергетике

Государство как собственник активов в отрасли должно сформулировать цели своей политики как собственника. Цели государства как акционера во многом совпадают с целями других, негосударственных акционеров, в частности, по вопросам улучшения показателей эффективности и прибыльности компаний.


  1. Этапы и мероприятия реформирования электроэнергетики

Подготовительный этап, середина 2001 г. - конец 2002 г.;
Первый этап, 2003-2005 гг.;
Второй этап, 2005-2007 гг.;
Третий этап, 2008-2009 гг.

Реформирование электроэнергетики осуществляется в несколько последовательных этапов. Мероприятия каждого предыдущего этапа создают условия для проведения последующего. При этом осуществление мероприятий следующего этапа начинается только после завершения предыдущего этапа, оценки его результатов и принятия соответствующего постановления Правительства Российской Федерации.

Общая длительность реформирования составит 9 лет, она будет состоять из четырех этапов.

Подготовительный этап реформирования (середина 2001 г. -- конец 2002 г.). Целями проведения подготовительного этапа являются:

  • финансовое оздоровление отрасли;
  • начальные меры по повышению ее эффективности и снижению издержек;
  • начало демонополизации отрасли и создание условий для дерегулирования оптового рынка;
  • реформа системы регулирования электроэнергетики;
  • создание инфраструктуры оптового рынка электроэнергии;
  • техническая подготовка к дерегулированию производства электроэнергии и сбыта электроэнергии для крупных потребителей;
  • разработка концепции дерегулирования рынка газа;
  • создание системы государственного мониторинга проведения реформирования.

В ходе подготовительного этапа реформирования следует осуществить следующие мероприятия:

  • концентрация полномочий по регулированию на федеральном уровне;
  • усиление и обеспечение независимости федерального регулирующего органа;
  • переход на раздельное регулирование тарифов на производство, передачу и сбыт электроэнергии;
  • изменение методологии, срочности и регламента регулирования;
  • устранение всех форм перекрестного субсидирования;
  • начало ликвидации диспропорции цен на топливо;
  • ликвидация и реструктуризация накопленной дебиторской и кредиторской задолженности компании отрасли;
  • разработка и принятие нормативно-правового обеспечения реформирования;
  • инвентаризация имеющихся активов и пассивов;
  • инвентаризация и начало оформления в гражданско-правовые формы неявных административно установленных обязательств субъектов отрасли и ограничений, наложенных на них (сервитутов);
  • переход от предварительного лицензирования к мониторингу норм безопасности;
  • выделение независимого системного оператора;
  • вывод из состава электроэнергетических компаний и возможная продажа активов, не связанных с осуществлением основной деятельности;
  • разработка и начало реализации программ по снижению издержек;
  • разработка и начало реализации программ по повышению инвестиционной привлекательности;
  • внедрение средств учета электроэнергии для производителей, других энергетических компаний и крупных потребителей;
  • создание системы государственного мониторинга проведения реформирования.

Первый этап реформирования (2003--2005 гг.). Целями проведения первого этапа реформирования являются:

  • продолжение демонополизации отрасли;
  • начало дерегулирования рынка газа;
  • дерегулирование производства электроэнергии;
  • дерегулирование сбыта электроэнергии для крупных потребителей;
  • техническая подготовка к дерегулированию сбыта электроэнергии для средних и мелких потребителей;
  • интеграция зональных и региональных рынков электроэнергии;

В ходе первого этапа реформирования будут осуществлены следующие мероприятия:

  • отделение Холдинга от федеральной сетевой компании РАО «ЕЭС России»;
  • начало выделения наиболее подготовленных дочерних компаний из Холдинга;
  • начало консолидации вертикально-интегрированных компаний и федеральных станций;
  • переход на свободное рыночное ценообразование на оптовом рынке электроэнергии для производителей, региональных вертикально-интегрированных компаний и крупных потребителей электроэнергии с сохранением регулирования тарифа на сетевые услуги;
  • переход от регулирования полного тарифа на электроэнергию для мелких и средних потребителей и населения к автоматическому определению тарифа путем сложения оптовой цены и регулируемых тарифа на сетевые услуги и тарифа на сбыт;
  • отделение тарифа на передачу электроэнергии от абонентной платы с выплатой его Федеральной Сетевой Компании;
  • внедрение средств учета электроэнергии для средних и мелких потребителей электроэнергии;
  • усиление сетевых связей между зональными и региональными рынками электроэнергии.

Второй этап реформирования (2005--2007 гг.). Целями второго этапа реформирования являются:

  • завершение демонополизации отрасли;
  • дерегулирование сбыта электроэнергии для средних и мелких потребителей;
  • техническая подготовка к дерегулированию сбыта электроэнергии для населения.

В ходе второго этапа реформирования следует реализовать следующие мероприятия:

  • завершение выхода дочерних компаний из Холдинга;
  • продолжение консолидации компаний отрасли;
  • ликвидация монополии отдельных энергетических компаний на сбыт электроэнергии средним и мелким потребителям;
  • преобразование абонентной платы в плату за мощность;
  • внедрение средств учета электроэнергии для населения;
  • продолжение интеграции зональных и региональных рынков электроэнергии;
  • усиление сетевых связей между зональными и региональными рынками электроэнергии;
  • завершение дерегулирования рынка газа.

Третий этап реформирования (2008--2009 гг.). Целями третьего этапа являются:

  • дерегулирование сбыта электроэнергии для населения
  • завершение интеграции зональных и региональных рынков электроэнергии;
  • завершение реформирования электроэнергетики;
  • реформирование электроэнергетики в изолированных регионах.

В ходе третьего этапа реформирования должны быть реализованы следующие мероприятия:

  • ликвидация монополии отдельных энергетических компаний на сбыт электроэнергии населению;
  • усиление сетевых связей между зональными и региональными рынками электроэнергии.

  1. Рекомендации по реализации Единой концепции реформирования электроэнергетики

  1. Должен быть определен федеральный орган исполнительной власти, ответственный за координацию реформ в электроэнергетике.
  2. Следует создать систему государственного мониторинга проводимых мероприятий реформирования как на федеральном, так и на региональном уровнях.
  3. Детализацию государственной программы реформирования электроэнергетики, разработку нормативно-правового обеспечения и техническое содействие в ее реализации должен осуществлять экспертный орган, созданный при федеральных органах исполнительной власти.
  4. Переход к реализации следующего этапа реформирования должен осуществляться только после подтверждения фактической реализации намеченных целей и задач предыдущего этапа и создания условия для начала реализации последующего этапа.

  1. Приложения

9.1. Перечень материалов, представленных в рабочую группу;
9.2. Сводная таблица паспортов предложений по реформированию электроэнергетики;
9.3. Сравнение опыта реформирования электроэнергетики в некоторых европейских странах;
9.4. Директива Европейского Союза относительно общих правил функционирования внутреннего рынка электроэнергии

9.1. Перечень материалов, представленных в рабочую группу

  1. Борисова И.Н., Воронина С.А., Кретинина Ю.С., Некрасов А.С. Отрасли и межотраслевые комплексы. Экономические результаты реформирования российской электроэнергетики. Проблемы прогнозирования, N 6, 1999 г.
  2. Бранис А.М. Альтернативная концепция реформирования электроэнергетики.
  3. Ван Дорен, Питер. Дерегулирование электроэнергетики.
  4. Васильев Г.М. Предложения по возможным вариантам структурных реформ в электроэнергетике РФ.
  5. Волконский В.А., Кузовкин А.И. Цены на топливо и энергию, инвестиции, бюджет.
  6. Ворожихин В.В. О реформировании РАО ЕЭС.
  7. Воропай Н.И. О концепции реформирования электроэнергетики России.
  8. Гавриленков Е.Е. Анализ макроэкономических последствий реструктуризации РАО "ЕЭС России".
  9. Гаврин А.С. Обращение Министра энергетики РФ к Президенту РФ.
  10. Глава РАО "ЕЭС России" Анатолий Чубайс ожидает, что в апреле - мае руководство страны примет решения по реформированию электроэнергетики. РИА "Новости", 1 марта 2001 г.
  11. Греф воспринял идеи Чубайса. Проект по "расщеплению" российской электроэнергетики может стать программой правительства. "Независимая газета", 8 декабря 2000 г.
  12. Данилин А.Н. Имущественная трагедия электроэнергетики России.
  13. Депутаты Государственной Думы. Обращение депутатов ГД к Президенту РФ.
  14. Дерегулирование - революционный процесс в энергетике. "Независимая газета".
  15. Ди Лоренцо, Томас. Враг Калифорнии - государство.
  16. Ди Лоренцо, Томас. Миф о "естественной монополии".
  17. Завадников В.Г. Реструктуризация РАО "ЕЭС России" в рамках правительственной концепции реформирования российской электроэнергетики.
  18. Закон об электроэнергетике Кыргызской Республики.
  19. Закон об электроэнергетики Народной Республики Китай.
  20. Закон об электроэнергетической промышленности Японии.
  21. Закон об электроэнергии СФС 1997 года (Вестник ФЭК России).
  22. Закон Украины об электроэнергетике.
  23. Иконников А.В. Ассоциация по защите прав инвесторов Предложения по доработке проекта основных направлений государственной политики реформирования электроэнергетики РФ.
  24. ИМЭМО РАН. К вопросу о зарубежном опыте реформирования электроэнергетики.
  25. Капитализация РАО "ЕЭС России" с начала этого года увеличилась с 2,5 до 4 миллиардов долларов. РИА "Новости", 1 марта 2001 г.
  26. Касьянов М.М. Об основных направлениях и принципах структурных реформ в электроэнергетике.
  27. Клейнер В.Г. Международный опыт реструктуризации электроэнергетики: выводы и наблюдения для России.
  28. Концепция реформы электроэнергетики РФ. Версия от 29 декабря 2000 г.
  29. Костюковский Ю.Л. Реструктуризация и экономические проблемы либерализма в России.
  30. Кудрявый В.В. Уроки зимы.
  31. Кузнецов Ю.В. Реформа РАО "ЕЭС": консервация неэффективной структуры, рост тарифов и торговля монопольными привилегиями. Части 1 и 2. ПОЛИТ.РУ, 14 декабря 2000 г.
  32. Кузнецов Ю.В., Лебедев Г.В., Львин Б.М. Концепция развития энергетики в Российской Федерации.
  33. Кузовкин А.И. Принципиальные соображения по Энергетической стратегии России на период до 2020 г.
  34. Кузовкин А.И. Реструктуризация РАО "ЕЭС России".
  35. Кузовкин А.И. Альтернативный вариант реструктуризации (реформирования) электроэнергетики с позиций регионов России.
  36. Куряев А. Калифорния и Приморье - регионы-побратимы.
  37. Кутовой Г.П. Рынок электроэнергии в России. Вопросы и предложения.
  38. Лаверов Н.П. Предложения по вопросам реформирования электроэнергетики РФ.
  39. Литвиненко В.С. Топливно-энергетический комплекс России - зал, сцена и закулисье.
  40. Лужков Ю.М. Обращение к Президенту РФ.
  41. Львов Д.С. О реструктуризации электроэнергетики России.
  42. Львов Д.С., Чернавский С.Я. О реформировании электроэнергетики России. Экономическая наука современной России, 2000, N 2.
  43. Львов Д.С., Чернавский С.Я. Откладывать реформирование уже нельзя. Однако вариант, предложенный руководством РАО "ЕЭС России", нуждается в серьезной переработке. Независимая газета, 6 июня 2000 г.
  44. Лэндман Р., Мобиус М., Ханна Я., Бейтс С., Боксталлер К., Найт И., Ботгчер С., Кук М., Хелфер Д., Брачер Р., Бранис А., Перссон У., Ейнгертнер Р.А., Ваандрагер Х., Хайетт Д., Бадрави Х., Браудер У.Ф., Халлоран П.М., Ианмохамед И., Обращение к Президенту РФ В.В.Путину акционеров РАО "ЕЭС России".
  45. Маевский В.И. Об аналитическом материале МЭА и энергетической стратегии России до 2020 года.
  46. Макаров А.А. Реформирование электроэнергетики в контексте энергетической стратегии России.
  47. Мартусевич А. Ситуация на рынке электроэнергии США.
  48. Меркулов С.И. К вопросу обсуждения Концепции реструктуризации РАО "ЕЭС России".
  49. Минатом РФ. Проблемы и задачи в области реформирования электроэнергетики.
  50. Михайлова О. Дума не против Чубайса. СМИ.Ру, 1 марта 2001 г.
  51. Национальный инвестиционный совет. Концепция реформирования электроэнергетики. 8 февраля 2001 г.
  52. Национальный Экономический Совет. О путях реформирования и развития электроэнергетики России.
  53. Негативный опыт реструктуризации электроэнергетики в странах СНГ.
  54. Некрасов А.С., Синяк Ю.В., Узяков М.Н. Электроэнергетика России: экономика и реструктуризация.
  55. ОАО "Русский Алюминий". Проект Концепции реформирования электроэнергетической отрасли РФ.
  56. Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий. Указ Президента РФ N 426 от 28 апреля 1997 г.
  57. Об оценке причин и последствий энергетического кризиса в штате Калифорния (США). Стенограмма заседания в Центре стратегических разработок, 10 февраля 2001 г.
  58. Об электроэнергетике. Указ Президента Республики Казахстан.
  59. Об энергетической стратегии России до 2020 г.
  60. Оперативная информация о мерах, принимаемых Федеральной Энергетической Комиссией США по ограничению роста цен на оптовом рынке штата Калифорния.
  61. Орлов Р.В., Волынская Н.Д. Концепции и направления реструктуризации энергетики.
  62. Орлов Р.В. Замечания по предлагаемой концепции реструктуризации РАС "ЕЭС России".
  63. Основные положения Энергетической стратегии России на период 2020 г.
  64. Парламентские слушания: Новая диспозиция вокруг реформы РАО "ЕЭС". Страна.Ру, 23 февраля 2001 г.
  65. Поминов В.Ф. Международный совет по развитию персонала.
  66. Построение системы федерального управления и регулирования экономики на основе финансово-экономических методов (система эластичного регулирования экономики).
  67. Реформа РАО ЕЭС провалена. "Коммерсант", 2 марта2001 г.
  68. Рокецкий Л.Ю. О недопустимости реформирования РАО "ЕЭС России" по сценарию, предложенному менеджментом компании.
  69. Российский Экономический Форум. Национальный Экономический Совет. О путях реформирования и развития электроэнергетики России.
  70. Сергеев М. Анатолий Чубайс: внутри Правительства разногласий больше, чем у меня с Правительством. Страна.Ру, 7 декабря 2000 г.
  71. Сергеев М. Реформы РАО - критика из зала. Страна. Ру, 8 декабря 2000 г.
  72. Синюгин В.Ю. "Энергетический кризис в Калифорнии: причины и уроки".
  73. Синюгин В.Ю. Альтернативы правительственному варианту быть не может. Страна.Ру, 16 января 2001 г.
  74. Федеральное Собрание Российской Федерации. Государственная Дума Российской Федерации. Актуальные проблемы российской электроэнергетики. Структурная реформа. Материалы парламентских слушаний. Москва, 23 февраля 2001 г.
  75. Фотин В.П. Ключевые аспекты реформирования электроэнергетики.
  76. Фотин В.П. Основные направления реформирования электроэнергетики.
  77. Хабачев Л.Д. Заключение Региональной энергетической комиссии Ленинградской области по проекту "концепции реструктуризации РАО "ЕЭС России" (по состоянию на 30.10.2000).
  78. Хиж Э.Б. Вопросы коммунальной энергетики.
  79. Хританков А.В. Организационные принципы электроэнергетического рынка Великобритании.
  80. Хузмиев И.К. К вопросу о реструктуризации РАО "ЕЭС России".
  81. Хузмиев И.К. Проблемы реструктуризации энергетических естественных монополий.
  82. Чаплик С.В. Использование финансового лизинга для обеспечения капитальных вложений, необходимых для электроэнергетики РФ в 2001--2010 гг.
  83. Чернавский С.Я. О направлениях реформы в электроэнергетике и газовой промышленности. Доклад на V Международной конференции «Продукция и технологии: продвижение на рынок», г. Москва, 13--15 декабря 2000 г.
  84. Чернавский С.Я. Предложения по реформированию российской электроэнергетики.
  85. Чернавский С.Я. Регулирование естественных монополий в энергетическом секторе. Доклад на Международной конференции "Регулирование монополистической деятельности и защита конкуренции в России: основные направления на современном этапе". Москва, 2 июня 2000 г.
  86. Чернавский С.Я. Стратегическое планирование в энергетических компаниях в условиях конкуренции и регулирования. Тезисы докладов и сообщений на Первом всероссийском симпозиуме "Стратегическое планирование и развитие предприятий". Москва, 11--12 апреля 2000 г. -- М., ЦЭМИ РАН, 2000.
  87. Чубайс А.Б. Выступление Председателя Правления РАО "ЕЭС России" на расширенном заседании рабочей группы Президиума Государственного совета по реформированию электроэнергетики.
  88. Шакиров Р. Предложения по реструктуризации РАО "ЕЭС России".
  89. Шапиро Б.М. Создание крупной энергетической компании с преобладающим участием государства посредством реорганизации РАО "ЕЭС" и предприятий, подведомственных Минатому РФ.
  90. Шаронов А.В. Структурная реформа российской электроэнергетики.
  91. Эдельман В.И. Экономическое обоснование реформирования электроэнергетического комплекса России.
  92. Энергетическое право. Пер. с польского.
  93. Яновский А.Б. Структурная и территориально-производственная энергетическая политика. Минэнерго РФ.
  94. Bacon, Robert. Private sector. The World Bank Note No.47, May 1995.
  95. Bacon, Robert. Private sector. The World Bank Note No.10, June 1994.
  96. Charpentier J.P. and Schenk К. International Power Interconnections. Private sector. The World Bank Note No.42, March 1995.
  97. Competitive Contracting for Privately Generated Power.
  98. Coping With Crisis. The Moscow Times, February 9, 2001.
  99. Energy Division's Report on Interruptible Programs and Rotating Outages. February 8, 2001.
  100. Izaguirre, Ada Karina. Private Participation in the Electricity Sector -- Recent Trends. Private sector. The World Bank Note No.154, September 1998.
  101. Neta to put new energy trading model to the test. Financial Times, February 8, 2001.
  102. Newbery, David M. Private sector. A Template for Power Reform. The World Bank Note No 54, September 1995.
  103. Power crisis could tarnish life in the Golden State. Financial Times, February 12, 2001.
  104. Privatising Electricity.
  105. Reismen, George. California Screaming Under Government Blows. December 22, 2000.
  106. Restructuring the Power Sector: The Case of Small Systems.
  107. Safire, William. California Power Failure.
  108. U.S. Electricity Deregulation Loses Steam. The Wall Street Journal Europe, January 25, 2001.
  109. Wayne, Clyde, Crews, Jr. Why "Open Access" Can't Compete Electric Avenues. Policy Analysis No 301, April 13, 1998.
  110. Wilson, Margaret. Reforming Russian Electricity Sector. Note No 139, The World Bank, April 1998.

9.2. Сводная таблица паспортов предложений по реформированию электроэнергетики

Варианты Бохмат И.С. Бранис А.М. Васильев Г.М. Воропай Н.И. Клейнер В.Р. Кузовкин А. Лебедев Г.В. Нигматулин Б.И. Завадников В.Г. Фотин В.П. Чернавский С.Я. Шаронов А.В. Орлов Р.В. "Артур Андерсен"
Раздел/Вопрос/Варианты ответов
0. Нужно ли структурно реформировать электроэнергетику или следует сконцентрировать усилия на развитии электроэнергетики в рамках нынешней организационной структуры отрасли?
 Да * * * * * * * * * * * * * *
 Нет - - - - - - - - - - - - - -
Масштаб реформирования и координация с реформами экономики 
1. Следует ли ограничиться при реформировании электроэнергетики реформированием собственно электроэнергетики? 
 Да - - - * - - - - - - - - -  
 Нет * * * - * * * * * * * * * *
1а. Для тех, кто ответил нет: Отметьте, какие системы надо реформировать?
топливную промышленность * * * * * * * * * * * * *
регулирование электроэнергетики, включая теплоснабжение * * * * * * * * * * * * * *
судебную систему * - - * * - - - * * *  -
управление госактивами в электроэнергетике *   * * * *   *   * *   *  
 налогообложение *   * *   *   * * * *   * *
отечественное энергомашиностроение *   * *   *       *        
корпоративное право и права акционеров *   * * *     * * * * * *  
право собственности на землю *   *                      
2. Следует ли сочетать реформу структуры электроэнергетики с мерами, направленными на раскрытие внутренних резервов роста эффективности электроэнергетики?
Да * * * * * * * * * * * * * *
 Нет - - - - - - - - - - - - -
2а. Для тех, кто ответил да:
 Сначала нужно провести мероприятия в области микроэкономической политики в электроэнергетике, а потом уже приступить к реформе структуры * - * - * - * - - * - - - -
Раскрытие внутренних резервов и структурные изменения нужно проводить параллельно - - - * - - * - * * * * * *
3. Для тех, кто отвечал на вопрос 1а: Реформирование внешней среды электроэнергетики, в частности топливной промышленности, следует проводить:
С опережением реформы электроэнергетики - - * - - - - * - - - - - -
Параллельно с реформой электроэнергетики * * - * * * * - * * *   * *
С отставанием от реформы электроэнергетики - - - - - - - - - - - * - -
Свойства продукции электроэнергетики
4. Что производит электроэнергетика?
Товары (электроэнергию и тепло) - - * - * - * * * * * * * -
Услуги (по обеспечению потребителей электроэнергией, теплом и горячей водой) * * - * * - * * * * * - * *
Проблемы существующей электроэнергетики
5. Является ли разрыв между ростом потребности в установленной мощности в электроэнергетике и выбытием мощностей из-за физического износа угрозой кризиса энергоснабжения в ближайшие 5 лет?
Да - - - - - - - - * - - * * *
Нет * * - * - - - - - - * -   -
Существующие данные недостаточны для ответа. Необходимы дополнительные исследования - - - * * * * * - - * - - -
5а. Для тех, кто ответил на вопрос 5 «да»: Сколько новых электрических мощностей нужно ввести в ближайшие 5 лет?
меньше 10 ГВт - - * - - - - - - - - - - -
10-20 ГВт - - - - - - - - * - - * - -
20-30 ГВт - - - - - - - - - - - - * -
30-40 ГВт - - - - - - - - - - - - - -
больше 40 ГВт - - - - - - - - - - - - - *
6. Каковы были экономические отношения между электроэнергетикой и экономикой в последние семь лет?
Электроэнергетика была донором для экономики * - * * - * * * * * * - * *
Потребители электроэнергии и тепла были донором для электроэнергетики - - - - - - * - - - * - - *
Ответ на вопрос нуждается в дополнительном изучении - - - * * - * - - - - - - -
7. Каковы основные причины неэффективности электроэнергетики в последние годы?
Неплатежи * * * * * * * * - * - - * *
Низкие тарифы на электроэнергию и тепло - * * * - - * * * - - - * -
Высокие тарифы на электроэнергию и тепло - - - - - - * - - - * - - -
Неэффективный менеджмент РАО «ЕЭС России» и АО-энерго * * * * * * - * - * * - * *
Нежелание допускать новых стратегических инвесторов - - - * - - - - - * * - - *
Отсутствие дешевых долгосрочных кредитов - - - * - * - * * - * - - -
Отсутствие стратегических инвесторов * - - * * - - * * * * - - *
Неэффективность государства как собственника в электроэнергетике * - * * * * - * - * - * * *
Недостаточность конкуренции на стороне генерации электроэнергии * * - - * - - * * * * * - *
Отсутствие конкуренции при сбыте электроэнергии конечным потребителям * - - - - - - - * - - * - *
Дискриминация в загрузке электрических мощностей * * * * * * - * * * * - * *
Неэффективность ФЭК * * * * * * * * * * * *   *
Неэффективность РЭК * * * * * * * * * * * * * *
Непрозрачность финансовой деятельности в электроэнергетике * * * * * * - * - * * * * *
Отсутствие публичности в регулировании электроэнергетики * - - * * * - - * - * * - *
Зависимость АО-энерго от региональных администраций * * - * * - * * * - - * - *
Зависимость РЭК от региональных администраций * * * * * - * * * * * * * *
Исключение миноритарных акционеров из управления деятельностью РАО и АО-энерго * - - * * - - - - - * - - -
Структурные ошибки при акционировании и приватизации электроэнергетики * * * * - * * *   * * - * *
Что-то еще - - - - - - * * * * - - - -
Ограничения при проведении реформы
8. Повлияют ли ограничения по магистральному транспорту электроэнергии на конфигурацию оптового рынка электроэнергии?
Да * * * * * * * * * * * * * *
Нет - - - - - - - - - - - - - -
8а. Для тех, кто ответил на вопрос 8 «да»: Целесообразно ли несмотря на эти ограничения создавать единый оптовый рынок электроэнергии?
Да - * - - - * * * * * * * - -
Нет * - * * * - - - - - - - * *
1. Для тех, кто ответил на вопрос 8а «нет»:
Рынок должен состоять из двух сегментов: европейский и азиатский - - - * - - - - - - - - - *
Рынок должен состоять из двух уровней: на верхнем – единый, на нижнем – региональный в рамках бывших ОЭС * - * - - - * - - * - - - *
Необходимо дополнительное изучение вопроса - * - * - - * - - - - - * -
9. Является ли большое количество ТЭЦ в России препятствием для организации конкуренции между производителями электроэнергии?
Да - - - - * - - - - - * - * -
Нет * * * * - - * - * * - * - *
10. Следует ли вводить свободный рынок электроэнергии, если в составе Холдинга РАО «ЕЭС России» все еще остаются федеральные электростанции и АО-энерго?
Да - - - - - - * * * * - * - *
Нет * * * * * * - - - - * - * -
11. Следует ли при трансформациях собственности электроэнергетики сохранять существующие права Общества РАО «ЕЭС России» в АО-энерго и выделяемых из Общества и АО-энерго компаниях или предпочтение должно быть отдано правам акционеров Общества РАО «ЕЭС России»

9.3. Сравнение опыта реформирования электроэнергетики в некоторых европейских странах

  Передача Распределение Возможная клиентура Конкурентная часть рынка Общественные обязательства
Австрия Регулируемый ДСУ Регулируемый ДСУ Более 20 ГВт/ч, а также распределительные сети с меньшими нагрузками 27%, 50% в 2003
  • равные условия для всех потребителей;
  • общие обязательства по подключению;
  • соблюдение общественных интересов
Бельгия Регулируемый ДСУ Регулируемый ДСУ Более 100 ГВт/ч 35%, 100% в 2010
  • стандартные тарифы для недобровольныхпотребителей;
  • надежность/качество поставок;
  • социальные меры
Дания Подлежит определению Подлежит определению Более 100 ГВт/чи распределительные сети(100 ГВт/ч) 90%(согласно действующим правилам)
  • надежность поставок;
  • защита потребителей (подключение/ подставки на равных условиях);
  • малые ТЭЦ и станции на возобновляемом топливе;
  • ТЭЦ для индивидуального отопления
Финлян­дия Регулируемый ДСУ Регулируемый ДСУ Все 100%
  • обязательство поставки по "разумным" ценам недобровольным потребителям, которые не могут платить конкурентную цену;
Франция Регулируемый ДСУ Регулируемый ДСУ Более 20 ГВт/ч 30%,34% в 2003
  • поддержка EdF поставки EdF;
  • уравнивание тарифов;
  • общий доступ;
  • поддержка станций на возобновляемом и невозобновляемом топливе;
  • социальная сплоченность;
  • надежность, качество;
  • долгосрочность;
  • защита окружающей среды
Германия ДСУ на договорной основе ДСУ на договорной основе, возм. временныйединичныйпокупатель Все потребители и распредели­тельные сети 100%
  • обязательство подключения недобровольных потребителей;
  • приоритет поставок для ТЭЦ и станция на возобновляемом топливе (отказ в доступе)
Ирландия Регулируемый ДСУ Регулируемый ДСУ Более 100 ГВт/ч более 4 ГВт/ч при определенных условиях 28%, 40% в 2000, 100% в 2005
  • приоритет поставок для ТЭЦ и станций на возобновляемом топливе; приоритет поставок для торфяных ТЭЦ (не более 15%);
  • Регулируемый тариф для недобровольных потребителей
Италия Единый покупатель Регулируемый ДСУ Более 30 ГВт/ч(включаяконсорциумпотребителей) 33% и 100% в 2007
  • приоритет поставок для ТЭЦи станций на возобновляемом топливе;
  • уравнивание тарифов;
  • доступ.
Нидерланды Регулируемый ДСУ Регулируемый ДСУ Более 2 Мвти распределительные сети на 8% По меньшей мере 26%
  • обязательство поставок недобровольным потребителям по максимальным ценам;
  • схемы для станций на возобновляемом топливе
Португалия Единый покупатель Единый покупатель Более 20 ГВт/ч (распределительные сети для своих потребителей) 30%, 100% в 2007
  • обязательство поставки по "разумным" ценам недобровольным потребителям, которые не могут платить конкурентную цену
Испания Регулируемый ДСУ Регулируемый ДСУ Потребители более чем 1 ГВ/ч 52% с июля 2000, 100% в 2007
  • поддержка EdF;
  • поставки EdF;
  • уравнивание тарифов;
  • общий доступ;
  • поддержка станций на возобновляемом и невозобнавляемом топливе;
  • надежность, качество, защита окружающей среды
Швеция Регулируемый ДСУ Регулируемый ДСУ Все 100%
  • сторона по договору поставки несет обязательство продавать по регулируемым ценам и покупать э/энергию у мелких производителей
Великобритания Регулируемый ДСУ Регулируемый ДСУ Все  
  • финансовая помощь несостоятельным потребителям;
  • услуги для пожилых и хронически больных потребителей;
  • помощь в эффективном использовании

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

Европейский Парламент и Европейский Совет, согласно Договору об образовании Европейского Сообщества и, в частности, статьям 57(2), 66 и 100 указанного Договора, согласно предложению Комиссии (1) согласно мнению Экономического и Социального Комитета (2), действуя в соответствии с процедурой, установленной статьей 189 б Договора (3),

  • (1) Принимая во внимание важность принятия мер, обеспечивающих нормальное функционирование внутреннего рынка; а также в связи с тем, что внутренний рынок должен представлять собой пространство без внутренних границ, в котором обеспечено свободное движение товаров, людей, услуг и капиталов;
  • (2) Принимая во внимание, что завершение формирования конкурентного рынка электроэнергии является важным шагом к завершению формирования внутреннего энергетического рынка;
  • (3) Принимая во внимание, что положения настоящей директивы не должны противоречить применению в полной мере положений Договора, в частности, в том что касается внутреннего рынка и конкуренции;
  • (4) Принимая во внимание, что создание внутреннего рынка электроэнергии является чрезвычайно важным для повышения эффективности производства, передачи и распределения указанного продукта и, в свою очередь, для повышения надежности электроснабжения и конкурентоспособности европейской экономики при соблюдении требований по охране окружающей среды;
  • (5) Принимая во внимание, что внутренний рынок электроэнергии должен создаваться последовательно, чтобы позволить промышленности гибко и организованно адаптироваться к новой среде, и чтобы учесть существующие в настоящее время различия в организации электроэнергетических систем;
  • (6) Принимая во внимание, что создание внутреннего рынка электроэнергии должно способствовать объединению и параллельной работе систем;
  • (7) Принимая во внимание, что Директивы Совета 90/547/ЕЕС от 29.10.90 относительно транзита электроэнергии через передающие сети (4) и 90/377/ЕЕС от 29.06.90 относительно процедуры Сообщества по повышению прозрачности цен на газ и электроэнергию для промышленных потребителей (5), являются первым этапом в формировании внутреннего рынка электроэнергии;
  • (8) Принимая во внимание необходимость принятия дальнейших мер по формированию внутреннего рынка электроэнергии;
  • (9) Принимая во внимание, что электроэнергетические компании должны быть способными функционировать в условиях конкуренции на внутреннем рынке , не нарушая своих обязательств перед обществом;
  • (10) Принимая во внимание, что в силу структурных различий в Государствах-Членах Сообщества в настоящее время существуют различные системы регулирования в электроэнергетическом секторе;
  • (11) Принимая во внимание, что, в соответствии с принципом субсидиарности, на уровне Сообщества должны быть установлены общие рамочные принципы, детальное применение которых должно быть оставлено на усмотрение Стран-Членов, позволяя таким образом каждому Государству-Члену самому выбрать режим, наилучшим образом соответствующий своей конкретной ситуации;
  • (12) Принимая во внимание, что, независимо от превалирующей схемы организации рынка, доступ к системе должен быть предоставляться в соответствии с этой Директивой и должен привести к эквалентным экономическим результатам в Государствах-Членах и, в следствии этого, к сопоставимому уровню открытости рынков и к непосредственно сопоставимому доступу к рынкам электроэнергии;
  • (13) Принимая во внимание, что для некоторых Государств-Членов для обеспечения надежного электроснабжения и потребления, соблюдения природоохранных требований требуется возложение на энергокомпанию обязательств перед обществом; при этом, по мнению этих Государств, свободная конкуренция ,сама по себе, не гарантирует выполнение указанных требований;
  • (14) Принимая во внимание, что долгосрочное планирование может стать одним из аргументов освобождения от указанных обязательств перед обществом;
  • (15) Принимая во внимание, что Договор определяет специфические правила в отношении ограничений на свободное движение товаров и на конкуренцию;
  • (16) Принимая во внимание, что статья 90 (1) Договора, в частности, обязывает Государства-Члены соблюдать указанные правила в отношении государственных предприятий и предприятий, наделенных специальными или исключительными правами;
  • (17) Принимая во внимание, что статья 90 (2) Договора определяет компании, к услугам которых при определенных условиях, применение указанных правил является экономически обоснованным;
  • (18) Принимая во внимание, что внедрение настоящей Директивы будет оказывать влияние на деятельность подобных компаний;
  • (19) Принимая во внимание, что Государства-Члены в процессе возложения на электроэнергетические компании обязательств перед обществом, обязаны соблюдать соответствующие правила Договора, в том виде , как их толкует Арбитражный суд;
  • (20) Принимая во внимание, что при создании внутреннего рынка электроэнергии в полной мере должна учитываться задача Сообщества добиться экономической и социальной интеграции, в частности, в том, что касается национальных и межгосударственных передающих электрических сетей;
  • (21) Принимая во внимание, что Резолюция Европейского Парламента и Европейского Совета N 1254/96/ЕС от 5.06.96 относительно ряда правил для трансевропейских энергетических систем (6) способствовала повышению степени интегрированности передающих электрических сетей;
  • (22) Принимая во внимание, что с учетом вышеизложенного необходимо установить единые правила в отношении систем производства, передачи и распределения электроэнергии;
  • (23) Принимая во внимание, что для открытия рынка производства могут быть применены две системы: разрешительная и конкурсная, обе они обязаны применяться с соблюдением критериев объективности, прозрачности и отсутствия дискриминации;
  • (24) Принимая во внимание, что при формировании этих основ необходимо учитывать интересы блок-станций и независимых производителей электроэнергии;
  • (25) Принимая во внимание, что для обеспечения надежности, безопасности и эффективности передающей сети в интересах производителей и потребителей каждая передающая сеть должна оперативно и экономически управляться централизованно, для чего должен назначаться оператор передающей сети, в обязанности которого будет входить эксплуатация, обслуживание и, в случае необходимости, развитие сети, при этом оператор передающей сети обязан осуществлять свои функции с соблюдение критериев объективности, прозрачности и отсутствия дискриминации;
  • (26) Принимая во внимание, что технические инструкции по эксплуатации передающих сетей и одиночных связей обязаны быть прозрачными и обеспечивать паралельную работу;
  • (27) Принимая во внимание необходимость разработки объективных и недискриминационных критериев диспетчерского управления электрическими станциями;
  • (28) Принимая во внимание, что по соображениям защиты окружающей среды приоритет может отдаваться производству электроэнергии за счет возобновляемых источников;
  • (29) Принимая во внимание, что на уровне распределительных сетей потребители, расположенные в конкретном регионе, могут иметь право на поставку электроэнергии, а для управления, обслуживания и, в случае необходимости, развития каждой распределительной сети должен назначаться управляющий;
  • (30) Принимая во внимание, что для обеспечения прозрачности и недискриминационности, функции передачи в вертикально интегрированной энергокомпании должны быть отделены от других видов деятельности;
  • (31) Принимая во внимание, что в вертикально интегрированной компании функции реализации должны осуществляться изолированно от функций производства и распределения, необходимо ограничение обмена информацией между указанными видами деятельности;
  • (32) Принимая во внимание, что система бухгалтерской отчетности всех вертикально интегрированных энергокомпаний должна обеспечивать максимум прозрачности, в частности, для выявления случаев возможного злоупотребления монопольным положением, например, за счет установления ненормально завышенных или заниженных тарифов или дискриминации в отношении эквивалентных сделок, во избежание чего бухгалтерский учет должен вестись раздельно для каждого вида деятельности;
  • (33) Принимая во внимание, что также необходимо обеспечить доступ компетентных властей к внутренней бухгалтерской отчетности энергокомпаний с учетом требований конфиденциальности;
  • (34) Принимая во внимание различия электроэнергетических систем Стран-Членов, должны быть предусмотрены различные варианты доступа к единой системе, работающей с учетом критериев объективности, прозрачности и отсутствия дискриминации;
  • (35) Принимая во внимание, что должно быть предусмотрено положение, разрешающее сооружение и эксплуатацию одиночных связей;
  • (36) Принимая во внимание, что должно быть предусмотрено положение по противоаварийным мероприятиям и процедурам разрешения конфликтов;
  • (37) Принимая во внимание необходимость избежания любого злоупотребления монопольным положением и неконкуретного поведения;
  • (38) Принимая во внимание, что некоторые Государства-Члены испытывают специфические трудности в регулировании своих энергосистем, должно быть предусмотрено положение о переходном периоде или изъятии из общих правил, в особенности для небольших изолированно работающих энергосистем;
  • (39) Принимая во внимание, что настоящая Директива является дальнейшим шагом в направлении либерализации, и с момента ее применения по-прежнему останутся неразрешенными определенные существующие проблемы в торговле электроэнергией между Государствами-Членами; тем не менее, с учетом имеющегося опыта могут быть разработаны предложения по улучшению функционирования внутреннего рынка электроэнергии, в связи с чем Комиссия должна отчитываться перед Европейским Советом и Европейским Парламентом относительно применения настоящей Директивы,

утвердили настоящую Директиву:

Г л а в а 1. Содержание и определения

Статья 1

Настоящая Директива устанавливает единые правила в отношении производства, передачи и распределения электроэнергии. Она определяет правила организации и функционирования электроэнергетического сектора, доступа к рынку, критерии и процедуры организации конкурсов и выдачи лицензий, правила эксплуатации систем.

Статья 2

Для целей настоящей Директивы:

  1. "Производство" означает производство электроэнергии;
  2. "Производитель" означает физическое или юридическое лицо, производящее электроэнергию;
  3. "Блок-станция" означает физическое или юридическое лицо, производящее электроэнергию в основном для своих собственных нужд;
  4. "Независимый производитель" означает:
    • а) производителя, который не занимается передачей или распределением электроэнергии в зоне деятельности энергосистемы , в пределах которой он был зарегистрирован;
    • б) (для Государств-Членов, в которых не существуют вертикально-интегрированных энергокомпаний и применяются конкурсные процедуры) производителя, соответствующего определению, приведенному выше в п. а), который не может быть на эксклюзивной основе включаться в экономический график объединенной системы;
  5. "Передача" означает транспортировку электроэнергии конечным потребителям или распределительным компаниям через сети высокого напряжения объединенной системы;
  6. "Распределение" означает транспортировку электроэнергии конечным потребителям через сети среднего или низкого напряжения распределительной системы;
  7. "Потребитель" означает оптового перепродавца или конечного потребителя электроэнергии, а также распределительные компании;
  8. "Оптовый перепродавец" означает любой физическое или юридическое лицо, если Государства-Члены признают такового, который покупает или продает электроэнергию и не занимается передачей, производством или передачей в пределах или за пределами энергосистемы, обслуживающей регион его регистрации;
  9. "Конечный потребитель" означает потребителя, покупающего электроэнергию для своих собственных нужд;
  10. "Межсистемные связи" означает оборудование, используемое для соединения электроэнергетических систем;
  11. "Объединенная система" означает совокупность передающих и распределительных систем, соединенных между собой одной или более межсистемными связями;
  12. "Одиночная связь" означает линию электропередачи, дополняющую объединенную систему;
  13. "Экономический график" означает классификацию источников электроэнергии в соответствии с экономическими критериями;
  14. "Эксплуатационное обслуживание" означает услуги, необходимые для обеспечения работы передающей или распределительной системы;
  15. "Пользователь системы" означает любое физическое или юридическое лицо, поставляющее электроэнергию для передающей или распределительной системы, или получающее электроэнергию от указанных систем;
  16. "Поставка" означает доставку и/или продажу электроэнергии потребителю;
  17. "Интегрированная электроэнергетическая компания" означает вертикально или горизонтально интегрированную компанию";
  18. "Вертикально интегрированная компания" означает компанию, выполняющую две или более функций по производству, передаче и распределению электроэнергии;
  19. "Горизонтально интегрированная компания" означает компанию, выполняющую по меньшей мере одну из функций производства электроэнергии для продажи, или передачи или распределения электроэнергии и занимающуюся другой неэлектроэнергетической деятельностью;
  20. "Конкурсная процедура" означает процедуру, посредством которой запланированный прирост потребления и замещение генерирующих мощностей производится за счет поставок от новых или существующих генерирующих мощностей;
  21. "Долгосрочное  планирование" означает планирование на долгосрочной основе потребностей в инвестициях в производство и передачу с целью удовлетворения спроса на электроэнергию системы и обеспечения надежного электроснабжения потребителей;
  22. "Централизованный продавец" означает любое физическое или юридическое лицо, в пределах зоны действия системы, обслуживающей регион его регистрации, ответственное за объединенное управление передающей сети и/или за централизованную закупку и продажу электроэнергии;
  23. "Небольшая изолированно работающая система" означает любую систему с уровнем потребления в 1996 г. менее 2500 Гвт.ч , при этом менее 5% указанного потребления покрывается за счет межсистемных связей с другими системами.

Г л а в а П. Общие правила организации сектора

Статья 3

  1. С учетом своей институциональной организации и при надлежащем соблюдении принципа субсидиарности Государства-Члены должны обеспечить, что, без нарушения параграфа 2, электроэнергетические компании функционируют в соответствии с принципами настоящей Директивы с целью создания конкурентного рынка электроэнергии, при этом Государства-Члены не должны не дискриминировать права или обязательства этих компаний. Оба подхода к организации доступа к системе, упомянутые в статьях 17 и 18 должны приводить к эквивалентным экономическим результатам и, следовательно, к непосредственно сопоставимому уровню открытости рынков и к непосредственно сопоставимой степени доступа к рынкам электроэнергии.
  2. В полном согласии с соответствующими положениями Договора, в частности Статьей 90, и общими интересами Государства-Члены могут возлагать на компании, работающие в электоэнергетическом секторе, обязательства перед обществом в части безопасности, включая надежность электроснабжения, его бесперебойности, качества и тарифа, а также охраны окружающей среды. Такие обязательства должны быть четко сформулированными, прозрачными, недискриминационными и контролируемыми; при этом эти обязательства и любые их изменения должны незамедлительно сообщаться Комиссии Государствами-Членами и публиковаться. В качестве аргумента в пользу введения вышеуказанных обязательств перед обществом заинтересованные Государства-Члена могут предусмотреть внедрение долгосрочного планирования.
  3. Государства-Члена могут принимать решение не применять положения Статьей 5, 6, 17, 18 и 21 в той степени, в какой их применение будет, де-юро или де-факто, препятствовать исполнению обязательств перед обществом, возложенные   на электроэнергетические компании с учетом общих экономических интересов, и той степени, в какой это не будет препятствовать развитию торговли и не будет противоречить интересам Сообщества. Интерес Сообщества, среди прочего, включает конкуренцию по отношению к потенциальным потребителям в соответствии с настоящей Директивой и Статьей 90 Договора.

Г л а в а III. Производство

Статья 4

Для сооружения новых генерирующих мощностей Государства-Члены могут выбирать разрешительную процедуру и/или конкурсную процедуру.

Выдача разрешений и проведение конкурсов должны осуществляться с соблюдением критериев объективности, прозрачности и отсутствия дискриминации.

Статья 5

1. В случае применения разрешительной процедуры Государства-Члены должны разработать критерии выдачи разрешений на сооружение генерирующих мощностей на своей территории. Указанные критерии могут распространяться на:

  • а) безопасность и надежность электрических систем, установок и оборудования;
  • б) защиту окружающей среды;
  • в) использования земельных участков и строительство;
  • г) использование общественных недр;
  • д) энергоэффективность;
  • е) вид топлива;
  • ж) требования к заявителю, в частности, к его техническим, экономическим и финансовым возможностям;
  • з) положения статьи 3.

3. Заявители должны быть оповещены о причинах любого отказа в предоставлении разрешения, при этом причины должны быть объективными, недискриминационными, хорошо продуманными и обоснованными. Указанные причины должны сообщаться Комиссии в качестве информации. Заявитель должен иметь доступ к процедурам обжалования решений.

Статья 6

  1. В случае применения конкурсной процедуры Государства-члены или любые компетентные организации, назначенные заинтересованным Государством-Членом, должны составлять и регулярно обновлять перечень новых генерирующих мощностей, включая замещающие мощности, а соответствии с параграфом 2. Перечень должен учитывать потребность в межсистемных связях. Требуемые новые мощности должны быть распределены по категориям, используемым в конкурсной процедуре в соответствии с процедурой, установленной настоящей Статьей.
  2. Оператор передающих сетей или любое другое лицо, уполномоченное заинтересованным Государством-Членом, должен составлять и публиковать под контролем Государства, по крайней мере, каждые два года, систематический прогноз потребностей во вводе в эксплуатацию новых генерирующих и передающих мощностях, в расширение пропускной способности межсистемных связей с другими системами, прогноз потенциальной пропускной способности передающих сетей и прогноз электропотребления. Указанные прогнозы должны покрывать период, определенные каждым Государством-Членом.
  3. Детали конкурсной процедуры на сооружение генерирующих мощностей должны быть опубликованы в Официальном Журнале Европейского Сообщества не менее чем за шесть месяцев до даты окончания приема конкурсных заявок. Тендерные спецификации заблаговременно должны быть доступны для любой заинтересованной компании, расположенной на территории Государства-Члена, для того, чтобы она имела достаточное время для подачи конкурсной заявки.
    Тендерные спецификации должны включать подробное описание контрактных специфика ций и процедур, которым должны следовать все участники конкурса, и подробный перечень критериев отбора участников и присуждения контракта. Указанные спецификации могут иметь ссылки на положения Статьи 5(1).
  4. В приглашении на участие в конкурсе на сооружение генерирующих мощностей должны указываться долгосрочные гарантированные поставки электроэнергии существующими электростанциями с учетом ввода новых мощностей.
  5. Для организации, мониторинга и контроля за проведением конкурсной процедуры Государства-Члены должны назначить орган власти или общественную организацию или частную организацию, независимую от производства, передачи и распределения электроэнергии. Указанная организация должна принимать меры по соблюдению конфиденциальности информации, содержащейся в конкурсных предложениях.
  6. Страны-члены, выбравшие конкурсную; процедуру, должны предоставлять возможность владельцам блок-станций и независимым производителям получить разрешение следуя критериям объективности, позрачности и отсутствия дискриминации в соответствии со Статьями 4 и 5.

Г л а в а IV. Эксплуатация передающих сетей

Статья 7

  1. Для обеспечения надежности электроснабжения Государства-Члены должны назначить или потребовать от компании-собственника передающих сетей назначить на период, определяемый Государствами-Членами с учетом эффективности и экономических результатов, оператора сетей, отвечающего за эксплуатацию, обслуживание и, в случае необходимости, за развитие передающих сетей в данном регионе и межсистемных связей.
  2. Государства-Члены должны обеспечить разработку и публикацию технических правил, устанавливающих минимальные требования к техническому проектированию и эксплуатации генерирующего оборудования, распределительных сетей, установок потребителей, межсистемных и одиночных связей, подключаемых к передающей сети. Указанные правила должны обеспечивать параллельную работу систем и быть объективными и недискриминационными. Они должны быть сообщены Комиссии в соответствии со Статьей 8 Директивы Совета 83/189/ЕЕС от 28.03.83, определяющей процедуру по предоставлению информации относительно технических стандартов и регулирования (7).
  3. Оператор системы должен отвечать за управление энергетическими потоками в системе с учетом межсистемных перетоков. Для этого оператор системы должен отвечать за обеспечение безопасности, надежности и эффективности работы электроэнергетической системы, и в связи с этим, за необходимое эксплуатационное обслуживание.
  4. Оператор системы должен предоставлять достаточную информацию оператору другой параллельно работающей системы с целью обеспечения надежной и эффективной работы, скоординированного развития и взаиморезервирования в объединенной системе.
  5. Оператор системы не должен дискриминировать потребителей различных категорий, и в частности, за счет предоставления преимуществ своим дочерним предприятиям или акционерам.
  6. Хотя передающая сеть может быть еще не является независимой от производства и распределения, оператор системы должен быть, по крайней мере, в том что касается управления, не связан с другими видами деятельности, не относящимися к передающей сети.

Статья 8

  1. Оператор передающей сети должен отвечать за диспетчерское управление электростанциями своего региона и за использование межсистемных связей.
  2. Не нарушая контрактных обязательств относительно поставок электроэнергии, включая обязательства, вытекающие из конкурсных спецификаций, диспетчерское управление электростанциями и использование межсистемных связей должно организовываться на основании критериев, которые могут утверждаться Государством-Членом и которые должны быть объективными, опубликованными и применяемыми без дискриминации, что обеспечит надлежащее функционирование внутреннего рынка электроэнергии. Эти критерии должны учитывать экономический график располагаемых генерирующих мощностей и межсистемных перетоков, а также технические системные ограничения.
  3. Государство-Член может, потребовать от оператора системы, в первую очередь загружать возобновляемые источники энергии или электростанции, работающие на отходах, или ТЭЦ.
  4. Для обеспечения надежности электроснабжения Государство-Член может устанавливать для диспетчера приоритет в загрузке электростанций, использующих местные виды первичных энергоресурсов, при этом доля таких ресурсов не должна превышать 15% общегодового потребления всех первичных ресурсов, используемых для выработки электроэнергии, потребляемой этим Государством-Членом.

Статья 9

Оператор передающей сети обязан сохранять конфиденциальной коммерческую информацию, получаемую им в процессе его деятельности.

Г л а в а V. Оператор распределительной сети

Статья 10

  1. Государства-Члены могут вменять в обязанность распределительных компаний электроснабжение потребителей данного региона. Тариф на такие поставки может быть регулируемым, например, для того, чтобы обеспечить равное обращение с заинтересованными потребителями.
  2. Государства-Члены должны назначить или потребовать от компании, владеющей распределительными сетями или отвечающей за распределение, назначить оператора сетей, ответственного за эксплуатацию, обслуживание и, в случае необходимости, за развитие распределительных сетей данного региона и за электрические связи с другими сетями.
  3. Государства-Члены должны обеспечивать, чтобы оператор сетей действовал в соответствии со Статьями 11 и 12.

Статья 11

  1. Оператор распределительных сетей должен поддерживать безопасность, надежность и эффективность распределительной электрических сетей своего региона при надлежащем соблюдении требований по охране окружающей среды.
  2. Ни в коем случае оператор не должен дискриминировать потребителей различных категорий, и в частности, за счет предоставления преимуществ своим дочерним предприятиям или акционерам.
  3. Государство-Член может требовать от оператора распределительных сетей, в первую очередь загружать возобновляемые источники энергии или электростанции, работающие на отходах, или ТЭЦ.

Статья 12

Оператор распределительных сетей обязан сохранять конфиденциальной коммерческую информацию, получаемую им в процессе его деятельности.

Г л а в а VI. Разделение и прозрачность бухгалтерского учета

Статья 13

Государства-Члены или любые другие назначаемые ими компетентные органы власти, а также органы арбитража, упомянутые в статье 20 (3), в процессе проводимых ими проверок должны иметь доступ к бухгалтерской отчетности компаний, занимающихся производством, передачей или распределением.

Статья 14

  1. Государства-Члены должны принять необходимые меры , чтобы бухгалтерский учет в электроэнергетических компаний велся в соответствии с параграфами 2-5.
  2. Электроэнергетические компании, независимо от системы их собственности или юридической формы, должны разрабатывать, проводить аудит и публиковать свои годовые бухгалтерские отчеты в соответствии с национальным законодательством, относящимся к годовой бухгалтерской отчетности компаний с ограниченной ответственностью и утвержденных в соответствии с Директивой Европейского Совета 78/660ЕЕС от 25.07.78, принятой согласно Статьи 54(3) Договора о годовой бухгалтерской отчетности компаний определенного типа (8). Компании, которые юридически не обязаны публиковать свою годовую бухгалтерскую отчетность, должны иметь в своем головном офисе копию указанной отчетности для публичного доступа.
  3. С целью исключения дискриминации, перекрестного субсидирования и нарушения правил конкуренции интегрированная электроэнергетическая компания при ведении своего внутреннего бухгалтерского учета должна вести раздельный учет своей деятельности по производству, передаче и распределению и, если понадобится, вести консолидированный учет по другим видам деятельности, не относящимся к электроэнергетике; такой раздельный учет должен производиться таким образом, как если бы указанные виды деятельности осуществлялись бы разными компаниями. Указанные компании должны включать в свою бухгалтерскую отчетность баланс, отчет о прибылях и убытках по каждому виду деятельности.
  4. В пояснительной записке к годовому отчету компании должны указывать правила классификации активов и пассивов, затрат и доходов в соответствии с принципами раздельного учета, указанного в параграфе 3. Эти правила могут меняться только в исключительных случаях. Подобные изменения должны упоминаться в пояснительной записке и быть надлежащим образом обоснованы.
  5. В пояснительных записках к годовым отчетам должны указываться все сделки определенного размера, заключенные с афилированными структурами, в соответствии с положениями Статьи 41 седьмой Директивы Европейского Совета 83/349/ЕЕС от 13.06.83, принятой в соответствии со Статьей 54 (3) (ж) Договора относительно консолидированной отчетности (9). В случае сделок с ассоциированными структурами, применяются положения Статьи 33 (1) Договора; учитываются также сделки с компаниями, принадлежащими одним и тем же акционерам.

Статья 15

  1. Государства-Члены, назначающие вертикально-интегрированную электроэнергетическую компанию, или ее дочернее предприятие, в качестве централизованного продавца, должны определить положения, требующие от централизованного продавца вести деятельность без связи с деятельностью интегрированной компании по производству и распределению.
  2. Государства-Члены должны обеспечивать отсутствие обмена информацией внутри вертикально-интегрированной между ее деятельностью в качестве централизованного продавца и ее деятельностью по производству и распределению, за исключением информации, необходимой для выполнения функций централизованного продавца.

Г л а в а VII. Организация доступа к системе

Статья 16

Для организации доступа к системе Государства-Члены могут выбирать процедуры, указанные в статье 17 и/или в статье 18. Оба набора процедур должны применяться с соблюдением критериев объективности, прозрачности и отсутствия дискриминации.

Статья 17

  1. В случае договорного режима доступа к системе Государства-Члены должны принять необходимые меры, позволяющие производителям электроэнергии и, если их существование легализовано Государствами-Членами, компаниям-перепродавцам и приемлемым потребителям, расположенным как внутри, так и за пределами зоны обслуживания энергосистемы, вести переговоры по получению доступа к системе с целью заключения между собой коммерческих и добровольных соглашений о поставке электроэнергии.
  2. В том случае, если приемлемый потребитель подключен к распределительным сетям, переговоры по доступу к системе должны вестись с оператором соответствующей распределительной сети и, в случае необходимости, с заинтересованным оператором передающей сети.
  3. Для обеспечения прозрачности и облегчения переговоров по доступу к системе в течение первого года после введения в действие настоящей Директивы оператор системы должен опубликовать индикативный порядок тарифов на услуги передающей и распределительной сетей. По возможности индикативные тарифы, публикуемые для следующих лет, должны базироваться на средней величине тарифа, согласованного в процессе переговоров за предыдущие 12 месяцев.
  4. Государства-Члены могут также выбирать процедуру регулируемого доступа с распределением среди приемлемых потребителей прав доступа с применением публикуемых тарифов на услуги передающей и распределительных сетей. С точки зрения доступа, этот режим, по крайней мере, эквивалентен другим процедурам, описанным в настоящей главе.
  5. Оператор соответствующей передающей или распределительной сети может отказать в предоставлении доступа в случае отсутствия достаточной пропускной способности. Каждый подобный отказ должен быть соответствующим образом обоснован, и, в частности, соответствовать положениям статьи 3.

Статья 18

  1. В случае процедуры централизованного продавца Государства-Члены должны назначать юридическое лицо в качестве централизованного продавца в пределах зоны обслуживания оператора системы. Государства-Члены должны принимать необходимые меры по:
    • (i) публикации недискриминационных тарифов на услуги передающей и распределительных сетей;
    • (ii) предоставлению возможности приемлемым потребителям заключать контракты на поставку электроэнергии для покрытия их собственных потребностей с производителями и, в случае их легализации Государствами-Членами, с компаниями-перепродавцами, находящимися за пределами зоны обслуживания системы;
    • (iii) предоставлению возможности приемлемым потребителям заключать контракты на поставку электроэнергии на покрытие их собственными потребностей с производителями, находящимися за пределами зоны обслуживания системы;
    • (iv) предоставлению возможности для независимых производителей вести переговоры с операторами передающей и распределительных сетей относительно доступа к системе с целью заключения коммерческих и добровольных соглашений о поставке электроэнергии с приемлемыми потребителями, расположенными на пределами зоны обслуживания системы.
  2. На централизованного продавца может быть возложена обязанность покупать электроэнергию, предназначенную для приемлемого потребителя, у производителя, расположенного в пределах или за пределами зоны обслуживания энергосистемы, по цене, равной отпускной цене, предлагаемой централизованным продавцом приемлемым потребителям за вычетом опубликованного тарифа, упомянутого в параграфе 1 (I).
  3. Если на централизованного продавца не распространяется обязательство по покупке электроэнергии в соответствии с параграфом 2, Государства-Члены должны принять необходимые меры , чтобы исполнение контрактов на поставку, упомянутых в параграфе 1 (ii) и (iii), осуществлялось путем предоставления доступа к системе либо на базе публикуемых тарифов в соответствии с параграфом 1 (i), либо договорным образом согласно условиям статьи 17. В последнем случае отсутствует обязательство централизованного продавца публиковать недискриминационный тариф на услуги передающей и распределительных сетей.
  4. Централизованный продавец может отказывать в предоставлении доступа к системе и в закупке электроэнергии у приемлемых потребителей в случае отсутствия необходимой пропускной способности передающей или распределительных сетей. Подобный отказ должен быть надлежащим образом обоснован, в частности, с учетом Статьи 3.

Статья 19

  1. Государства-Члены должны принимать необходимые меры с целью обеспечения открытия их рынков электроэнергии, чтобы контракты согласно условий Статей 17 и 18 могли бы быть заключены, по-крайней мере, на существенный объем, ежегодно сообщаемый Сообществу. Доля национального рынка должна рассчитываться на базе доли электроэнергии по Сообществу, потребленной конечными потребителями с единичным годовым объемом потребления более 40 Гвт.ч (на базе укрупненных показателей потребления и включая выработку на блок-станциях). Средняя доля по Сообществу должна рассчитываться Комиссией на основании информации, регулярно предоставляемой ей Государствами-Членами.
    До ноября каждого года Комиссия должна публиковать эту среднюю долю по Сообществу, определяющую степень открытости рынка, в Официальном Журнале Европейского Сообщества вместе со всей информацией, поясняющей расчет.
  2. Доля национального рынка, упомянутая в параграфе 1, будет постепенно увеличиваться в течение шестилетнего периода. Этот прирост будет рассчитываться путем снижения ценза потребления с 40 ГВт.ч в соответствии с параграфом 1 до 20 ГВт.ч годового электропотребления спустя три года после вступления в силу настоящей Директивы и до 9 Гвт.ч годового электропотребления спустя шесть лет после вступления в силу настоящей Директивы.
  3. Государства-Члены должны публиковать до 31 января каждого года критерии для определения приемлемых потребителей, способных заключать контракты на условиях статей 17 и 18. Эта информация, а также любая другая информация, обосновывающая полное открытие рынков согласно параграфу 1, должна направляться в Комиссию для опубликования в Официальном Журнале Европейских Сообществ. Комиссия может потребовать от Государства-Члена изменить его спецификации в соответствии с параграфом 3, если они создают препятствия для корректного применения настоящей Директивы в том, что касается надлежащего функционирования внутреннего рынка электроэнергии. Если заинтересованное Государство-Член не выполняет это требование в течение трех месяцев, окончательное решение должно приниматься в соответствии с Процедурой I Статьи 2 Решения Европейского Совета 87/373/ЕЕС от 13.07.87, устанавливающей процедуры реализации полномочий Комиссии (10).
  4. Во избежание дисбаланса в открытии рынков электроэнергии в течение периода, указанного в статье 26:
    • а) контракты на поставку электроэнергии в соответствии со статьями 17 и 18 с приемлемым потребителем, находящимся в системе другого Государства-Члена, не должны запрещаться, если потребитель рассматривается в качестве приемлемого для обеих заинтересованных систем;
    • б) в случае, когда сделки, описанные в подпункте (а), запрещаются по причине признания потребителя в качестве приемлемого только в одной из двух систем, с учетом ситуации на рынке и общий интерес. Комиссия может обязать отказывающую сторону исполнить заказанную поставку электроэнергии по требованию Государства-Члена, на территории которого расположен приемлемый потребитель.
    Параллельно с процедурой и графиком, приведенными в статье 26, и не позднее чем спустя половину периода, отведенного для этого настоящей статьей, Комиссия должна проверять применение подпункта (б) первого абзаца на основании данных о развитии рынка и с учетом общего интереса. В свете накопленного опыта Комиссия должна оценивать указанную ситуацию и докладывать о возможном дисбалансе в открытии рынков электроэнергии согласно настоящему параграфу.

Статья 20

  1. Государства-Члены должны принять необходимые меры, позволяющие:
    • (i) независимым производителям и блок-станциям договариваться о доступе к системе с целью электроснабжения их собственных зданий и подразделений, расположенных на территории того же Государства-Члена или другого Государства-Члена, через объединенную энергосистему;
    • (ii) производителям, расположенным вне пределов зоны обслуживания системы, заключать контракт на поставку по результатам конкурсов на сооружение новых генерирующих мощностей и получать доступ к системе для исполнения контракта.
  2. Государства-Члены должны обеспечить проведение честных переговоров между сторонами, ни одна из которых не должна злоупотреблять затягиванием переговоров и препятствовать их успешному завершению.
  3. Государства-Члены должны назначить независимый от сторон компетентный орган для разрешения споров по исполнению контрактов и упомянутым переговорам. В частности, указанный орган обязан разрешать споры по исполнению контрактов, переговорам, отказам в доступе или отказам в покупке.
  4. В случае межгосударственных споров в качестве арбитражного органа должен выбираться орган системы централизованного покупателя или оператора той системы, которая отказывает в использовании системы или в доступе к ней.
  5. Использование указанного органа не лишает стороны права обращения в общий арбитраж в соответствии с законодательством Сообщества.

Статья 21

  1. Государства-Члены должны принять меры в соответствии с процедурами и правами, описанными в статьях 17 и 18, позволяющие:
    • всем производителям электроэнергии и перепродавцам, легализованным Государствами-Членами и созданным на территории этих Государств, поставлять электроэнергию для своих собственных нужд, подразделений и приемлемых потребителей с использованием одиночных связей;
    • любому приемлемому потребителю, расположенному на территории этих Государств, получать электроэнергию через одиночную связь от производителя и перепродавцов, если такие перепродавцы легализованы в Государствах-Членах.
  2. Государства-Члены должны устанавливать критерии выдачи разрешений на сооружение одиночных связей на их территории. Эти критерии должны быть объективными и недискриминационными.
  3. Возможность поставки электроэнергии через одиночную связь в соответствии с параграфом 1 не должна препятствовать контрастировать электроэнергию в соответствии со статьями 17 и 18.
  4. Государства-Члены могут принимать решения по сооружению одиночных связей вследствие отказа в доступе к системе согласно статье 17 (5) или статье 18 (4), либо согласно арбитражной процедуры согласно статье 20.
  5. Государства-Члены могут отказывать в выдаче разрешения на сооружение одиночной связи, если выдача такого разрешения будет противоречить статье 3. Такой отказ должен быть надлежащим образом обоснован.

Статья 22

Государства-Члены должны создавать необходимые и эффективные механизмы регулирования, контроля и обеспечения прозрачности, препятствующие злоупотреблениям монопольным положением, в частности, во вред потребителям, и любым некорректным поступкам.

Эти механизмы должны учитывать положения Договора и, в частности, его статьи 86.

Г л а в а VIII. Заключительные положения

Статья 23

В случае внезапного  возникновения кризисной ситуации на энергетическом рынке, сопровождающейся угрозой для безопасности людей, оборудования и установок или развала системы, Государства-Члены могут временно принимать необходимые защитные меры.

Отрицательный эффект от таких мероприятий на функционирование внутреннего рынка должен быть минимальным, а объем таких мероприятий должен строго соответствовать возникшей аварийной ситуации.

Заинтересованное Государство-Член должно незамедлительно оповестить другие Государства-Члены и Комиссию о принятии таких мер, при этом Комиссия может принять решение о внесении заинтересованным Государством-Членом корректировок или аннулирования таких мер, если они искажают конкуренцию, отрицательным образом влияют на торговлю и противоречат общим интересам.

Статья 24

  1. Государства-Члены, в которых обязательства и операционные гарантии, принятые до вступления в силу настоящей Директивы, препятствуют применению положений настоящей Директивы, могут подать заявку в комиссию на предоставление им переходного режима с учетом, кроме прочего, размера заинтересованной системы, количества межсистемных связей и структуры электроэнергетического сектора. До вынесения решения Комиссия должна информировать Государства-Члены о таких заявках с учетом требований конфиденциальности. Решение должно публиковаться в Официальном Журнале Европейских Сообществ.
  2. Длительность переходного режима должна быть ограничена; период режима должен заканчиваться по окончании обязательств и гарантий, упомянутых в параграфе 1. Переходный режим может покрывать изъятия из Глав IV, VI и VII настоящей Директивы. Заявки на получение переходного режима должны подаваться в Комиссию не позднее чем за год до вступления в силу настоящей Директивы.
  3. Государства-Члены, имеющие возможность доказать, что, после вступления в силу настоящей Директивы, у них возникли существенные трудности в функционировании их небольших изолированных систем, могут подавать заявку в Комиссию на получения от нее освобождения от применения соответствующих положений глав IV, V, VI, VII. Последняя должна информировать Государства-Члены о таких заявках до вынесения решения с учетом конфиденциальности. Решение должно публиковаться в Официальном Журнале Европейских Сообществ. Настоящий параграф должен также распространяться на Люксембург.

Статья 25

  1. До конца первого года , следующего за вступления в силу настоящей Директивы, Комиссия должна представить Европейскому Совету и Европейскому Парламенту отчет об унификации требований, не относящихся к настоящей Директиве. В случае необходимости Комиссия должна приложить к указанному отчету любые предложения по унификации, необходимые для эффективного функционирования внутреннего рынка электроэнергии.
  2. В течение двух лет после подачи указанных предложений Европейский Совет и Европейский Парламент должны высказать свое отношение к ним.

Статья 26

Комиссия должна анализировать применение настоящей Директивы и представлять Европейскому Совету и Европейскому Парламенту отчет о накопленном опыте функционирования внутреннего рынка электроэнергии и применения общих правил, упомянутых в статье 3, с тем, чтобы позволить Европейскому Совету и Европейскому Парламенту, в свете накопленного опыта, рассмотреть возможности дальнейшего открытия рынка, которые могли бы быть реализованы через девять лет после вступления в силу настоящей Директивы и с учетом сосуществования упомянутых в статьях 17 и 18.

Статья 27

  1. До 19.02.99 Государства-Члены должны принять законы и нормативные акты, необходимые для применения настоящей Директивы, и информировать об этом Комиссию.
  2. Бельгия, Греция и Ирландия, в в силу специфических технических характеристик своих электроэнергетических систем, могут получить дополнительное время, соответственно, в 1 год, 2 года и 1 год для введения в силу положений настоящей Директивы. О принятии решения об использовании таких прав указанные Государства-Члены должны известить Комиссию.
  3. При применении Государствами-Членами этих положений, должны даваться ссылки на настоящую Директиву или на дату их официальной публикации. Методика таких ссылок должна быть разработана Государствами-Членами.

Статья 28

Настоящая Директива должна вступить в силу спустя 20 дней с даты ее опубликования в Официальном Журнале Европейских Сообществ.

Статья 29

Настоящая Директива адресована Государствам-Членам.

Совершено в Брюсселе 19.12.96

От Европейского Парламента Президент К.Хаейнш
От Европейского Совета Президент С.Барретт


Примечания:

  • (1) См. Официальный Журнал (ОЖ) Европейских Сообществ N С65 от 14.03.92, стр. 4 и ОЖ N С123 от 04.05.94 , стр. 31 <вернуться>
  • (2) См.ОЖ N С73 от 15.03.93, стр. 31 <вернуться>
  • (3) См. Мнение Европейского Парламента о 17.11.93 (ОЖ N С329 от 06.12.93, стр.150), единую позицию Совета от 25.07.96 (ОЖ N С315 от 24.10.96, стр. 18) и решение Европейского Парламента от 11.12.96 (еще не опубликовано в ОЖ, на дату утверждения Директивы - прим. переводчика), решение Совета от 19.12.96. <вернуться>
  • (4) См.ОЖ N L313 от 13.11.90, стр. 30 - Директива с последними изменениями, внесенными Комиссией, за номером 95/162/ЕС (ОЖ N L107 от 10.11.95, стр. 53. <вернуться>
  • (5) См. ОЖ N LI 85 от 17.07.90, стр. 16-Директива с последними изменениями, внесенными Комиссией, за номером 93/87/ЕЕС (ОЖ N L277 от 10.11.93, стр. 32. <вернуться>
  • (6) См. ОЖ N L161 от 29.06.96, стр. 147 <вернуться>
  • (7) См. ОЖ N LI 09 от 26.04.83 - Директива с последними изменениями, внесенными Актом о вступлении в должность от 1994 г. <вернуться>
  • (8) См. ОЖ N L222 от 14.08.78, стр. П-Директива с последними изменениями, внесенными Актом о вступлении в должность от 1994 г. <вернуться>
  • (9) См. ОЖ N 197 от 18.07.87, стр. 33 <вернуться>

Европейская Комиссия - Директорат XVII (Энергетика)
Email:
info@bxl.dgl7.cec.be


Московский Либертариум, 1994-2017