CC BY
28
43 (184) - 2012 УДК 336.717
ПРИОРИТЕТЫРОССИИ
механизмы
постреформенного восстановления отечественной электроэнергетики
е. П. УШАКОВ,
доктор экономических наук, профессор, главный научный сотрудник E-mail: tatiana567@mail. ru
Центральный экономико-математический институт РАН
В статье приведены негативные последствия реформирования российской электроэнергетики. Дан обзор зарубежного опыта реформирования электроэнергетики. Проведен теоретический анализ влияния рентного фактора в производстве электроэнергии, определена роль рентного фактора в рыночном ценообразовании электроэнергии, сформулированы предложения по созданию механизма рентного обременения субъектов электроэнергетики.
Ключевые слова: реформирование, реструктуризация, рентный фактор, оптовый рынок электроэнергии.
Концепция реформирования и негативная ее реализация
В 2008 г. формально завершилось реформирование отечественной электроэнергетики. Концептуально реформирование предполагало реализацию двух внутренне противоречивых основополагающих принципов «настройки» эффективного режима функционирования данной отрасли. Во-первых, сохранение и обеспечение энергетической безопасности Российской Федерации, технологического и экономического единства электроэнергетики, государственного регулирования деятельности субъектов в данной отрасли, соблюдение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической и тепловой энергии и экономически обоснованной доходности инвестированного капитала. Во-вторых, обеспечение экономической свободы и недискриминационных, стабильных условий для осуществления предпринимательской
деятельности в сфере электроэнергетики, использование рыночных отношений и конкуренции как инструмента формирования устойчивой системы удовлетворения спроса на электрическую энергию при условии надлежащего качества и минимизации стоимости электрической энергии.
Первый принцип по своему внутреннему содержанию предполагал сохранение приоритета государственных управляющих воздействий на объект управления, имманентно присущих централизованной (государственной) системе управления. Второй принцип ориентировал на использование рыночных методов управления данной отраслью при создании конкурентной среды для ее субъектов хозяйствования, обеспечивающей объективные условия для проявления ими своих конкурентных преимуществ. Применение указанных двух этих принципов в реформировании российской электроэнергетики предполагало не механическое их смешение, а диалектическое их единство [3].
Эффективно реализовать диалектическое единство этих двух противоречивых принципов реформирования отечественной электроэнергетики не удалось, и это подтверждает, прежде всего, сохранение тенденции роста тарифов. За предшествующие 11 лет средние тарифы выросли более чем в 8 раз. По подсчетам аналитиков, если эта тенденция роста сохранится, то уже к 2014 г. тарифы на электроэнергию в России будут выше, чем в США. Таким образом, прошедшее реформирование электроэнергетики положительно не повлияло на изменение этой тенденции. Рост тарифов, по существу,
- 5
был обречен, прежде всего, принятой моделью инвестирования (приватизации) и формирования новой структуры субъектов собственников при реформировании электроэнергетики. Произошла ускоренная распродажа в десятки раз недооцененных активов энергогенерирующих компаний. В этом важную роль сыграли независимые отечественные оценочные фирмы, которые оценку этих активов в основном проводили по так называемому «рыночному подходу», ориентированному на стоимость недооцененных акций объектов электроэнергетики на фондовом рынке. Заниженная оценка этих активов соблазнила не только отечественных, но и западных инвесторов, и они вложили порядка 45 млрд долл. на приобретение этих активов. Но при этом поведение данных инвесторов (частных и нечастных) в основном характеризовалось скорее как спекулянтов, нежели стратегических инвесторов, ориентированных на долгосрочное инвестирование приобретаемых энергетических объектов. Подтверждением этого явилась ориентация инвесторов на завышенную норму возврата капитала (порядка 15-20 % в год) при выполнении ими обязательств по реновации энергетической инфраструктуры приобретенного объекта. Это в свою очередь реализовалось введением процента на вложенный инвесторами капитал в структуру тарифа. Таким образом, по существу, инвесторы ориентировались не на инвестиционную активность по технологической модернизации отрасли в наращивании и реконструкции производственных мощностей, а на искрометную отдачу от вложенного капитала на приобретенные активы. По оценкам Минэнерго России, необходимый объем инвестиций в модернизацию отечественной электроэнергетики до 2020 г. может составить порядка 11,1 трлн руб. В этой связи трудно себе представить, что инвесторы, принявшие активное участие в реформировании отечественной электроэнергетики и ориентированные на ускоренный среднегодовой рост прибыли от вложенного капитала, могут рассматриваться как стратегические инвесторы в этой предстоящей крупномасштабной модернизации отечественной электроэнергетики. Поведение инвесторов при реформировании электроэнергетики в ряде случаев сопровождалось также реализацией своих корыстных интересов посредством создания семейного бизнеса, аффилированных бизнес-структур, цепочки посреднических фирм, использования офшорных зон, перепродажи приобретенных активов по возрастающим рыночным ценам и т. п.
Все это не способствовало эффективной реализации декларированной концепции реформирования электроэнергетики.
Обобщая результаты проведенной реформации отечественной электроэнергетики в контексте сформулированной концепции реализации двух внутренне противоречивых принципов «настройки» эффективного режима функционирования данной отрасли, следует констатировать превалирование второго принципа - либерализация предпринимательской деятельности в электроэнергетике за счет существенного снижения роли государственного регулирования в сфере этой отрасли. При этом под экономической свободой предпринимательской деятельности следует рассматривать не только реструктуризацию института собственности объектов электроэнергетики. К декабрю 2011 г. доля госсобственности в отрасли сократилась до 36 %. Следует учесть, что дополнительно 18 % энергетики принадлежит в настоящее время ОАО «Газпром». Следовательно, в совокупности государственная собственность в отрасли составляет 54 %, что соответствует общей доле этой собственности до начала реформирования электроэнергетики. Таким образом, либерализация деятельности в отрасли охватила практически все хозяйственные объекты вне зависимости от их форм собственности.
«Внешние» факторы и реструктуризация электроэнергетики
В определенной мере рост тарифов в электроэнергетике обусловлен «внешними» объективными факторами относительно данной отрасли. Речь идет о тенденции роста цен на энергоносители, прежде всего на природный газ, учитывая, что примерно 60 % тепловой и электрической энергии производится на основе природного газа. Демпфирование влияния этого «внешнего» фактора в электроэнергетике, очевидно, должно было происходить на основе модернизации отрасли посредством перехода на более совершенные технологии производства тепловой и электрической энергии и изменения структуры используемых энергоносителей. Реализации этого процесса не произошло вследствие указанной ранее модели привлечения инвестиций в отрасль при ее реформировании.
Не менее важным «внешним» фактором, способствующим росту тарифов в электроэнергетике при отсутствии стимулов модернизации энергогене-
рирующих мощностей, является рост совокупного спроса на электроэнергию. Сам рост этого спроса следует рассматривать в определенной мере как завышенный, учитывая высокую энергоемкость российской экономики. По потреблению электроэнергии энергоемкость российской экономики составляет 2,2 кВт^ч на один доллар валового внутреннего продукта, что в 8 раз выше аналогичного показателя в Германии, в 5 раз - в США и на 20 % выше, чем в Китае [4]. Безусловно, указанные чрезмерно высокие удельные показатели энергоемкости российской экономики имеют в определенной мере объективную основу, учитывая относительно суровые климатические условия в нашей стране. Тем не менее многократное превышение удельных показателей энергоемкости свидетельствует об отсутствии широкомасштабного применения в России эффективных технологий энергопотребления, направленных на энергосбережение. Отмеченные «внешние» объективные факторы, способствующие росту тарифов в электроэнергетике и консервированию низкого технологического уровня отрасли, представлены не в оправдание сложившимся неблагоприятным тенденциям роста тарифов, а лишь необходимостью рассмотрения данной отрасли как открытой системы, функционирование которой предопределяется и влиянием рассмотренных ранее факторов.
Процесс реструктуризации объектов отечественной электроэнергетики осуществлялся в двух направлениях: сохранение и превалирование государственной собственности и, наоборот, наращивание акционерной (частной) формы собственности за счет привлечения корпоративного и частного капитала. В этой связи произошло функциональное разделение имущества вертикально интегрированных компаний (РАО «ЕЭС России» и АО-энерго):
• образованы оптовые генерирующие компании (ОГК), которые должны конкурировать друг с другом на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ);
• созданы федеральные сетевые компании (ФСК, МРСК), в которых контрольные пакеты акций являются государственными;
• выделена система оперативно-диспетчерского управления - Системный оператор (СО) как ОАО, в котором контрольный пакет акций принадлежит государству; учрежден независимый Администратор торговой системы (АТС), организованы оптовый и розничные рынки электроэнергии и др.
Реструктуризация отрасли проводилась не только в аспекте дифференциации объектов по привязке к определенной стадии процесса производства в отрасли «производство - доставка (продажа) -оперативно-диспетчерское управление», но и созданием рыночной инфраструктуры (АТС, системное обеспечение функционирования оптового и розничного рынков и др.). В процессе реструктуризации возникло стремление у ряда субъектов хозяйствования отрасли «снизу» инициировать получение хозяйственной самостоятельности, что в ряде случаев привело к разукрупнению отдельных структур отрасли. Так, при реформировании отечественной электроэнергетики объектом разукрупнения и создания самостоятельных хозяйствующих субъектов стала, например, ФСК, что в определенной мере нарушило ее статус единой регулируемой естественной монополии. Негативные последствия этого разукрупнения проявились, в частности, при восстановлении линий электропередач в Московской области после «ледяного дождя» в 2010 г., когда разобщенные сетевые организации лишились необходимых ресурсов и единых согласованных действий по ликвидации этих последствий. Как будет показано далее, при анализе зарубежного опыта реформирования электроэнергетики ни в одной из рассматриваемых стран не было реализовано такого рода «либерального» преобразования сетевых компаний, что свидетельствует о неоправданном приоритете второго ранее указанного принципа реформирования отечественной электроэнергетики, ориентированного на приватизацию и разукрупнение Единой энергетической системы России.
Зарубежный опыт реформирования электроэнергетики
По существу, реформирование российской электроэнергетики проводилось по зарубежным лекалам реализации рыночных отношений в данной отрасли в ряде развитых стран мира. В этой связи кратко проанализируем мировой опыт реформирования электроэнергетики и функционирования рынка электроэнергии. Прежде всего следует отметить, что этот рынок сравнительно молодой, так как в странах с развитой рыночной экономикой реальный рыночный механизм запускался в отрасли электроэнергетики сравнительно недавно. Приведем хронологию организации рынка электроэнергии по ряду стран в алфавитном порядке.
В Австралии национальный рынок электроэнергии (НРЭ) был запущен 13 декабря 1998 г. [8]. Этот рынок сформирован с целью создания конкуренции во всей энергосистеме по производству и передаче электроэнергии. Масштабы этого рынка электроэнергии охватывают штаты Южный Уэльс, Виктория, Квинслэнд, Южная Австралия и территорию федеральной столицы (Сидней), которые снабжают электроэнергией около 7,7 млн потребителей. Создание НРЭ привело к конкуренции генераторов и поставщиков электроэнергии, и все торги электроэнергией проходят на централизованном спото-вом рынке. Но этот обязательный спотовый рынок работает под контролем Управляющей компании Национального рынка электроэнергии (ЖММСО), выступающей в двух ипостасях - системного оператора и оператора рынка. Управляющая компания (ЖММСО) в определенной мере является аналогом указанных ранее двух субъектов российской рыночной инфраструктуры ЕЭС России - СО и АТС.
Основной задачей НРЭ является организация централизованного координируемого процесса диспетчеризации реализуемой NEMMCO для постоянного поддержания равновесия спроса и предложения на электроэнергетическом рынке. Функционирование этого рынка также базируется на заявках по подаче определенных запланированных объемов электроэнергии по конкретным заявочным ценам при возможных инициированных отклонениях от этих запланированных объемов. Важным является то, что реализация основополагающего принципа централизованной диспетчеризации направлена на минимизацию стоимости суммарного торгового оборота по сделкам на электроэнергетическом рынке при удовлетворении спроса и предложения на этом рынке и этот процесс минимизации определяется с помощью специальной программы NEMMCO. Эта программа реализуется в системе Нормативного ценообразования и диспетчеризации (НЦД), использующей алгоритм диспетчеризации как решение оптимизационной задачи при заданных ограничениях.
Принципиально важно подчеркнуть, что в целом НРЭ Австралии функционирует в рамках режима законодательного регулирования на основе так называемого первичного и вторичного законодательства: на правительственном уровне - национального закона об электричестве и национальных правил функционирования электроэнергетики. В свою очередь, администратор национального
кодекса электроэнергетики отвечает за администрирование этого кодекса, в котором отражены, например, правила рынка, подсоединения к электрическим сетям, ценообразования и учета для электрических сетей. В этом кодексе определяются взаимоотношения между NEMMCO, генераторами, различными контрагентами сетевых и системных услуг. Наконец, принципиально важным также является то, что NEMMCO имеет право издавать свои собственные правила и определять принципы политики в отношении функционирования рынка электроэнергии и энергосистемы в целом, организации планирования, учета, контроля и проведения коммерческих расчетов. Таким образом, созданный НРЭ в Австралии является регулируемым, и в качестве регулятора выступают как государственные структуры, так и специально сформированные корпоративные структуры NEMMCO, использующие централизованные программы оптимизации функционирования НРЭ.
В Англии и Уэльсе проведены приватизация и реструктуризация электроэнергетики в 1990-1991 гг., которые явились основой введения обязательного централизованного спотового рынка электроэнергии. Как отмечается в работе [9], хотя британские реформы получили широкую известность и оказали сильное влияние на проводимые в последующем реформы в этом секторе экономики во всем мире, они вначале не оправдали всех ожиданий. Спотовые цены на электроэнергию не обеспечили снижения затрат генераторов, не оказали влияния как на поставщиков электроэнергии, так и на потребителей электроэнергии. Все это потребовало реанимации регулятора рынка посредством создания так называемой «новой схемы торговли электроэнергией» (НСТЭ), которая после нескольких лет дискуссий и подготовки этой схемы была запущена 27 марта 2001 г. Общая задача программы НСТЭ как регулятора рынка заключалась в создании более эффективной и конкурентной схемы функционирования энергосистемы и перспектив снижения оптовых цен на электроэнергию, что в конечном итоге могло бы снизить цены как для промышленных потребителей, так и для населения. Для достижения этой цели реформирование электроэнергетики Англии и Уэльса базировалось на двух основных принципах: свободные договорные отношения контрагентов электроэнергетики и диспетчеризация. В этой связи, во-первых, ранее существовавший обязательный рынок (пул) заменен двухсторонней торговлей и, во-вторых, НСТЭ
базируется на диспетчеризации субъектов электроэнергетики в сочетании с добровольным участием на балансирующем рынке и предоставлении системных (вспомогательных) услуг. Основными контрагентами рынка электроэнергии являются Компания национальной энергосистемы (КНЭ), выступающая в качестве системного оператора, а также операторы региональных распределительных сетей, генераторы, трейдеры, поставщики и потребители. Для каждого контрагента системный оператор как регулятор рынка определяет дисбалансы производства и потребления электроэнергии. Отсюда цена спроса применяется ко всем дефицитам, а цена предложения за любые избыточные объемы электроэнергии, что в конечном итоге минимизирует суммарные издержки производителя и покупателя электроэнергии. Как видно, запущенный свободный рынок электроэнергии в Англии и Уэльсе в 1990-1991 гг. был скорректирован в направлении его регулирования.
В Германии после принятия в 1998 г. закона об энергетике и соответствующей директивы по электричеству, по существу, начал формироваться немецкий рынок электроэнергии, основанный на добровольных соглашениях между крупными ассоциациями отрасли и дающий право потребителям электроэнергии самостоятельно выбирать поставщиков при предоставлении доступа к электрическим сетям на недискриминационной основе при сохранении целого ряда регулирующих воздействий на данный рынок [6]. Немецкая электроэнергетика отличается от электроэнергетики большинства европейских стран по двум аспектам: 1) наличию нескольких независимых «системных операторов линий передач» (СОЛП), каждый из которых контролирует определенную территорию (район); 2) отсутствию соответствующего централизованного регулирующего органа. В то же время немецкие СОЛП сотрудничают друг с другом достаточно тесно. Доступ к электрическим сетям и пользованию энергосистемой определяются условиями «Соглашения ассоциаций», важным положением которого является формирование «Балансирующей группы» (БГ). Таким образом, от пользователей энергосистемы требуется участие хотя бы в одной БГ, в которую входит определенное число генераторов и потребителей определенного района. При этом руководство БГ отвечает за все оперативные вопросы, включая балансирование рынка электроэнергии соответствующей БГ, а также за финансовые расчеты по всем возможным дисбалансам с
СОЛП. Таким образом, указанное отсутствие централизованного регулирующего органа немецкой электроэнергетики компенсируется функционирующими региональными БГ во взаимосвязи с СОЛП в рамках установленных регулирующих директив по электричеству. Важным направлением централизации немецкой электроэнергетики явилось слияние четырех крупных энергокомпаний Германии (и соответствующих СОЛП) и образование двух субъектов отрасли - E. ON и RWE. Но оба этих слияния были предметом тщательного изучения со стороны антимонопольных органов. Компанией E. ON занималась Европейская Комиссия, а компанией RWE -немецкое Федеральное управление по картелям. В целом немецкий опыт свидетельствует о сбалансированности регулируемого рынка электроэнергии в части горизонтальных и вертикальных связей при соблюдении и согласовании интересов производителей и потребителей электроэнергии и наличии регламентирующих регулирующих воздействий.
Норвегия была одной из первых стран мира, которая сформировала свой рынок электроэнергии уже в 1991 г. в соответствии с законом об энергетике, принятым в 1990 г. В 1993 г. в Норвегии оператор линии электропередач создал новую энергетическую биржу как организованную рыночную площадку по торговле спотовыми и срочными контрактами. В последующем (в 1996 г.) эта биржа охватила и Швецию, став, таким образом, первой в мире международной энергетической биржей, получившей название Nord Pool. В настоящее время Nord Pool охватывает все четыре скандинавские страны: Данию, Финляндию, Швецию и Норвегию [10]. Почти вся норвежская энергосистема основана на гидроэнергетике, что предопределило и особенности ее эксплуатации. Последнее выражается в разделении всего региона Nord Pool на несколько ценовых районов. Регулирование скандинавского рынка электроэнергии основывается на концепции «ответственность за баланс». Субъект электроэнергетики отвечает за разницу между контрактными обязательствами по закупке и продаже электроэнергии и фактическим потреблением или объемом электроэнергии в тех районах, в которых функционирует данный субъект. В этой связи с субъекта электроэнергетики, ответственного за энергобаланс системы, берется плата за тот объем необходимой регулирующей мощности, который фактически измерен. Таким образом, ответственность за энергобаланс является необходимым условием участия контрагентов
регулируемого скандинавского рынка электроэнергии при генерировании электроэнергии, ее подаче, торговле и снабжения потребителей.
Одна из крупнейших энергосистем с централизованной диспетчеризацией не только в США, но и во всем мире ^М), обслуживающая район шести штатов на северо-востоке США (часть Пенсильвании, Нью Джерси, Мерленд, Деловэр, Вирджиния и округ Колумбия), запустила свой первый в Северной Америке региональный рынок электроэнергии, основанный на заявках участников рынка с использованием так называемого «тарифа на передачу электроэнергии с открытым доступом» в 1997 г. [11]. При этом устанавливается верхний предел этого тарифа, а также исключается возможность создания каких-либо картельных соглашений. С 1 января 1998 г. начал функционировать на этом рынке Независимый системный оператор (НСО) по диспетчеризации объединенной энергосистемы -PJM, который сочетает двухстороннюю торговлю и самостоятельное составление графиков функционирования централизованного рынка. Последний определяется как централизованное задействование агрегатов и диспетчеризация с ограничениями по безопасности. На практике генераторы, трейдеры, поставщики и квалифицированные потребители могут вступать в двухсторонние торговые соглашения. Более того, генераторы могут в принципе самостоятельно составлять графики для своих электростанций, но извещая НСО о планируемых объемах производства. При другом возможном варианте генератор может представлять свою электроэнергию (мощность) на работающий в реальном режиме времени рынок электроэнергии PJM. Подобным же образом PJM предлагает объемы резерва мощности и вспомогательных услуг, которые, по крайней мере, частично можно закупать у третьих сторон. Таким образом, централизованная диспетчеризация регионального рынка электроэнергии на северо-востоке США позволяет регулировать функционирование крупнейшей энергосистемы с учетом сбалансированности интересов производителей и потребителей электроэнергии.
Рентный фактор в постреформенной модернизации
Данная краткая характеристика хронологии запуска рынка электроэнергии по ряду стран с развитой рыночной экономикой, имеющих богатый опыт
формирования эффективных рыночных отношений практически во всех секторах экономики, свидетельствует об особой сложности и долгосрочности «настройки» эффективного рыночного механизма в электроэнергетике. Практиче ски во всех этих странах запуск этого механизма произошел в конце 1990-х гг., и, что очень важно подчеркнуть, и в настоящее время продолжается «настройка» эффективного режима функционирования этого механизма. Как отмечают зарубежные специалисты, современная модель рынка электроэнергии еще недостаточно зрелая и далека от совершенства, а уровень ее развития существенно дифференцируется в этих странах [7]. Отсюда можно сделать вывод, что имеющийся мировой опыт рыночного реформирования электроэнергетики, безусловно, необходимо было учитывать при реформировании российской электроэнергетики, но при этом также учитывать и невозможность адекватного использования этого опыта в условиях недостаточно сформировавшейся российской модели развитой рыночной экономики в целом. Немаловажным фактором, исключающим в полной мере копирование зарубежного опыта в реформировании отечественной электроэнергетики, является крупномасштабность территории функционирования Единой энергетической системы России, а также наличие особого менталитета инвесторов в российских условиях, ориентированных на получение дохода «сейчас и сразу» без значительного вложения капитала. Необходимо было из указанного мирового опыта учесть инструменты механизма государственного регулирования, направленного на обеспечение общенациональных интересов в сохранении и обеспечении энергетической безопасности, технологического и экономического единства российской электроэнергетики при соблюдении баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической и тепловой энергии на основе минимизации суммарных затрат участников (поставщиков и потребителей) рынка электроэнергии.
Приведенная краткая характеристика мирового опыта реформирования электроэнергетики, отсутствие позитивных результатов реформирования российской электроэнергетики и отечественный негативный опыт рыночного реформирования российской экономики в целом, а также учитывая ключевую роль электроэнергетики как базовой отрасли народного хозяйства, назревает необходимость в постреформенной модернизации. Требуется дальнейшая эволюционная (поэтапная) «настройка»
оптимального режима функционирования российской электроэнергетики, сопровождаемого не только законодательными нормами, но и соответствующим апробированным в российских условиях методическим обеспечением по формированию рыночных схем в данном секторе экономики, исключающим какую-либо возможность реализации скрытых картельных соглашений, дискриминацию производителей и потребителей электроэнергии как участников рынка, необоснованного роста в целом стоимости электроэнергии и других негативных последствий.
Преодоление возникших негативных последствий реформации отечественной электроэнергетики предполагает реализацию комплекса нормативно-правовых, организационных, фискальных, налоговых, институциональных и иных мер, направленных на восстановление и создание эффективного механизма государственного регулирования в данном секторе экономики. В данной статье ограничимся лишь одним фрагментом реализации государственного регулирования в энергетике - созданием объективных равновыгодных условий функционирования генерирующих компаний на оптовом рынке электроэнергии. Если предположить, что проведена определенная «фильтрация» инвесторов отрасли в направлении существенного роста доли инвесторов как стратегических, сопровождаемая определенной «чисткой» инвесторов, осуществляющих противоправные действия (в рамках российского законодательства), то одной из важных ключевых методологических основ реализации эффективного государственного регулирования рынка электроэнергии может стать адекватный учет рентообразующего фактора в ценообразовании (тарифов) электроэнергии. В этой связи следует отметить, что принципиальным недостатком функционирования в настоящее время оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) является именно отсутствие адекватного учета влияния этого рентообразующе-го фактора при определении рыночной цены, а в последующем и установления соответствующих тарифов Федеральной службой по тарифам для различных субъектов (генерирующих компаний) и, как следствие, не создаются равновыгодные условия функционирования этих субъектов в системе рыночных отношений.
В аспекте развития ОРЭ, кроме обозначенных в настоящее время задач и функций АТС, СО и ФСК, МРСК в соответствующих нормативно-законодательных документах, принципиально важно,
чтобы эти субъекты проводили «настройку» режима функционирования ОРЭ с учетом интересов как покупателей, так и продавцов. Российские энергокомпании по уровню издержек производства электроэнергии (и тепловой энергии) существенно дифференцируются как по видам генератора, так и по территориям [1]. Наиболее существенное различие этих издержек производства единицы киловатт-часа для тепловых и гидроэлектростанций (себестоимость в зависимости от региона различается в 15-20 раз) [2]. Не менее существенно различие по другим рентообразующим факторам (вид используемого энергоносителя, транспортная доступность по доставке потребителю электроэнергии и т. п.). Наличие такого рода дифференцированных рентообразующих факторов в различных энергокомпаниях предопределяет дифференциацию конкурентоспособности их участия на ОРЭ.
В соответствии с теорией оптимального управления ценообразование электроэнергии, реализуемой на ОРЭ, должно формироваться по следующему принципу: обеспечивается отбор ценовых заявок покупателей, предложивших наибольшую цену, и ценовых заявок продавцов, предложивших наименьшую цену, так, чтобы совокупная стоимость, исчисленная по равновесной (рыночной) цене в данном секторе электроэнергии, приобретенной покупателями, соответствовала бы ее минимальному уровню. Отсюда контрагент-продавец, обладающий большей массой ренты (сверхдоходом) при производстве электроэнергии, имеет относительные преимущества при установлении своей ценовой заявки на ОРЭ по минимальному уровню, чем контрагент-продавец с меньшей (либо отсутствующей) массой ренты (сверхдоходом) при производстве электроэнергии. Уровень рисков для первого вида контрагента-продавца при формировании цены уступки электроэнергии соответственно ниже относительно рисков для контрагента-продавца второго вида.
Сформулируем упрощенную экономико-математическую модель функционирования энергокомпании и механизма формирования удельного рентного дохода г и цены электроэнергии р на ОРЭ в зависимости от наличия у нее запаса рентообразующего фактора Q и спроса на производимую ею электроэнергию В . Из теоремы Куна-Таккера [5] р и г должны быть оптимальным решением задачи ^ найти максимальное значение функционала: Ь(р, г) = рБ - при условии р - г < г, где г - затраты на производство электроэнергии.
При известных (заданных) затратах на производство электроэнергии г основополагающую роль в формировании как рыночной цены электроэнергии р (предельных затрат на прирост единицы производимой электроэнергии), так и удельного рентного дохода г играет соотношение спроса на производимую электроэнергию энергокомпанией В и наличия запаса рентообразующего фактора 2. Функционал в представленной ранее интерпретации показателей р и г отражает валовой доход энергокомпании за вычетом рентного дохода от использования имеющегося у нее рентообразую-щего фактора.
Таким образом, цена производимой электроэнергии р отражает не только полные затраты энергокомпании на ее производство, но и рентный эффект на единицу производимой электроэнергии, возникающий при производстве этой энергокомпанией электроэнергии в объемах, определяемых рыночным спросом В. Иначе говоря, цена производства электроэнергии этой энергокомпанией р и, соответственно, стоимость реализации электроэнергии по этой цене на ОРЭ рБ превышает созданную непосредственно данной энергокомпанией добавленную стоимость на величину Г2. Последняя есть совокупный рентный доход (сверхдоход) энергокомпании от обладания ею тем или иным рентообразующим фактором. Наличие у такого рода энергокомпании рентного сверхдохода повышает их «запас прочности» и понижает риски в участии в рыночных торгах на ОРЭ, так как у них имеется объективная возможность снизить уровень заявочной цены на реализацию электроэнергии без ущерба для сохранения своей высокой коммерческой эффективности. Таким образом, с позиции минимизации стоимости реализации электроэнергии на ОРЭ наиболее конкурентоспособными компаниями являются энергокомпании, у которых реальные низкие издержки производства электроэнергии сопровождаются массой ренты (сверхдоходом) от обладания рентообразующим фактором.
Теоретически, если воспользоваться основным постулатом экономической теории - законом единой цены, который гласит, что один и тот же товар не может единовременно продаваться в различных местах по разным ценам, то цена за электроэнергию на ОРЭ должна быть единой по всей территории России. Однако ЕЭС России характеризуется объективными ограничениями пропускной способности, потерями и сетевыми ограничениями, что объек-
тивно предопределяет дифференциацию равновесных (рыночных) цен. В контексте теории ренты дифференциация равновесных (рыночных) цен электроэнергии по территории России вследствие объективных ограничений по пропускной способности электрических сетей и потерь электроэнергии при ее транспортировке от пункта производства до пункта потребления может интерпретироваться как формирование дифференциальной ренты местоположения (размещения) генерирующих компаний и потребителей электроэнергии.
В перспективе по мере развития ОРЭ возникнет объективная необходимость формирования системы локальных или, как их определяет ряд специалистов, «узловых» рыночных цен. Последние должны будут отражать ценовые сигналы формирования рыночного равновесия предложения и спроса электроэнергии на ОРЭ по отдельным узлам электроэнергетической системы. Анализ зарубежного опыта реализации ОРЭ подтверждает данное положение относительно дифференциации равновесных (рыночных) цен по отдельным локальным «точкам» (узлам) электроэнергетической системы. Эти локальные (узловые) рыночные цены являются базовой основой эффективного функционирования ОРЭ, обеспечивающей стандарты надежности энергосистем и качество электроснабжения потребителей при сохранении технологического и экономического единства энергосистем в целом. По своему экономическому содержанию узловые равновесные (рыночные) цены должны отражать не только стоимость производимой электроэнергии (с учетом возможного влияния на ее производство соответствующего рентообразующего фактора), но и стоимость потерь электроэнергии и использования ограниченной пропускной способности электрических сетей (ренту местоположения/размещения генерирующих компаний и потребителей электроэнергии) по отдельным узлам ЕЭС России. На основе узловых равновесных (рыночных) цен появляется объективная возможность формирования оптимального режима функционирования ОРЭ с позиции эффективного распределения ресурсов производителей и потребителей электроэнергии. Последнее существенно важно, так как равновесная «настройка» рынка электроэнергии является наиболее сложной и дорогой вследствие существенного временного ограничения этой «настройки».
Таким образом, изложенное позволяет констатировать объективную дифференциацию рав-
новесных (рыночных) цен по отдельным узлам энергосистемы как следствие влияния всего комплекса рентообразующих факторов в производстве и реализации электроэнергии, а следовательно, наличие дифференцированного рентного дохода у субъектов электроэнергетики. Если исходить из позиции общественных (народнохозяйственных) интересов эффективного развития ЕЭС России и создания механизма экономического стимулирования деятельности всех контрагентов ОРЭ, возникает объективная необходимость введения дифференцированного рентного обременения генерирующих и сбытовых компаний.
Используя зарубежный опыт, практическая реализация механизма рентного обременения предполагает создание отраслевой ассоциации субъектов электроэнергетики на основе корпоративного соглашения между этими субъектами при сохранении ими независимого статуса. Наличие отраслевой ассоциации позволит сформировать отраслевой фонд инвестирования развития энергетических объектов за счет аккумуляции финансовых рентных потоков. Отраслевую ассоциацию следует рассматривать как связующее звено института регулирования электроэнергетики, обеспечивающего диалектическое единство рассмотренных ранее двух внутренне противоречивых принципов «настройки» эффективного режима функционирования данной отрасли. С одной стороны, сохраняется значимая роль государственного регулирования посредством нормативно-правового обеспечения реализации стратегии развития электроэнергетики как базовой отрасли экономики и осуществляется контроль и регулирование уровня тарифов. С другой стороны, процесс регулирования осуществляется самими субъектами электроэнергетики в рамках создаваемой отраслевой ассоциации. Такое двухуровневое сочетание регулирующих воздействий на поведение субъектов электроэнергетики в условиях функционирования рынка электроэнергии, как показал зарубежный опыт, имеет позитивные последствия. Практическая реализация механизма регулирования рынка электроэнергии при реализации рентного обременения генерирующих компаний позволит, по мнению автора, на первом этапе
существенно сократить тенденцию роста тарифов на электроэнергию, а в последующем и переломить эту тенденцию в направлении снижения уровня этих тарифов. В долгосрочной перспективе создание фундаментальной основы развития цивилизованного бизнеса в электроэнергетике, ориентированного на привлечение стратегических инвесторов в этот сектор экономики, позволит осуществить подлинно эффективную технологическую модернизацию отраслевых производственных мощностей.
Список литературы
1. Концепция реформирования электроэнергетики / Доклад рабочей группы Национального инвестиционного совета. М., 2001.
2. Кузовкин А. И. Реформирование электроэнергетики и энергетическая безопасность. М.: Институт микроэкономики, 2006.
3. Об электроэнергетике: Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-Ф3.
4. Ушаков Е. П. Имущественно-рентные отношения природопользования // Имущественные отношения в РФ. 2008. № 10.
5. Хедли Д. Нелинейное и динамическое программирование. М.: Мир, 1967.
6. Albers Klaus (2001a): Preisbildungsmechanismus fur die Albrechnung von Regelenergie und resultierende Marktreaktionen. Presented at: DVG/ VDN-Fachtagung: Regelenergiemarkt in Deutschland. 6 November 2001. Berlin.
7. Gdowik J. W. (2001a): PJM Interconnection -PJM Overview. PJM Interconnection, L. L. C.
8. National Grid Company plc (2001c): National Grid Reactive Market Report. Eighth Tender Round of Obligatory and Enhanced Reactive Power Services for Contracts Effective from 1 October 2001.
9. NECA, National Electricity Code Administrator (1999): National Electricity Code. CAN 073 942 775. Version 1.0 Amendment 3, 26 November 1999.
10. NVE - Norges vassdrags-og energidirektorat (1999) : Retningslinjer for systemansvaret I kraftsystemet.
11. PJM Interconnection, L. L. C (2001c) : Reactive Services, Working Group Report, Version 0.7. Reactive Services Working Group. September 20, 2001.
