О реформе энергетики говорят давно и много. Видимо, она действительно назрела. Сначала предприятия энергетики разделили по видам деятельности. Были выделены генерация, сбыт и сети. Потом был запущен оптовый рынок электроэнергии, правда, как оказалось, не совсем настоящий. А с первого сентября в стране стартовала новая модель оптового и розничного рынка электрической энергии.

Цель всей реформы – развитие конкуренции и привлечение инвестиций в требующую обновления отрасль. В конечном итоге – установление такой цены на электроэнергию, которая была бы справедливой и для производителя, и для покупателя, в том числе и нас с вами.

Пока реформа населения не касается, она коснется бизнеса. Нам обещают, что сначала цена может повыситься, но затем, когда в полной мере заработают рыночные механизмы, проявит себя конкуренция – все придет к той ценовой отметке, которая только и сможет обеспечить развитие и, самое главное, надежность работы отрасли, и не будет бить по карману.

Хочется верить, но прежний опыт упорно напоминает, что в нашей стране, как правило, за развитие и надежность платит потребитель.

Хотя верить хочется. Но из курса экономики вспоминается, что эластичность спроса на электроэнергию очень низкая – мы все равно будем покупать ее, даже если это будет очень дорого, потому что для нас это очень нужный товар. Значит, скорее всего, цена вырастет.

Но верить все равно хочется. Однако уже из другого курса приходит на память мысль, что на рынке не может быть реальной конкуренции, если там мало компаний, и они к тому же сосредоточены в незначительном количестве рук (или будут сосредоточены). А раз на производителя не давит цена, ничто не мешает ему эту цену поднять…

На недавнем семинаре в Клубе региональной журналистики в Москве было очень интересно слушать представителей РАО «ЕЭС РОССИИ», то есть, собственно, управляющих реформой. Предлагаем вам познакомиться с частью данных выступлений. Формат нашей газеты не позволяет полностью опубликовать все услышанное, и мы, как водится, больше не сказали, чем сказали. Тем не менее, реформа – дело длинное, поэтому у нас наверняка еще не раз будет повод вернуться к обсуждению поднимаемых сегодня вопросов.

НАТАЛЬЯ НЕВМЕРЖИЦКАЯ, эксперт и консультант РАО «ЕЭС РОССИИ»

ОПТОВЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НАСЕЛЕНИЯ НЕ КОСНЕТСЯ… ПОКА

– В чем суть оптового рынка электроэнергии?

– У нас избрана модель, когда вся электроэнергия будет реализовываться через оптовый рынок. С ноября прошлого года энергия торгуется на оптовом рынке, но до 1 сентября 2006 года это был не совсем правильный рынок, потому что у покупателя было право уйти с него и вернуться в регулируемый сектор. С сентября рынок заработал правильно.

Суть его в том, что для каждого часа суток на оптовом рынке формируется своя кривая спроса и предложения, и в точке пересечения этих кривых образуется цена. Цена разная. В часы пик она наибольшая, в ночные часы может вообще быть близка к нулю. Главная задача рынка – давать правильные ценовые сигналы потенциальным производителям и покупателям. Производители будут видеть: рынок сейчас вот такой, цены показывают, что необходимо реально вкладывать в производство электроэнергии, экономить издержки, чтобы получить прибыль, потому что есть существенный спрос, причем по высокой цене. Соответственно, покупатели тоже будут видеть, что если при таком спросе цена очень высокая, то пора экономить. Иными словами, если предположить, что есть потребитель, который готов снижать свое потребление в зависимости от высокой цены, то он тоже получает правильный ценовой сигнал. Он знает, что в час пик лучше не потреблять, это будет стоить очень дорого. Значит, есть смысл ввести на предприятии две смены, или иное время работы, если цена для этого предприятия чувствительна, то есть думать над тем, как сгладить потребление. Это очень важно для крупных предприятий, у которых высокая доля электроэнергии в конечной себестоимости продукции.

Тариф всего этого не обеспечивал, ценовых сигналов никому не давал, соответственно, у предприятий не было никакой заинтересованности экономить. А все ограничения в часы пик происходили уже административно и только потому, что с точки зрения обеспечения надежности системы так нужно было делать. Но цена в любом случае должна быть правильной, экономически обоснованной и справедливой. В этом и есть весь смысл рынка – дать и продавцу, и покупателю правильные ценовые сигналы. Это основа для того, чтобы, с одной стороны, потребители начали реально осознавать, можно на этом рынке в какой-то час покупать или нельзя. Им это становится интересно. С другой стороны, это основа для развития производства, привлечения инвестиций. А частные деньги в данной отрасли появятся только тогда, когда инвесторы поймут, а сколько вообще рынок электроэнергии будет давать дохода? Регулируемый доход их не интересовал, он был слишком мал для них. Но если инвесторы придут, цена сначала будет высокой. Однако когда они вложат деньги в строительные мощности, цена будет снижаться.

– Что это значит, когда цена в часы ночного минимума становится близкой практически к нулю?

– В некоторых регионах так действительно происходит. Почему? Это те случаи, когда станция все равно вынуждена работать в часы максимально низкого уровня потребления электроэнергии, и ей неважно, какую цену она получит на рынке, она все равно должна работать. Например, это характерно для тепловых станций в зимний отопительный период – им нужно вырабатывать тепло. Характерно для атомных станций – они очень негибкие и все равно работают в названные часы, потому что просто не способны снизиться до нуля. С гидростанциями та же самая история, у них есть необходимость сброса воды, чтобы попросту выполнять свои технические параметры, они также в такие часы работают.

Но это не означает, что производители несут какие-то существенные убытки, потому что в часы пик, когда цена высокая, эти же станции получают прибыль, которая окупает их затраты. А экономически эффективные станции получают еще большую прибыль, потому что в рыночных условиях выигрывает тот, кто производит дешевле, с меньшими издержками. Постоянно происходит давление на издержки, чтобы больше выработать и получить большую разницу между маржинальной ценой и собственными издержками. Это основная идея, зачем был нужен рынок вообще – заставить производителя улучшать производственные показатели при снижении издержек.

Кроме того, если мы хотим привлечь инвестиции, то они должны направляться в те мощности, которые экономически эффективны. Неэффективно строить станции, у которых затраты на производство очень высокие, это никому не надо. Поэтому новые станции должны быть такими, чтобы всегда цена производства была очень низкой.

Опять-таки, если сравнивать с регулируемой моделью ценообразования, то в нашей стране такая модель строилась очень просто: издержки +. То есть конечный тариф складывался из того, какой уровень издержек компания сможет доказать регулятору плюс прибыль. Естественно, вся система так или иначе работала на повышение издержек. Вот почему регулируемая модель ценообразования во всех странах признана неэффективной, и там, где это возможно, от нее все уходят. Там, где возможен рынок, регулирования быть не должно.

– Как будет работать система в переходный период?

– В настоящий момент мы всех производителей и всех потребителей связали двусторонними договорами, которые в обычном конкурентном рынке они будут заключать между собой сами и цены по ним определять сами. Но пока мы им цену по договору назначили таким образом, чтобы у каждого покупателя были обеспечены его балансовые объемы по плану, который регулирующие органы составляют на год вперед. Иными словами, чтобы покупатели по пакету таких вот двусторонних договоров, принудительно розданных на самом деле, получили бы туже самую стоимость, которую они получили бы, приобретая энергию по тарифам.

Что было раньше? Раньше у нас и поставщики, и покупатели на оптовом рынке имели разные тарифы. Соответственно, поставщики поставляли какие-то объемы электроэнергии на рынок по своему тарифу, покупатели покупали по своему. Но поскольку тарифы всегда строятся на каких-то плановых объемах, а в жизни эти объемы играли то в плюс, то в минус, на рынке возникал так называемый стоимостной небаланс. Поставщики продавали свои объемы электроэнергии, формировалась некая стоимость, которую должны были заплатить покупатели. Покупатели покупали по своему тарифу, а образовавшаяся дырка, как правило, была отрицательной. То есть покупатели платили меньше, чем должны были получить поставщики, что и приводило к стоимостному небалансу. Он из года в год рос, и к моменту запуска рынка достиг 20 миллиардов рублей.

Что нового в рынке? В рынке есть тарифы только поставщиков. У них, соответственно, есть пакет договоров с разными покупателями. У покупателей свой набор: первый поставщик со своим тарифом, второй со своим – их может быть несколько. Совокупность стоимости по такому пакету договоров и выходит на тот самый объем, который у покупателя был в балансе, и тот тариф, который был у него установлен на покупку по балансу. То, что мы обещали поставить по регулируемым тарифам, когда формировали баланс, то мы по пакету договоров и обеспечиваем. Вот в таком виде все это будет работать оставшиеся четыре месяца до конца года. Все покупатели и поставщики до конца года получили пакет договоров, полностью соответствующий балансу.

– Что ожидает граждан?

– Население будет гарантировано весь переходный период получать электроэнергию по тарифам. После окончания переходного периода у нас по закону все эти договоры перестанут действовать, кроме тех объемов, которые идут на электроснабжение населения. Оно как минимум три года будет получать электроэнергию по регулируемым ценам. А для остальных потребителей доля приобретаемой электроэнергии по регулируемым ценам будет постепенно снижаться – в 2007 году на 5 %. Конкретная величина для каждого последующего года будет определяться федеральным правительством при рассмотрении проекта бюджета страны.

ВИКТОР ПРЯДЕИН, директор по развитию Федеральной Сетевой Компании

ПЛАТА ЗА РАЗВИТИЕ

– Почему потребовалось введение платы за технологическое присоединение к электрическим сетям?

– Вы все знаете, какая ситуация сложилась у нас прошлой зимой – наиболее явный пример этому Москва, менее известный – Санкт-Петербург. Когда в условиях роста нагрузки потребителей приходилось и отключать, и ограничивать. Статистика – вещь суровая, она говорит о том, что максимум нагрузки 1990-го года был превышен в 14-ти энергосистемах. Этот год берется за основу потому, что именно в тот период было наибольшее энергопотребление в целом по стране. При этом прогноз на 2016 год показывает, что такая ситуация к обозначенному времени у нас будет в половине регионов.

Свежий пример по итогам 8 месяцев 2006 года. В среднем прирост энергопотребления по стране составил около 5 %, в регионах пиковых нагрузок: в Москве уже около 6 %, в Тюмени около 10 %, в Челябинской области – более 6 %. Эти примеры говорят о том, что существует очень четкая и ярко выраженная тенденция, во-первых, роста энергопотребления ранее присоединенными потребителями, во-вторых, увеличение количества присоединений новых потребителей либо рост заявок на такое присоединение.

Связано это с тем, что экономика страны наконец-то начала активно развиваться, и это накладывает новые требования и ограничения на весь процесс управления таким развитием. В частности, необходимо обеспечить растущее энергопотребление, для чего нужно комплексно развивать электрические сети, вводить генерирующие мощности. Очень важно не только сохранить надежность работы ранее присоединенных потребителей, но и создать возможность новым потребителям запитать свои мощности от электросети и делать свой бизнес.

То развитие, о котором я сказал, стоит серьезных денег. В трех субъектах страны уже заключены комплексные соглашения между руководством РАО «ЕЭС России» и руководством этих субъектов по развитию электрических сетей, повышению надежности и обеспечению присоединения новых потребителей. Цена вопроса только по данным трем территориям – более 500 млрд. рублей. Сейчас ведется работа по подготовке подобных соглашений с территориями Уральского федерального округа, Южного федерального округа, центральной части страны. Цель заключения данных соглашений – понять, какой объем развития фиксируют администрации этих территорий, какой объем сетевого строительства и генерирующих мощностей необходим для того, чтобы это развитие обеспечить, сколько по предварительной оценке это стоит и откуда взять деньги.

– Какие еще источники финансирования возможны для развития сетей, кроме платы за присоединение?

– Вообще, ответ на вопрос, где брать деньги на эти цели, можно разделить на три блока. Первый, самый простой ответ – за счет внутренних источников, резервов сетевых компаний. Однако тут надо сказать, что внутренние резервы, они, во-первых, в регионах пиковых нагрузок с точки зрения запасов пропускной способности сетей, с точки зрения мощности трансформаторов, установленных в этих регионах, как правило, уже исчерпаны. Мы потому и наблюдали все эти кризисные явления минувшей зимой, потому и появился список кандидатов на ограничение поставок электроэнергии на эту зиму. В регионах пиковых нагрузок никаких резервов уже больше нет.

Согласно статистике, по износу, накопленному в электрических распределительных сетях по территориям четырех межрегиональных распределительных сетевых компаний, которые охватывают практически всю страну, мы почти повсеместно приближаемся к критическому износу, во многих территориях этот уровень уже превышен. Так что внутренние резервы сейчас отсутствуют.

Второй источник финансирования работ по развитию сетей для подключения новых потребителей – это классический тариф на услуги по передаче, который существует сегодня у любой электросетевой компании. Однако здесь есть свои минусы и ограничения. Нужно понимать, что те масштабы, те деньги, которые нужны, они достаточно большие. Мы посчитали, что в среднем по стране надо будет поднять этот тариф на 50 %, чтобы обеспечить развитие вновь присоединяемых потребителей. При этом опять же надо понимать, что государство нам разрешает поднимать тариф не более чем на 10 процентов, соответственно, остальное брать уже неоткуда.

Кроме того, здесь есть вопрос определенной социальной справедливости, потому что при такой схеме получается, что ранее присоединенные потребители должны платить за какого-то крупного инвестора, который пришел в надежде заработать на этой территории. А это, в том числе, и социальные потребители. Поэтому данный вариант, если и может быть применим, то в очень ограниченных случаях.

Остается единственный способ, каким образом можно обеспечить требуемое развитие и подключение потребителей – это плата за присоединение, позволяющая сегодня обеспечивать развитие экономики и новых потребителей, которые приходят, развивают свою деятельность, улучшают нашу жизнь.

– Что представляет собой плата за присоединение, из чего она складывается?

– Это некая адресная плата, которая относится только на тех, кто нуждается в подключении. Сейчас мы работаем вместе с органами государственной власти над корректировкой нормативной базы платы за присоединение, которая есть, но требует доработки с учетом сегодняшних реалий. В ближайшие 6 месяцев, думаю, плата будет введена во всех субъектах страны.

Общая логика технологического присоединения может быть сформулирована в следующем тезисе. Техническая возможность подключить потребителя существует практически всегда, в случае если установлена адекватная плата за присоединение, то есть обеспечено финансирование этого развития, и если с потребителем, с органами власти согласовано время на развитие этой электрической сети. То есть, если есть деньги, и есть время, любое развитие сети можно обеспечить фактически всегда. Правда, здесь как бы другая крайность возникает – где взять генерацию для этого развития? Именно поэтому те соглашения, которые мы разрабатываем и заключаем с органами власти субъектов страны, подразумевают комплексный подход, куда входят и генерирующие мощности, и сетевые компании всех уровней напряжения.

Плата за присоединение формируется из трех составляющих. Это расходы капитального характера, необходимые для развития сетей, и адекватные потребностям потребителя в увеличении мощностей, присоединяемых к этой сети. Вторая – это расходы на выдачу техусловий, так называемая плата за чернила, или затраты на труд. Есть еще налоговая составляющая – то, что сетевая компания платит, занимаясь данным видом деятельности. Плюс какая-то часть затрат в технических условиях закрепляется за потребителем. Естественно, есть другие расходы на сетевое строительство, скажем так, которые связаны с поддержанием текущей надежности. Эти расходы должны однозначно финансироваться за счет того тарифа по передаче, о котором я говорил, и в плату за присоединение попадать не должны. Плата за присоединение – это адресные затраты, которые идут на создание электросетевых объектов, необходимых для подключения потребителей. Это принципиально важно для понимания определенной социальной справедливости такой платы. Это не есть способ изымания денег у потребителя, чтобы решить все проблемы в сетях, это есть способ изымания денег только для того, чтобы обеспечить создание услуги, обеспечить его подключение.

– Каким образом оформляется данная услуга?

– Заключается договор. Кстати, договор – это то, чего не было раньше. И это хорошо и правильно, потому что он фиксирует обязательства сторон. Сетевая компания говорит, я обеспечиваю тебе вот такие сроки, для этого я делаю такие-то работы. Потребитель говорит, я тебе за это плачу деньги, ту часть работ, которая требуется, делаю сам. Затем в нужный момент времени проходит госкомиссия, проверяет выполнение тех и иных работ, соответствие техусловиям, после чего Ростехнадзор (либо его территориальное подразделение) дает команду на подключение. Услуга завершена – она разовая.

Договор предполагает, что в случае невыполнения любой из сторон своих обязательств, например, если сетевая компания в согласованный срок не обеспечила выполнение всех мероприятий, то потребитель может обратиться в суд. Это уже позволяет решать вопрос в правовой плоскости, а не так, как было раньше – вот тебе техусловия, а дальше мы ни за что не отвечаем.

А КАК У НАС?

Республика Хакасия оказалась в числе первых тридцати с лишним регионов, которые ввели у себя плату за технологическое присоединение к электрическим сетям. Соответствующее постановление было принято 1 июня 2006 года.

Согласно данному документу, до 31 декабря 2006 года на территории республики устанавливается следующий размер платы:

1. Физические лица, подающие заявку на технологическое присоединение в целях потребления электрической энергии для коммунально-бытовых нужд, с присоединяемой мощностью, не превышающей 15 кВт включительно, оплачивают технологическое присоединение в размере 550 рублей (с НДС).

2. Размер платы за технологическое присоединение мощности менее 10 000 кВА к электрическим сетям на уровне напряжения ниже 35 кВ: от 529,03 руб./кВт (без НДС) до 1 428,43 руб./кВт (без НДС).

3. Размер платы за технологическое присоединение мощности не менее 10 000 кВА к электрическим сетям на уровне напряжения не ниже 35 кВ определяется индивидуально для каждого технологического присоединения, в соответствии с пунктом 14 «Методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям».

  

Ольга КОЛЕСНИКОВА, г. Абакан. Газета «Деловая Хакасия», № 17, 3 – 16 октября 2006 г.