31 Формирование рыночных отношений в российской электроэнергетике

Организационная структура отрасли в ходе акционирования и решения по ее совершенство­ванию. Начавшийся в 1991 г. переход России к рыночной экономике обусловил необходи­мость структурных реформ в электроэнергетике России и создания новых форм внутри- и межот­раслевых экономических отношений. В 1992 г. было проведено акционирование и началась час­тичная приватизация предприятий отрасли. Это­му предшествовала реструктуризация отрасли, обусловленная неравномерным размещением ге­нерирующих мощностей и зависимостью боль­шинства российских регионов от межсистемных перетоков электроэнергии и мощности. В сло­жившихся условиях это грозило монополизмом энергоизбыточных регионов и дезорганизацией межсистемных перетоков. Выход из ситуации был найден в сосредоточении основных функ­ций управления в единой холдинговой компании — Российском акционерном обществе энергети­ки и электрификации (РАО «ЕЭС России»), кон­тролирующей электроэнергетику почти всей страны, и в переводе в режим оптовой торговли крупнейших электростанций с выводом их и системообразующих сетей из состава региональных энергоснабжающих организаций.

В составе РАО «ЕЭС России», образованного в соответствии с указами Президента РФ, пред­полагалось сосредоточить отраслевые объекты межсистемного значения: крупные тепловые (мощностью от 1000 МВт) и гидравлические (мощностью от 300 МВт) станции, имеющие об­щую мощность 95 млн кВт (около половины всей установленной мощности), систем ообразующую сеть высокого напряжения, а также центральное и объединенные диспетчерские управления и другие отраслевые предприятия и организации, Вес они становились дочерними компаниями с передачей РАО 100 % их акционерного капитала, Кроме того, в уставный капитал РАО передава­лось 49 % акций каждого из региональных акцио­нерных обществ энергетики и электрификации (АОэнерго), создаваемых на базе имущества бывших региональных производственных объедине­ний после изъятия из них крупных станций и се­тевых объектов. Для сохранения государственного контроля над отраслью государство закрепило за собой контрольный пакет обыкновенных ак­ций РАО (51 %) сроком на 3 года (в 1996 г. этот срок был продлен еще на 3 года).

На основе предусмотренных, но по разным причинам неполностью реализованных мер рест­руктуризации РАО получило в собственность 34 электростанции. Остальные акционировались и приватизировались в составе АОэнерго; 7 из 34 электростанций переданы в аренду региональ­ным АОэнерго, которые самостоятельно управ­ляют ими, выплачивая небольшую арендную плату РАО «ЕЭС России». Из оставшихся 27 электростанций РАО 5 имеют статус его фи­лиалов, а остальные 22 стали его дочерними акционерными обществами (12 из них находятся в полной собственности РАО). Неполностью бы­ли реализованы и планы передачи акций АОэнерго в уставный капитал РАО «ЕЭС Рос­сии». Три АОэнерго передали в уставный ка­питал РАО менее 49 % своих голосующих акций (АО «Башкирэнерго», АО «Бурятэнерго», АО «Новосибирскэнерго»). Два АОэнерго (АО «Татэнерго» и АО «Иркутскэнерго») не передали сво­их акций и стали полностью независимыми от РАО акционерными обществами, причем АО «Иркутскэнерго» сохранило в своем составе три крупные ГЭС, которые должны были перей­ти в собственность РАО «ЕЭС России» с перево­дом в режим оптовой торговли.

В результате первого этапа реструктуриза­ции российская электроэнергетика утратила прежнюю вертикально интегрированную струк­туру, произошло также частичное организацион­ное разделение видов хозяйственной деятельно­сти. В производстве электроэнергии появились несколько хозяйственных субъектов с самостоя­тельными экономическими интересами:станции РАО «ЕЭС России», государственные АЭС, стан­ции региональных ЛОэнсрго. В сфере передачи электроэнергии произведено объединение меж­системных линий в рамках РАО «ЕЭС России». И сфере распределения были образованы струк­турно самостоятельные акционерные компании. обеспечивающие эксплуатацию передающих и распределительных сетей на территории соот­ветствующих субъектов РФ. Вместе с тем новая структура РЛО «ЮС России» во многом воспро­извела прежнюю систему административно-отраслевого управления, но реализованную уже на основе имущественных отношений с пере­дачей контрольных пакетов акций одной обще­отраслевой холдинговой компании, заменившей отраслевое министерство. Первоначальное раз­мещение акций АОэнерго было проведено таким образом, чтобы затруднить аккумулирование значительного пакета в одних руках и минимизи­ровать риск установления контроля любых ак­ционеров (кроме РАО) над этими компаниями. Кроме того, РАО «ЕЭС России» на нравах хол­динговой компании полностью контролирует формирование органов управления дочерних компаний, заключая трудовые контракты с их ге­неральными директорами.

Выбранный способ формирования отрасле­вой структуры капитала, при котором контроль­ный пакет акций большинства отраслевых компа­ний принадлежит РЛО «ЕЭС России», обеспечил преемственность управления в условиях трудно­го переходного периода. Вместе с тем он создал определенные проблемы для формирования в России конкурентного федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ).

Состав и принципы организации ФОРЭМ. Конечная цель создания ФОРЭМ — эконо­мичное и падежное энергоснабжение потребите­лей на основе стабильного и недискриминационного механизма купли-продажи электроэнергии и мощности.

Такой механизм предполагает организацию конкурентной системы оптовой торговли как главного стимула более эффективного использо­вания существующих генерирующих мощно­стей, а также создание условий для рационально­го развития мощностей по производству и пере­даче электроэнергии.

В результате первого этапа реформирования электроэнергетики был сформирован двухуров­невый регулируемый рынок электроэнергии, включающий:

федеральный оптовый рынок электроэнер­гии и мощности, обеспечивающий поставки в дефицитные регионы страны электроэнергии от крупных гидравлических, тепловых и атом­ных электростанций, а также от избыточных АОэнерго по транспортной сети рынка — межсистемным линиям электропередачи напряже­нием 330 кВ и выше;

72 региональных (розничных) рынка элек­троэнергии, сформированных на территории республик и областей России (субъектов РФ) и монопольно обслуживаемых соответствующи­ми АОэнерго.

Несмотря на имевшиеся сложности, в режим оптовой торговли были переведены 25 тепловых и гидравлических станций (из намеченных 51) обшей установленной мощностью 43 млн кВт, а также 8 АЭС общей установленной мощно­стью 21 млн. кВт (7 АЭС, объединенных в соста­ве концерна «Росэнертоатом», и Ленинградская АЭС), оставшиеся в государственной собствен­ности. Это позволило сформировать ресурсы электроэнергии и мощности для электроснабже­ния дефицитных энергосистем. В итоге участни­ками ФОРЭМ являются:

РАО «ЕЭС России» как организатор функ­ционирования и развития ФОРЭМ с входящим в него АО «ЦДУ ЕЭС России», выполняющим функции оператора ФОРЭМ;

25 тепловых и гидравлических станций — дочерние компании и филиалы РАО «ЕЭС России»;

8 атомных электростанций;

АОэнерго и другие энерюснабжающие орга­низации, расположенные в пределах функциони­рования ЕЭС России;

АО «Электроцинк» (первый крупный потре­битель электрической энергии, который в поряд­ке эксперимента был выведен на оптовый рынок).

Таким образом, ФОРЭМ имеет сегодня огра­ниченные масштабы. Доля поставок электро­энергии с ФОРЭМ в общем потреблении элек­троэнергии территориальных зон страны весьма различна и колеблется от 48—50 % в энергозо­нах Центра и Северо-Запададо 18—19 % в энер­гозонах Урала и Сибири. Низкие показатели на Урале и в Сибири стали результатом непол­ной реализации Указа Президента. В частности, в режим оптовой торговли в уральской энергозоне переведено только 20 % мощностей крупных ТЭС- В составе энергосистем остались работать наиболее экономичные крупные электростанции на газе: Рефтинская ГРЭС мощностью 3800 МВт и Сургутские ГРЭС-1 и 2 суммарной мощностью свыше 8 млн кВт. В сибирской энергозоне в ре­жим оптовой торговли выведена только Саяно-Шушенская ГЭС, а эффективные Братская, Усть-Илимская и Иркутская ГЭС с суммарным годовым производством электроэнергии около 50 млрд кВт • ч остались в составе (и в собствен­ности) ЛО «Иркутскэнерго». В энергозоне Даль­него Востока в режим оптовой торговли переве­дены только Зейская ГЭС и Приморская ГРЭС.

В технологии функционирования ФОРЭМ следует различать следующие две стадии: про­изводства и передачи электроэнергии.

Стадия производства электроэнергии, в кото­рой участвуют многие электростанции, не отно­сится к естественной монополии и не подлежит регулированию со стороны государства. При этом целесообразно использовать конкуренцию между производителями (электростанциями), выбирая тех. которые вырабатывают электро­энергию но наиболее низкому тарифу, что при­водит к общему снижению тарифа на поставляе­мую на оптовый рынок электроэнергию.

Стадия передачи электрической энергии — естественная монополия, поскольку строитель­ство нескольких линий электропередачи изна­чально экономически неэффективно. В соответ­ствии с федеральным законом «О естественных монополиях» этот вид деятельности относится к регулируемой со стороны государства сфере деятельности.

Обе стадии, характерные для ФОРЭМ, суще­ствуют также на уровне территории субъекта РФ и относятся к розничному рынку электроэнер­гии. Производство электрической энергии элек­тростанциями Л0')нерго не относится к сфере деятельности субъектов естественных монопо­лий. На территории субъекта РФ тарифы на про­изводство- передачу и распределение элек­трической энергии регулируются региональной энергетической комиссией (РЭК) соответствую­щего ре1иона.

В соответствии с федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Россий­ской Федерации» тарифы на электрическую энер­гию (мощность) на ФОРЭМ устанавливает феде­ральная энергетическая комиссия (ФЭК) России, которая утверждает тарифы на электроэнергию для следующих субъектов оптового рынка:

тепловых, гидравлических и атомных электростанций, поставляющих электроэнергию на ФОРЭМ;

избыточных АОэнерго, поставляющих электроэнергию на ФОРЭМ.

ФЭК России также устанавливает размер абонентной платы за услуги по организации ра­боты и развитию ГЭС России.

В настоящее время ФОРЭМ функционирует в составе семи энергозон: Центра, Урала, Северо-Запада, Волги, Юга, Сибири и Востока. Та­риф на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМ, усредняется для энергозон Центра, Урала, Северо-Занада, Волги и Юга. Для Сибири и Востока утверждаются различные тарифы.

На оптовом рынке страны работают наибо­лее крупные и экономичные электростанции, и поэтому тариф оптового рынка более низкий, чем тариф на территории отдельных АОэнерго.

В развитии ФОРЭМ различают следующие два этана.

Переходный (первый) этап, на котором ФЭК России осуществляет прямое государственное регулирование не только тарифов на элек­троэнергию, отпускаемую с оптового рынка, но и тарифов на электроэнергию, поставляемую на ФОРЭМ.

На этом этапе конкуренция между производителями электроэнергии носит ограниченный характер, поскольку тарифы для них утвержда­ются ФЭК России, а не формируются непосред­ственно в режиме работы диспетчера ЦДУ ЕЭС России, и осуществляется только при формиро­вании баланса производства и поставок электро­энергии в рамках НЭС России по субъектам оп­тового рынка. Так, РАО «ЕЭС России» совместно с АО «ЦДУ ГЭС России» на основании пред­ложений поставщиков и покупателей ФОРЭМ разрабатывает годовой и квартальные балансы производства и поставок электрической энергии (мощности) по субъектам ФОРЭМ в рамках ЕЭС России. При составлении указанного баланса в первую очередь включают те электростанции и избыточные АОэнерго, у которых заявочный сред не от пуск но и тариф на электроэнергию, пе­редаваемую на ФОРЭМ, наименьший. Баланс утверждается ФЭК России и служит основой для заключения коммерческих договоров на ФОРЭМ. В дальнейшем АО «ЦДУ ЕЭС России» в качестве оператора оптового рынка осуществ­ляет контроль за исполнением субъектами ФОРЭМ балансов электрической энергии, ут­вержденных ФЭК России.

Однако трудности в топливообеспечении электростанций, а также их незаинтересованность в принятиии на себя дополнительной на­грузки (поскольку вся прибыль относится на ус­тановленную мощность, а не на электроэнергию) не дают возможности ЦДУ ЕЭС России вести оптимальный режим загрузки электростанций.

Среднеотпускные тарифы (совместно на мощность и электроэнергию), утвержденные ФЭК России, являются основой для финансовых расчетов на оптовом рынке для дефицитных и избыточных АОэнерго. АО «ЦДУ ЕЭС Рос­сии» обеспечивает оптимальные режимы работы электростанций — субъектов ФОРЭМ в услови­ях их параллельной работы. При этом тарифы на электроэнергию и мощность, утвержденные ФЭК России для электростанций, используются не для финансовых расчетов, а служат только для оценки тарифов на электроэнергию, отпус­каемую с ФОРЭМ. Распределение нагрузки меж­ду электростанциями, осуществляемое в режиме реального времени, а также изменение цены то­плива приводят к тому, что тарифы на электро­энергию, отпускаемую электростанциями на оп­товый рынок, приходится уточнять.

Таким образом, для каждого продавца элек­троэнергии ФЭК России устанавливает отдель­ный тариф исходя из фактических нормируемых затрат, включая допускаемую прибыль. Дефи­цитные АОэнерго покупают с ФОРЭМ электро­энергию по усредненному (в пределах одной или нескольких энергозон) тарифу, который в одних случаях выше тарифа продавца электро­энергии на оптовый рынок, а в других случаях ниже. ФЭК России с 1 августа 1996 г. установил единый тариф на электроэнергию- отпускаемую с ФОРЭМ, в пределах европейской части страны и Урала. Тарифы на электроэнергию для энергозон Сибири и Дальнего Востока не вырав­ниваются.

При таком механизме формирования тари­фов возникают следующие противоречия между субъектами оптового рынка:

в энергозонах с большим количеством круп­ных ГЭС, где затраты на производство электро­энергии низкие, как, например, в Сибири, мест­ным потребителям невыгодно покупать электро­энергию по усредненному (более высокому) та­рифу ФОРЭМ, и они стараются обойти оптовый рынок. Чтобы смягчить это противоречие, дефи­цитным АОэнерго, на территории которых рас­положены крупные электростанции, поставляю­щие дешевую электроэнергию на ФОРЭМ, предоставлено право покупать электроэнергию с ФОРЭМ по тарифам, сформировавшимся на этих электростанциях. Это положение закреп­лено в «Положении о государственном регули­ровании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации на 1993 год»;

низкозатратные производители электричес­кой энергии не могут заключать выгодные сдел­ки с местными потребителями по своему более низкому тарифу. Они вынуждены вначале поста­вить свою дешевую электроэнергию на ФОРЭМ, и только потом эта электроэнергия по более вы­сокому (усредненному) тарифу оптового рынка поступает к потребителю;

выгоды от производства дешевой электро­энергии распределяются между потребителями в энергозонах с более высокими затратами. Та­ким образом, потребители, расположенные в энергозонах с низкими затратами на производ­ство электроэнергии, дотируют потребителей в энергозонах с высокими затратами на выработ­ку электроэнергии;

в энергозонах с высокими затратами на про­изводство электроэнергии потребители, по­лучающие электроэнергию по сниженному по сравнению с фактическим тарифу, не заботят­ся о ее эффективном использовании;

у производителя электроэнергии с низкими затратами отсутствует стимул увеличивать ее выработку и снижать затраты, поскольку он по­лучает регулируемую прибыль, исчисляемую в соответствии с фактическими затратами на производство электроэнергии.

Поэтому органы исполнительной власти субъ­ектов РФ (например, в Иркутской области) удер­живают электростанции с дешевой электроэнер­гией в составе своих территориальных АОэнерго, не допуская их выхода на оптовый рынок.

Второй этап — функционирование субъектов ФОРЭМ по правилам конкуренции производите­лей электроэнергии и государственного регули­рования стоимости услуг естественных монопо­лий, к которым относится передача электроэнер­гии но электрическим сетям ЕЭС России.

Главной целью рыночного механизма на этом этапе остается повышение надежности и эффективности функционирования ФОРЭМ. Однако эта цель достигается при помощи ры­ночного механизма формирования тарифов оп­тового рынка, а не их прямого государственного регулирования. 'Гак, цена на электроэнергию в любой (например, получасовой или часовой) интервал времени принимается равной наиболь­шим переменным затратам замыкающей в дан­ный интервал времени электростанции. Расчет за электроэнергию со всеми производителями — субъектами оптового рынка осуществляется по этой цене независимо от их фактических за­трат на выработку электроэнергии. Все потребители также оплачивают единый для данного ин­тервала времени тариф. При переходе к следую­щему получасовому (часовому) интервалу вре­мени тариф оптового рынка изменяется.

Полный тариф оптового рынка складывается из цены на электроэнергию, платы за мощность, надбавок режимных ограничений и затрат на вспомогательные услуги. При наличии огра­ничений на передачу электроэнергии между энергозонами и потерь электроэнергии тарифы для различных энергозон будут отличаться с учетом указанных условий.

11лата за мощность устанавливается в зависи­мости от фактически складывающегося баланса спроса и предложения. Так, по мере приближе­ния уровня спроса к уровню предложения плата за мощность возрастает, ограничивая тем самым спрос и преследуя цель обеспечить выработку электроэнергии в аварийных условиях.

Противоречия, которые характерны для пер­вого этапа формирования оптового рынка, могут быть сняты с помощью рыночного ценообразо­вания тарифов на втором этапе развития оптово­го рынка. У рыночного ценообразования есть следующие преимущества:

поскольку все потребители электроэнергии в пределах одной энергозоны платят за нее оди­наковую (замыкающую) цену, отсутствует скры­тое дотирование потребителей в высокозатратных энергозонах за счет потребителей в низкозатратных энергозонах;

производители электроэнергии получают возможность зарабатывать дополнительную прибыль путем снижения своих затрат и стре­мятся снизить тарифы:

электростанции с дешевой электроэнергией стремятся выйти на оптовый рынок, где расчеты с ними производятся по более высоким тарифам оптового рынка, тем самым понижая тариф опто­вого рынка.

Однако при рыночном формировании тари­фов на отпуск электроэнергии в электрические сети оптового рынка возникают другие пробле­мы. В их числе следующие:

общее повышение тарифов оптового рынка по сравнению с регулируемыми государством, поскольку теперь потребитель платит более высо­кую (замыкающую) цену за электроэнергию;

получение производителями дешевой элек­троэнергии высоких прибылей.

Однако, если прибыль низкозатратных про­изводителей окажется слишком большой, воз­можно удерживать часть этой прибыли без ущерба для общей эффективности системы.

В конкурентном рынке у электростанций по­является стимул к максимальному уточнению заявок цен на уровне своих переменных (топлив­ных) затрат. Так, если электростанция заявит це­ну, превышающую ее переменные затраты, то она окажется незагруженной из-за более низ­кой цены других электростанций и не получит дохода. Если же электростанция, ставящая цель получить большую выработку, заявит цену ниже своих переменных затрат, она несет убытки от производства электроэнергии.

Полностью развитой оптовый рынок элек­троэнергии выглядит следующим образом. По­требители электрической энергии заключают прямые договоры с ее производителями (элек­тростанциями) и (или) поставщиками. В догово­рах согласовывается тариф на электрическую энергию и мощность. В этом случае тариф на электроэнергию — это предмет договора между поставщиком и потребителем. Дополнительно потребитель оплачивает оптовому рынку его ус­луги по передаче электроэнергии по электричес­ким сетям оптового рынка от электростанции до распределительных сетей энергоснабжающей компании (АОэнерго), а также услуги энерго­снабжающей компании (АОэнерго) но передаче электроэнергии по ее распределительным сетям.

В процессе работы производитель и потреби­тель сообщают диспетчеру данные соответст­венно о вырабатываемой и потребляемой мощ­ности в установленный интервал времени. Дис­петчеры суммируют все поступившие заявки, а затем на небаланс мощности устанавливают оптимальное распределение нагрузки между свободными мощностями электростанций. Та­ким образом, оператор оптового рынка форми­рует' только текущий тариф на объем небаланса мощности, а расчет между производителями и потребителями, заключившими ранее догово­ры на поставку электроэнергии, производится по установленному в договоре тарифу.

В январе 1994 г. был организован совмест­ный российско-американский проект по реорга­низации электроэнергетики России. В его рам­ках эксперты РАО «ЕЭС России» и «Хаглер Байи Консалтинг Инкорнорейтсд» (США) разработа­ли план преобразований российской электро­энергетики, который учитывался при формиро­вании ФОРЭМ.

Был использован также опыт создания рынка электроэнергии в Великобритании. Приватизация британской электроэнергети­ки была начата в 1989 г. До этого вся электро­энергетика была государственной и состояла из Центрального управления по производству электроэнергии (ЦУПЭ) и 12 небольших терри­ториальных управлений (ТУ). ЦУПЭ несло от­ветственность за производство и передачу элек­троэнергии, а ТУ — за ее распределение по сво­им территориям. ТУ приобретали электроэнер­гию у ЦУПЭ по фиксированной цене, и их хозяй­ственная деятельность оказалась строго ограниченной. Электроэнергетика была жестко верти­кально интегрирована.

С целью повысить эффективность электро­снабжения путем развития конкуренции среди производителей электроэнергии ЦУПЭ было разбито на четыре отдельные генерирующие компании. Две из них — «Нэшенел Пауэр» н «Пауэр Джен» обеспечили выработку электро­энергии электростанциями на органическом топ­ливе, а государственная компания «Ньюклеар электрик» взяла на себя ответственность за про­изводство электроэнергии на АЭС.

Эксплуатация линий электропередачи высо­кого напряжения была возложена на компанию «Нэшенел Грид». Продажа ТУ, ответственных за распределение электроэнергии на отдельных территориях, проводилась отдельно. На их осно­ве образовались 12 частных региональных элек­трических компаний.

Конкуренция в производстве электроэнергии и энергоснабжении в Великобритании прояви­лась уже в скором времени после приватизации электроэнергетики. Так, региональные элек­трические компании, обеспечивающие непо­средственное энергоснабжение потребителей, стремясь уменьшить свою зависимость от круп­ных производителей, стали строить собственные электростанции, в основном с использованием парогазовых установок (ИГУ). Таким образом, региональные электрические компании, ответст­венные в первую очередь за распределение элек­троэнергии, а не за ее производство, сами стали конкурировать на оптовом рынке с главными производителями электроэнергии — «Нэшенел Пауэр», «Пауэр Джен» и «Ньюклеар электрик».

Теперь потребитель в Великобритании мо­жет покупать электроэнергию у любой ком­мерческой организации, включая крупные гене­рирующие компании, региональные электричес­кие компании и новых независимых производи­телей электроэнергии. Передача же электроэнер­гии по линиям высокого напряжения осталась государственной монополией.

Основные результаты приватизации в Анг­лии и Уэльсе следующие:

за последние 5 лет прибыль региональных электрических компаний возросла на 102 %, «Нэшенел Пауэр» и «Пауэр Джен» — на 203 % и «Нэшенел Грид комнани» — на 42 %;

цены на электроэнергию для потребителей почти не изменились.

Особенности создания оптового рынка элек­троэнергии в Великобритании, которые могут проявиться и в России:

1. Возникновение на рынке электроэнергии олигополии производителей (господства неболь­шого числа крупных компаний), сдерживающей раз­витие конкуренции. В Великобритании эту про­блему решают путем принуждения крупнейших производителей «Пэшенел Пауэр» и «Пауэр Джен» продавать другим электрокомпаниям 6 млн кВт мощностей.

2. Жизнеспособность конкурентной электро­энергетики оказалась ниже той, которая обес­печивается при вертикальной схеме ее управле­ния. Чтобы сохранить надежное функционирова­ние электроэнергетики в рыночных условиях, необходимо обеспечить параллельную работу субъектов оптового рынка с помощью центра еди­ного диспетчерского управления и создать систе­му правовой ответственности энергоснабжающих организаций за надежное энергоснабжение.

3. До реструктуризации британская электро­энергетика, как и российская, была полностью государственной. Приватизация электроэнерге­тики в Великобритании началась примерно в тот же период, что и в России, и также, как в пашей стране, на одних территориях она проходила ус­пешно (в Англии и Уэльсе), а на других (в Шот­ландии) она вообще не была проведена из-за про­тиводействия местных органов власти и осталась целиком государственной. Тем не менее британ­ская электроэнергетика эффективно функциони­рует и при различных формах владения объекта­ми электроэнергетики на разных территориях.

4. Создание рынка и появление конкуренции в производстве электроэнергии и энергоснабже­нии в Великобритании привели к интенсивному строительству электростанций с использованием ПГУ. что породило в стране «газовую лихо­радку». Аналогичная ситуация может возникнуть и в России, поскольку экономические и ресурс­ные условия для этого существуют.

Создание конкурентного оптового рынка электроэнергии (мощности) в России может ос­ложниться из-за следующих обстоятельств:

1. В СССР развитие электроэнергетики фи­нансировалось централизованно, целиком из государственного бюджета и шло по пути соору­жения крупных государственных районных электростанций (ГРЭС), ГЭС и АЭС, обес­печивающих электроснабжение больших терри­торий без создания дополнительных конкури­рующих источников электроэнергии. И такой путь развития электроэнергетики при государст­венной форме ее владения был экономически эффективным. Избытки в производстве элек­трической энергии, появившиеся только в по­следние годы, обусловлены значительным сни­жением потребления электроэнергии в промыш­ленности страны. При выходе России из эконо­мического кризиса может возникнуть даже дефицит электроэнергии, и в этих условиях конкуренция производителей электроэнергии не возникнет.

2. Значительное число ТЭЦ в России также затрудняет конкуренцию производителей элек­троэнергии на оптовом рынке. В настоящее вре­мя ТЭЦ сохранены в составе АОэнерго, так как основным их назначением является теплоснаб­жение городов, а вырабатываемая электроэнер­гия выступает производным продуктом. ТЭЦ тесно связаны с теплоснабжением городов, и на­рушать их сложившиеся технологические и хо­зяйственные связи с коммунальным хозяйством нецелесообразно.

3. В России формирование оптового рынка осложняется еще и тем, что АОэнерго, сохранив в своем составе большинство электростанций общим числом около 600 (против 25 находящих­ся в составе РАО «ЕЭС России»), стремятся за­грузить прежде всего эти свои электростанции и только потом купить пусть даже более деше­вую электроэнергию с оптового рынка- Крайне необходимы правила поставки электроэнергии на оптовый рынок, которые позволяли бы эконо­мически заинтересовать АОэнерго в замещении выработки собственных неэкономичных элек­тростанций электроэнергией с оптового рынка.

Существующий порядок расчета тарифов на электроэнергию для электростанций РАО «ЕЭС России» и для избыточных АОэнерго, по­ставляющих электроэнергию на оптовый рынок, содержит противоречия и не стимулирует разви­тие конкуренции. Так, среднеотпускной тариф на электроэнергию оптового рынка для электро­станций РАО «ЕЭС России» включает в себя пла­ту как за мощность, так и за электроэнергию. В то же время избыточные АОэнерго продают электроэнергию на оптовый рынок по тарифу, исчисляемому только по топливной составляю­щей производства электроэнергии. Поэтому та­риф на электроэнергию, отпускаемую избыточными АОэнерго на оптовый рынок, всегда ниже тарифа для собственных потребителей АОэнерго, поскольку в последнем собственный потребитель АОэнерго всегда оплачивает посто­янную составляющую.

Для полноценной конкуренции на оптовом рынке необходимо разработать методы расчета двухставочных тарифов как для электростанций РАО «ЕЭС России», АЭС концерна «Росэнергоатом», так и для избыточных АОэнерго.

Аналогично (по двухставочной составляю­щей) должны рассчитываться и тарифы на покуп­ную мощность и электроэнергию с оптового рын­ка. Такие двухставочные (на мощность и элек­троэнергию) тарифы должны действовать на ФОРЭМ для расчетов между электроэнергией, продаваемой на оптовый рынок и покупаемой с оптового рынка.