FORMALIZATION OF THE ELECTRICITY PRICING MECHA-NISM FOR «OTHER CONSUMERS» OF THE RETAIL MARKET

Aleksandr Vasil'yevich Yashchenko, AO Barnaul'skaya gorelektroset', Russia, Barnaul. PhD in Economics, General Director, SPIN, 2985-2160; Author ID, 1103867, E-mail: alex@bges.ru

В предлагаемой статье рассматривается сложная и достаточно уникальная проблема ценообразования на оптовом и розничном рынках электроэнергии и мощности. Анализ электроэнергетической отрасли и ее взаимодействие с экономикой, по мнению большинства исследователей, после трансформационных преобразований, показал некий конгломерат рынка, плановой экономики и экономики «либерального раздатка». Реформаторы действовали под лозунгом ухода от монополизма, который, якобы мешал ее развитию. Ложность этого посыла подтверждается всей постреформационной практикой: в отрасли за счет частных инвестиций ничего существенного не построено, цены и тарифы на электроэнергию и мощность постоянно растут, энергокомпании, преимущественно, зарегистрированы как акционерные общества закрытого типа, что само по себе противоречит идеи их инвестиционной привлекательности.  Потребителя от генерирующей компании (фактического поставщика) отделяет большое количество частных инфраструктурных компаний, которые лишают контрагентов функций определения условий и цены сделки, что противоречит всем канонам рыночной экономики. При этом все пространство поставки электроэнергии делится на так называемые ценовые категории. Формально потребитель сам выбирает ценовую категорию, однако этот выбор обусловлен многочисленными правилами, ограничениями и условиями. Для более четкого и прозрачного понимания механизма ценообразования нами осуществлена попытка сформировать модель, с формализованным алгоритмом действий при составлении договора купли-продажи. Ключевые слова. Оптовый рынок, розничный рынок, ценовая категория, одноставочный тариф, двуставочный тариф, средневзвешенная нерегулируемая цена, предельная цена This article deals with a complex and rather unique problem of pricing in the wholesale and retail electricity and capacity markets. The analysis of the electric power industry and its interaction with the economy, according to the majority of researchers, after transformational transformations, showed a certain conglomerate of the market, a planned economy and a liberal distribution economy. The reformers acted under the slogan of avoiding monopoly, which allegedly hindered its development. The falsity of this message is confirmed by the entire post-reform practice: nothing significant has been built in the industry due to private investments, prices and tariffs for electricity and capacity are constantly growing, energy companies are mainly registered as closed joint-stock companies, which in itself contradicts the idea of their investment attractiveness. The consumer is separated from the generating company (the actual supplier) by a large number of private infrastructure companies, which deprive counterparties of the functions of determining the terms and price of the transaction, which contradicts all the canons of a market economy. In this case, the entire space for the supply of electricity is divided into the so-called price categories. Formally, the consumer chooses the price category himself, but this choice is due to numerous rules, restrictions and conditions. For a clearer and more transparent understanding of the pricing mechanism, we made an attempt to form a model with a formalized algorithm of actions when drawing up a sales contract.  Keywords. Wholesale market, retail market, price category, one-part tariff, two-part tariff, weighted average unregulated price, marginal price

Введение.

Либеральный раздаток, как справедливо считает О.Э. Бессонова, это антипод рыночной экономики, базирующийся на механизме «сдач-раздач», а не на механизме «купли-продажи» [1, 2]. Итоги реформирования плановой экономики СССР она называет «квазирынком»: «Внешне присутствуют все атрибуты рыночного хозяйства: частная собственность, отношение купли-продажи, свободное ценообразование. Однако сохраняется латентное раздаточное содержание: частные компании и фирмы, в массе своей не вырабатывают рыночно-ориентированные стратегии, а ведут борьбу за государственный ресурс….» [2. с. 34]. Анализируя трансформационные процессы России, многие исследователи отмечают их не рыночный характер [3, 4]. Принципы организации и управление заимствуются из рыночной экономики, но затем адаптируется под институциональную среду, сложившуюся в государстве. Это целиком и полностью относится и к реформам в электроэнергетике. Разрушение естественной, эволюционно сложившейся организации взаимодействия электроэнергии и экономики, к которой мы относим весь хозяйственный комплекс: предприятия, организации, домохозяйства, физические лица под лозунгом рыночного реформирования не дало ожидаемого результата. Попытка искусственно создать рыночных агентов электроэнергетики, разорвав технологически связанные производственные подсистемы и заставить их конкурировать, фактически, провалилась [5, 6, 7]. Причины такого провала подробно описаны в работах [8, 9]. Первое, это невозможность создать автономных агентов с конечным набором однотипных товаров или услуг. Например, выделим генерацию, определим некоторое множество генерирующих компаний, но тогда каждая генерирующая компания должна иметь свои сети для доставки товара потребителю. Если учитывать десятки генерирующих компаний и сотни тысяч потребителей, то даже в региональном разрезе сетями будет опутано все географическое пространство, количество режимов, правил, особенностей потребления и прочих условий будет бесконечно много, такой рынок будет просто неуправляемым. Тогда реформаторы стали действовать методом реагирования и исправления ошибок. Создаются оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничный рынок, со своими правилами, хитроумные механизмы ценообразования и различные регулирующие структуры. У реформаторы стремились создать некий рынок электроэнергетики, на первый взгляд основанный на корпоративных принципах (собственники активов, дивиденды), но организационно-экономически и технологически близкий к той модели, от которой была сделана попытка уйти. Второе, двойственность отрасли электроэнергетика при взаимодействии с экономикой. По нашему мнению [10], электроэнергетика является и самостоятельным видом экономической деятельности и инфраструктурной отраслью, что отличается от позиции ряда авторов, например, [11], которые относят ее исключительно к инфраструктурной отрасли. Третье, электроэнергетика, по ее роли и значению в национальной экономике и способу организации относится к естественной монополии. Ее деятельность, исходя из системных принципов, должна быть основана на определенной целостности структурной организации и учете особенностей технологии. Оценивая аргументацию реформирования РАО ЕЭС можно сделать вывод, что эта аргументация явилась спекулятивным прикрытием желания ряда физических лиц присвоить активы электроэнергетических компаний и получить доступ к эффективным, финансовым потокам. Такое спекулятивное прикрытие явилось следствием проявления институциональных факторов [12, 13, 14, 15] трансформационных преобразований. Методы и Материалы. Одним из достаточно негативных итогов реформ электроэнергетики стал предложенный реформаторами весьма сложный механизм ценообразования, характеризующийся многими правилами, процедурами, условиями и ограничениями. Анализ объекта исследования показал, что не существует четких процедур и формализованных методов определения цены на электроэнергию в звеньях поставок на розничных рынках. Поэтому в данной статье была поставлена задача формализации механизма ценообразования, представив его системой математических соотношений и процедур, дающих четкий ответ как определять цену поставки электроэнергии для соответствующего договора между Гарантирующим поставщиком и потребителем. На розничном рынке электроэнергии, в соответствии с Постановлением от 4 мая 2012 г. № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии», действует шесть ценовых категорий. В целом, эти ценовые категории разделяются на [16]:

• интегральные, применяются к объемам потребления электрической энергии за определенный период времени — сутки, месяц и т.д. Такие цены рассчитываются только по одной ставке.
• интервальные, применяются к почасовым объемам электрической энергии, когда каждому часу назначается индивидуальная цена, здесь при расчете применяются две и более ставки.

Первую и вторую ценовые категории относят к интегральным (ЦК1) и (ЦК2), а  третью, четвертую, пятую и шестую — к интервальным (ЦК3, ЦК4, ЦК5, ЦК6). По действующим правилам оптимальную категорию из этих шести, на один год могут выбрать так называемые «прочие потребители» ( не население, или приравненные к ним лица), т.е. фактически, юридические лица. Все те же правила делят потребителей на две основные группы:

• работающих с максимальным напряжением более 670 кВт;
• работающих с напряжением не превышающим 670 кВт.

С 01 июля 2013 г., потребителям, чья максимальная мощность превышает 670 кВт, запрещается использовать интегральные ценовые категории: расчет цен на поставку для них осуществляется в рамках интервальных ценовых  категорий с 3-ей по 6-ю. Потребители, работающие с мощностью не выше шестьсот семидесяти (670) кВт, при заключении договора поставки могу выбирать любую из шести ценовых категорий. Согласно существующим правилам [16], интервальные ценовые категории делятся по видам и процедурам определения цен:

• без планирования почасового потребления (ЦК3 и ЦК4);
• требующих планирование почасового потребления (ЦК5 и ЦК6);
• рассчитываемых по одноставочному тарифу (ЦК3 и ЦК5);
• рассчитываемых по двухставочному тарифу (ЦК4 и ЦК6).

Постановление Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1179 «Об определении и применении гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность)» [17] регламентирует процедуры определения тарифа на электроэнергию для каждой из шести ценовых категорий на основании следующих правил. Процедура определения тарифа на поставку электроэнергии для первой ценовой категории (1 ЦК) Тариф для первой ценовой категории определяется по формуле:

Ц_ПН1 = Ц_СН1 + Ц_СЕТ +Ц_ИП +Ц_СН    (1)

где Ц_ПН1 – предельный уровень нерегулируемых цен на электроэнергию для первой ценовой категории, руб./МВтч. Рассчитываемый тариф из (1) является основой договора купли-продажи электроэнергии для потребителей; Ц_СН1 – средневзвешенная нерегулируемая цена на электроэнергию, покупаемую на ОРЭМ, руб./МВт·ч. Алгоритм определения данной величины приведен ниже. Ц_СЕТ – дифференцированный по уровням напряжения одноставочный тариф на услуги по передаче электрической энергии с учетом стоимости нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях, руб./МВт·ч. Одноставочный тариф разделен по величине напряжения на четыре ступени: высокое напряжение (ВН) – 110 кВ и выше, среднее первое напряжение (СНI) – 35 кВ, среднее второе напряжение (СНII), от 1 до 20 кВ и низкое напряжение (НН) – ниже 1 кВ. Например, для Алтайского края данные тарифы, на период 01.01.2021 – 31.12.2021 содержаться в таблице №1, приложения к Решению № 556 от 29.12.2020 «О внесении изменений в решение управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 27.12.2019 № 589» [17]; Ц_ИП – инфраструктурные платежи: оплата услуг АО «Центр финансовых расчётов», АО «Администратор торговой системы», АО «Системный оператор Единой энергетической системы»), руб./МВт·ч. Тарифы на инфраструктурные услуги размещены на официальном сайте коммерческого оператора оптового рынка АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам розничного рынка и ФСК» в подразделе «Стоимость услуг инфраструктурных организаций оптового рынка электроэнергии (по субъектам РФ)». При этом для определения цены инфраструктурных платежей за текущий месяц необходимо выбрать файл с соответствующей информацией за прошлый месяц [18]. В данном файле представлены необходимые стоимости платежей с разбивкой по контрагентам для оплаты. Для получения тарифа на инфраструктурные платежи необходимо разделить общую стоимость по выплатам всем контрагентам на величину фактического объема покупки электроэнергии на оптовом рынке. Фактический объем покупки электроэнергии на оптовом рынке ГП публикует на своем официальном сайте. Например, для АО «Барнаульская горэлектросеть», такая информация представлена в разделе «Розничный рынок» – «Расчет нерегулируемой цены» – В размещаемом файле вкладка  «Объем ээ» [19]; Ц_СН– сбытовая надбавка гарантирующего поставщика электроэнергии, руб./МВт·ч. Сбытовые надбавки на период 01.01.2021 – 31.12.2021 для гарантирующих поставщиков Алтайского края опубликованы в приложении к Решению № 551 от 29.12.2020 «Управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов» [17]. Напомним, что данная ценовая категория предназначена только для потребителей с максимальной мощностью до 670 кВт. В качестве примера приведем механизм формирование нерегулируемой цены на электроэнергию для потребителей первой ценовой категории АО «Барнаульская горэлектросеть» за июль 2021 г. (таблица 1) [19]. Средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию Ц_СН1 , является основой определения предельного значения нерегулируемых цен для 1ЦК, рассчитывается следующим образом:

Ц_сн1 =  Ц_сн1 + λЦ_снм     (2)

Ц_СН1 – средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определенная коммерческим оператором для соответствующего гарантирующего поставщика по результатам конкурентных отборов на сутки вперед и для балансирования системы, руб./МВт·ч. Информация о значении данной величины публикуется на официальном сайте  АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам оптового рынка и ФСК» – «Фактические данные для расчета предельных уровней нерегулируемых цен в ценовых зонах» – «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» – Далее выбирается участник розничного рынка электроэнергии и скачивается файл для выбранной компании [20]; Ц_СНМ – средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке, определенная коммерческим оператором оптового рынка для соответствующего гарантирующего поставщика, руб./МВт. Информация о значении данной величины определяется аналогично с ЦСН1 на основании исходных данных, представленных в [20]; λ – коэффициент оплаты мощности потребителями, осуществляющими расчеты по первой ценовой категории, 1/час. Данная величина определяется следующим образом:

λ =N_m/V_e    (3)

Где, интегральный показатель потребления мощности:

N_m = N_m^фо + N_m^рг + N_m^цк2,6 — N_m^нас ,

N_m^фо – фактическая величина пикового потребления мощности с оптового рынка, МВт; N_m^рг  – фактическая величина пикового потребления мощности с розничного рынка, МВт; N_m^цк2,6 – объем потребления мощности потребителями по 2- 6 ЦК, МВт; N_m^нас  – объем потребления мощности населением, МВт.

Интегральный показатель потребления электроэнергии:

V_e = V_e^фо + V_e^рг + V_e^цк2,6 — V_e^нас ,

V_e^фо – фактический объем электрической энергии, приобретенный на ОРЭМ, МВт∙ч; V_e^рг  – фактический объем электрической энергии, приобретенный на розничном рынке, МВт∙ч; V_e^цк2,6 – итоговый объем потребления электроэнергии потребителями 2-6 ЦК, МВт∙ч; V_e^нас – объем потребления электроэнергии населением, МВт∙ч. Приведенные величины предназначены для расчета коэффициента λ (оплаты мощности), использующие расчеты по 1 ЦК: определяются по данным официального сайта гарантирующего поставщика. Так, например, для АО «Барнаульская горэлектросеть» такие данные содержатся в разделе «Розничный рынок» – «Расчет нерегулируемой цены» – в размещаемом файле вкладки «расчет ср.нер.цены» [19]. Пример расчета ЦПН1  на реальных данных приведен в табл.1.

Процедура определения тарифа на поставку электроэнергии для второй ценовой категории (2 ЦК)

Расчет тарифа для второй ценовой категории аналогичен расчету тарифа для первой ценовой категории. При этом средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (и мощность) на оптовом рынке ЦПН1 рассчитывается по установленным зонам суток: «Пик», «Полупик» и «Ночь», либо «Ночь» и «Пик». Здесь «Пик» означает интервал с разбивкой по часам с максимальным потреблением электроэнергии, определяется статистически по прошлому периоду. Соответственно «Ночь» минимальное потребление и «Полупик» — средние значения между «Пиком» и «Ночью». Данная ценовая категория предполагается только для потребителей с максимальной мощностью до 670 кВт. В качестве примера приведем механизм формирование нерегулируемой цены на электроэнергию для потребителей второй ценовой категории (потребители максимальной мощности менее 150 кВт) АО «Барнаульская горэлектросеть» за июль 2021 г. (табл. 2), [18]. Вторая ценовая категория применяется в том случае, когда электричество регистрируется энергопринимающими устройствами, обладающими возможностью регистрирации потребления электрической энергии по зонам суток. Тогда получается, что выражение (1) используется для каждой строки табл. 2, т.е. для строк: «Ночь», «Полупик», «Пик». Значение величины ЦСНМ публикуется на официальном сайте АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам оптового рынка и ФСК» – «Фактические данные для расчета предельных уровней нерегулируемых цен в ценовых зонах» – «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» – Далее выбирается участник розничного рынка электроэнергии и скачивается файл для выбранной компании [20].

Таблица 1 – Пример расчета нерегулируемой цены на электроэнергию для потребителей 1ЦК

Таблица 2 – Пример расчета нерегулируемые цены на электроэнергию для потребителей 2ЦК

Процедура определения тарифа на поставку электроэнергии для третьей ценовой категории (3 ЦК)

В данном случае тариф определяется как для поставляемой электроэнергии (4), так и для поставляемой мощности (5):

Ц_ПН3 = Ц_СН3 + Ц_СЕТ +Ц_ИП +Ц_СН    (4)

Ц_ПНМ = Ц_СНМ        (5)

где Ц_ПН3 – ставка за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемых цен для третьей ценовой категории, в рамках которой ставка за электрическую энергию нерегулируемой цены применяется к фактически поставленному потребителю (покупателю), руб./МВт·ч; Ц_СН3 –дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая по результатам конкурентных отборов на сутки вперед, определенная и публикуется на официальном сайте АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам оптового рынка и ФСК» – «Фактические данные для расчета предельных уровней нерегулируемых цен в ценовых зонах» – «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» – Далее выбирается участник розничного рынка электроэнергии и скачивается файл для выбранной компании [20]. Ц_СЕТ – дифференцированный по уровням напряжения одноставочный тариф на услуги по передаче электрической энергии с учетом стоимости нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях, руб./МВт·ч. Данный тариф на период 01.01.2021 – 31.12.2021 для Алтайского края опубликован в таблице №1 приложения к Решению № 556 от 29.12.2020 «О внесении изменений в решение управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 27.12.2019 № 589» [17]; Ц_ИП – инфраструктурные платежи. Тарифы на инфраструктурные услуги размещены на официальном сайте коммерческого оператора оптового рынка АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам розничного рынка и ФСК» – «Стоимость услуг инфраструктурных организаций оптового рынка электроэнергии (по субъектам РФ)». При этом для определения цены инфраструктурных платежей за текущий месяц необходимо выбрать файл с соответствующей информацией за прошлый месяц [20]. В данном файле представлены необходимые стоимости платежей с разбивкой по контрагентам для оплаты. Для получения тарифа на инфраструктурные платежи необходимо разделить общую стоимость по выплатам всем контрагентам на величину фактического объема покупки электроэнергии на оптовом рынке. Фактический объем покупки электроэнергии на оптовом рынке гарантирующий поставщик публикует на своем официальном сайте. Например, для АО «Барнаульская горэлектросеть», такая информация представлена в разделе «Розничный рынок» – «Расчет нерегулируемой цены» – В размещаемом файле вкладка «Объем ээ», руб./МВт·ч [19]; Ц_СН – сбытовая надбавка гарантирующего поставщика электроэнергии, руб./МВт·ч. Сбытовые надбавки на период 01.01.2021 – 31.12.2021 для гарантирующих поставщиков Алтайского края опубликованы в приложении к Решению № 551 от 29.12.2020 Управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов [17]. Ц_ПНМ3  – ставка за мощность предельного уровня нерегулируемых цен для третьей ценовой категории, определяемая гарантирующим поставщиком в отношении поставляемого потребителю (покупателю) объема мощности, руб./МВт; \ Ц_СНМ– средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке, которая публикуется на официальном сайте АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам оптового рынка и ФСК» – «Фактические данные для расчета предельных уровней нерегулируемых цен в ценовых зонах» – «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» – Далее выбирается участник розничного рынка электроэнергии и скачивается файл для выбранной компании [20]. Таким образом, 3ЦК применяется для расчета цен на электроэнергию, по которой, в текущем периоде, производился почасовой учет, соотношения (4) — (5), но без почасового планирования.

Процедура определения тарифа на поставку электроэнергии для четвертой ценовой категории (4 ЦК)

В целом, порядок определения тарифа в рамках 4ЦК аналогичен расчету для такого тарифа для 3ЦК, отличие в том, что на передачу электроэнергии используется двухставочный тариф: отдельно тариф на стоимость оплаты технологических потерь электроэнергии в электрических сетях, и отдельно тариф на содержание электрических сетей:

Ц_ПН4 = Ц_СН4 + Ц_СТП + Ц_ИП + Ц_СН    (6)

Ц_ПНМ = Ц_СНМ    (7)

Ц_ПС4 = Ц_СТС     (8)

где Ц_ПН4, аналогичен Ц_ПН1 , Ц_СН4,соответственно, Ц_СН4 , а величины Ц_ИП, Ц_СН, одни и те же для всех ценовых категорий. Ц_ПНМ , \ Ц_СНМ - величины, используемые при расчете тарифа для третьей ценовой категории выражение (5). Ц_СТП – дифференцированная по уровням напряжения ставка для определения расходов на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях тарифа на услуги по передаче электрической энергии. Данный тариф на период 01.01.2021 – 31.12.2021 для Алтайского края опубликован в таблице №1 приложения к Решению № 556 от 29.12.2020 «О внесении изменений в решение управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 27.12.2019 № 589» [17]; Ц_ПС4  - предельный уровень стоимости содержания сети; Ц_СТС  – дифференцированная по уровням напряжения ставка, отражающая удельную величину расходов на содержание электрических сетей, тарифа на услуги по передаче электрической энергии, установленного органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов. Данный тариф на период 01.01.2021 – 31.12.2021 для Алтайского края опубликован в таблице №1 приложения к Решению № 556 от 29.12.2020 «О внесении изменений в решение управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 27.12.2019 № 589» [17]. Величины ЦСН, ЦИП, ЦСН, ЦСНМ определяются по процедуре, описанной для третьей ценовой категории.

Расчет тарифа в рамках пятой ценовой категории (5ЦК)

Тариф для 5ЦК рассчитывается не как действующий, а как планируемый для потребителя тариф, аналогично механизму расчета для 3ЦК:

Ц_ПН5 = Ц_СРСВ + Ц_СЕТ + Ц_ИП +Ц_СН   (9)

Ц_ПНП5 = Ц_СВОПЧ    (10)

Ц_ПНС5 = Ц_СВОСЧ     (11)

Ц_ПС5 = Ц_СТС    (12)

Ц_ПНН5 = | Ц_РСВНБ |     (13)

Ц_ПБР5 = | Ц_БРНБ  |    (14)

Ц_ПНМ5 = | Ц_СНМ  |    (15)

где Ц_ПН5, Ц_ПНП5, Ц_ПНС5, Ц_ПНН5, Ц_ПБР5 – ставки за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемых цен для пятой ценовой категории, руб./МВт∙ч; Ц_СТС, Ц_ИП, Ц_СН – пояснены ранее; ЦПН5  – ставка за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемых цен, определяемая гарантирующим поставщиком для потребителей (покупателей), оплачиваемых поставки по пятой ценовой категории, в рамках которой ставка за электрическую энергию нерегулируемой цены применяется к фактически поставленному потребителю (покупателю), руб./МВт·ч; Ц_СРСВ – «рынок на сутки вперед», дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая коммерческим оператором оптового рынка по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, руб./МВт·ч. Данная информация публикуется на официальном сайте АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам оптового рынка и ФСК» – «Фактические данные для расчета предельных уровней нерегулируемых цен в ценовых зонах» – «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» – Далее выбирается участник розничного рынка электроэнергии и скачивается файл для выбранной компании [20]; Ц_ПНП5  – ставка за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемых цен для пятой ценовой категории, в рамках которой ставка за электрическую энергию нерегулируемой цены применяется к величине превышения фактического почасового объема покупки электрической энергии над соответствующим плановым почасовым объемом потребителя (покупателя), руб./МВт·ч; \ Ц_СВОПЧ – дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая коммерческим оператором оптового рынка по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в отношении объема превышения фактического потребления над плановым потреблением и публикуется на официальном сайте АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам оптового рынка и ФСК» – «Фактические данные для расчета предельных уровней нерегулируемых цен в ценовых зонах» – «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» – Далее выбирается участник розничного рынка электроэнергии и скачивается файл для выбранной компании, руб./МВт·ч [20]; Ц_ПНС5  – ставка за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемых цен для пятой ценовой категории, в рамках которой ставка за электрическую энергию нерегулируемой цены применяется к величине превышения планового почасового объема покупки электрической энергии над соответствующим фактическим почасовым объемом потребителя (покупателя), руб./МВт·ч; Ц_СВОСЧ – дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая коммерческим оператором оптового рынка по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в отношении объема превышения планового потребления над фактическим потреблением и публикуется на официальном сайте АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам оптового рынка и ФСК» – «Фактические данные для расчета предельных уровней нерегулируемых цен в ценовых зонах» – «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» – Далее выбирается участник розничного рынка электроэнергии и скачивается файл для выбранной компании,  руб./МВт·ч [20]; Ц_ПС5  - предельный уровень стоимости содержания сети; Ц_ПНН5  - ставка за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемых цен для пятой ценовой категории, в рамках которой ставка за электрическую энергию нерегулируемой цены применяется к сумме плановых почасовых объемов покупки электрической энергии потребителя (покупателя) по нерегулируемой цене за расчетный период, определяемая гарантирующим поставщиком, руб./МВт·ч. В случае если Ц_РСВНБ ≥ 0, указанная ставка применяется в сторону увеличения суммарной стоимости электрической энергии (мощности), приобретенной потребителем (покупателем) по нерегулируемым ценам. В случае если Ц_РСВНБ< 0, то указанная ставка применяется в сторону уменьшения суммарной стоимости электрической энергии (мощности), приобретенной потребителем (покупателем) по нерегулируемым ценам. Ц_ПННБ = | Ц_РСВНБ | – отнесенная к единице электроэнергии абсолютная величина разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, определенная коммерческим оператором оптового рынка и публикуется на официальном сайте АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам оптового рынка и ФСК» – «Фактические данные для расчета предельных уровней нерегулируемых цен в ценовых зонах» – «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» – Далее выбирается участник розничного рынка электроэнергии и скачивается файл для выбранной компании [20], руб./МВт·ч; Ц_ПБР5  – ставка за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемых цен для пятой ценовой категории, в рамках которой ставка за электрическую энергию нерегулируемой цены применяется к сумме абсолютных значений разностей фактических и плановых почасовых объемов покупки электрической энергии потребителя (покупателя) по нерегулируемой цене за расчетный период, определяемая гарантирующим поставщиком, руб./МВт·ч. В случае если Ц_{БР.НЕБАЛАНС} ≥ 0, указанная ставка применяется в сторону увеличения суммарной стоимости электрической энергии (мощности), приобретенной потребителем (покупателем) по нерегулируемым ценам. В случае если Ц_{БР.НЕБАЛАНС}, указанная ставка применяется в сторону уменьшения суммарной стоимости электрической энергии (мощности), приобретенной потребителем (покупателем) по нерегулируемым ценам; Ц_БРНБ  – приходящаяся на единицу электрической энергии величина разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы, определяемая коммерческим оператором оптового рынка и публикуется на официальном сайте АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам оптового рынка и ФСК» – «Фактические данные для расчета предельных уровней нерегулируемых цен в ценовых зонах» – «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» – Далее выбирается участник розничного рынка электроэнергии и скачивается файл для выбранной компании [19], руб./МВт·ч; Ц_ПНМ5 – ставка за мощность, приобретаемую потребителем (покупателем), предельного уровня нерегулируемых цен для пятой ценовой категории, определяемая гарантирующим поставщиком в отношении поставляемого потребителю (покупателю) объема мощности по нерегулируемой цене, руб./МВт; Ц_СНМ  – средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке, определенная коммерческим оператором в отношении гарантирующего поставщика и публикуется на официальном сайте АО «Администратор торговой системы» в разделе «Участникам оптового рынка и ФСК» – «Фактические данные для расчета предельных уровней нерегулируемых цен в ценовых зонах» – «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» – Далее выбирается участник розничного рынка электроэнергии и скачивается файл для выбранной компании [20], руб./МВт.

Расчет тарифа для шестой ценовой категории (6 ЦК)

Процедура определения тарифа в рамках 6ЦК аналогична с расчетом тарифа для 4ЦК (тариф является двуставочным: отдельно тариф на оплату технологических потерь электроэнергии в электрических сетях, и отдельно тариф на содержание электрических сетей), но с учетом того, что тариф на поставляемую электроэнергию является не постоянной, а планируемой для потребителя величиной:

Ц_ПН6 = Ц_СРСВ + Ц_СЕТ +Ц_ИП +Ц_СН   (16)

Ц_ПНП6 = Ц_СВОПЧ   (17)

Ц_ПНС6 = Ц_СВОСЧ    (18)

Ц_ПС6 = Ц_СТС      (19)

Ц_ПНН6 = | Ц_РСВНБ |    (20)

Ц_ПБР6= | Ц_БРНБ  |    (21)

Ц_ПНМ6 = | Ц_СНМ  |     (22)

Все приведенные величины в формулах (16) –(22) уже пояснены ранее, при описании соотношений пятой ценовой категории. При выборе ценовой категории необходимо учитывать [16], что категория определяется по группе точек поставки (ГТП) в рамках границ балансовой принадлежности энергопринимающего устройства потребителя (совокупности энергопринимающих устройств потребителя). Результаты. Свобода в выборе вариантов для потребителей это лишь иллюзия. Предполагается, что  цену на поставку выбирает потребитель. Предполагается, что потребители (особенно использующие напряжение более 670 кВт), может снижать цены, только посредством изменения режимов потребления, в том числе с опорой на собственную генерацию. Для этого следует:

• роизводить расчеты в целях определения оптимальных режимов потребления электроэнергии, выбирать ценовую категорию и контролировать расчёты гарантирующего поставщика для потребителей, чья максимальная мощность менее 670 кВт. Для ЦК2-ЦК6, обязательно применение этих условий тем потребителям, чья максимальная мощность свыше 670 кВт;
• производить почасовый технический учёт и осуществлять постоянный мониторинг и регулирование объема фактического потребления электричества в условно «дорогие» и «дешёвые» часы суток, не переплачивая за электрическую энергию при плохой координации поставок и за резервируемую мощность, при ошибке объема резервирования.
• внедрять полный документооборот энергосбытовой организации, включая учет величины заявленной мощности — раз в год; почасовом движении электроэнергии — ежедневно или раз в месяц. Здесь необходимо учитывать условия договора, выбранную, на очередной месяц ЦК, если потребитель ежемесячно будет осуществлять перерасход заявленных объемов.

Все эти мероприятия необходимы для снижения неоправданных переплат за электроэнергию.

Заключение.

Из практики потребления электроэнергии ООО «Барнаульский Водоканал» В рамках 2020 года ООО «Барнаульский Водоканал» приобретал электроэнергию и мощность у АО «Барнаульская горэлектросеть» по 1 ЦК и 3 ЦК. Тарифы на электроэнергию по 1 ЦК определялись с учетом услуг по передаче электрической энергии (Решения Управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 27.12.2019 № 589); а также с учетом сбытовой надбавки гарантирующего поставщика (Решение Управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 27.12.2019 № 584).

Список литературы.

1. Бессонова О. Э. Институциональная дилемма современной России // Экономическая наука современной России. – 2018. -4 (82) — С.:23-36.
2. Бессонова О. Э. Институциональная модель российской экономики: ретроспектива и современный вектор развития // Экономическая наука современной России. – 2008. -4 (43) — С.:28-41.
3. Клейнер Г. Б. Институциональные аспекты реформирования промышленных предприятий // Проблемы теории и практики управления. -2002. -№ 2. С. 24-30.
4. Cтиглиц Дж. Quis custodiet ipsos custodes? Неудачи корпоративного управления при переходе к рынку // Экономическая наука современной России. – № 4. – 2001. – С. 108-139.
5. Веселов Ф.В., Соляник А.И. Условия развития электроэнергетики России в рамках жестких ценовых ограничений в среднесрочной перспективе // Проблемы прогнозирования .- 2020 . № 1. С. 88 -98
6. Волконский В.А., Кузовкин А.И Конкуренция и регулирование в управлении электроэнергетикой (теоретические подходы) URL:https://ecfor.ru/wp-content/uploads/2007/fp/4/03.pdf/ (дата обращения: 27.03. 2021)
7. Воропай Н.И., Стенников В.А., Барахтенко Е.А.Интегрированные энергетические системы: вызовы, тенденции, идеология. // Проблемы прогнозирования. 2017 № 5. С. 39- 49
8. Кутовой. Г.П. «Нужна новая парадигма (или архитектоника) экономических отношений в электроэнергетике». Энергетик, 2016 г., № 2, с. 8-13
9. Кутовой Г.П. О выборе варианта дальнейших реформ в электроэнергетике: от чего ушли, к чему пришли и как выстраивать отношения в электроэнергетике, обеспечивая ее развитие / Международная энергетическая конференция всероссийского открытого постоянно действующего научного семинара «Экономические проблемы энергетического комплекса (семинар А.С. Некрасова) – 2017»: Материалы конференции. М.: Анкил, 2017. С. 209 — 235.
10. Ященко А. В. Развитие электроэнергетики в аспекте совершенствования взаимодействия с экономикой / Теоретические и практические аспекты развития современной науки: теория, методология, практика/ сборник научных статей по материалам V международной научно-практической конференции (15 июня 2021 г., г. Уфа)/ — Уфа: Изд. НИЦ Вестник Науки, 2021. – С. 70 – 84.
11. Тарифная политика в Российской Федерации в отраслях коммунальной сферы: приоритеты, проблемы, перспектива [Текст] : докл. к XXI Апр. междунар. науч. конф. по проблемам развития экономики и общества, Москва, 2020 г. / Е. В. Яркин, И. А. Долматов (рук. авт. кол.), М. А. Панова и др. ; Нац. исслед. ун-т «Высшая школа экономики». — М. : Изд. дом Высшей школы экономики, 2020. — 174 с.
12. Уильямсон О.И. Экономические институты капитализма: фирмы, рынки, «отношенческая»  контрактация / О.И.Уильямсон. –СПб. : Лениздат, CEV Press? 1996. — 702 c.
13. Колодий С.Ю. Трансакционные издержки и их влияние на сбалансированность финансовых ресурсов государства / Ученые записки Таврического национального университета имени В.И. Вернадского Серия «Экономика и управление». Том 25 (64). 2012 г. № 3. С. 103-110.
14. Mанукян М.М., Борзых Л.В. Трансакционные издержки: сущность и динамика в Российской экономике // Вестник СамГУ. 2014, — № 8 (119). –С. 71-74
15. Плещинский А.С., Титов В.В., Межов И.С. Механизмы вертикальных взаимодействий предприятий (вопросы методологии и моделирования). Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2005. -336 с.
16. Ценовые категории электроэнергии в 2021 году (1-6) (URL: http://kwexpert.ru/services/cost-of-ownership-electro-economy/minimization-of-the-cost/vybor-tsenovoy-kategorii-elektroenergii.php)( / (дата обращения: 27.03. 2021)
17. Официальный интернет-портал правовой информации.– Москва. URL:http://publication.pravo.gov.ru/Document/View/2201202012300010?index=0&rangeSize=10 (дата обращения: 08.09.2021).
18. Стоимость услуг инфраструктурных организаций оптового рынка электроэнергии (по субъектам РФ): официальный сайт АО «Администратор торговой системы». – Москва. – URL: https://www.atsenergo.ru/nreport?rname=FRSV_REESTR_INFRAORG_USLUGI_REGRF_ATS&rdate=20210601 (дата обращения: 08.09.2021).
19. Расчёт нерегулируемой цены. – Текст : электронный // АО «Барнаульская горэлектросеть» : официальный сайт. – 2021. – URL: https://bges.ru/retail-market/unregulated-price/ (дата обращения: 08.09.2021).
20. Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен: официальный сайт АО «Администратор торговой системы». – Москва. – URL: https://www.atsenergo.ru/results/market/svnc (дата обращения: 08.09.2021).

References

1. Bessonova OE Institutional dilemma of modern Russia // Economic science of modern Russia. — 2018.-4 (82) — S.: 23-36.
2. Bessonova OE Institutional model of the Russian economy: retrospective and modern vector of development // Economic science of modern Russia. — 2008. -4 (43) — S.: 28-41.
3. Kleiner GB Institutional aspects of reforming industrial enterprises // Problems of theory and practice of management. -2002. -№ 2.P. 24-30.
4. Stieglitz J. Quis custodiet ipsos custodes? Failures of corporate governance in the transition to the market // Economic science of modern Russia. — No. 4. — 2001. — S. 108-139.
5. Veselov F.V., Solyanik A.I. Conditions for the development of the electric power industry in Russia within the framework of rigid price restrictions in the medium term // Problems of forecasting. — 2020. No. 1. P. 88 -98
6. Volkonsky V.A., Kuzovkin A.I. Competition and regulation in the management of the electric power industry (theoretical approaches) URL: https: //ecfor.ru/wp-content/uploads/2007/fp/4/03.pdf/ (date accessed: 27.03.2021)
7. Voropai NI, Stennikov VA, Barakhtenko EA Integrated energy systems: challenges, trends, ideology. // Problems of forecasting. 2017 No. 5. P. 39-49
8. Kutovoy. G.P. "We need a new paradigm (or architectonics) of economic relations in the electric power industry." Energetic, 2016, No. 2, p. 8-13
9. Kutovoy G.P. On the choice of the option for further reforms in the electric power industry: where did they leave, where did they come and how to build relations in the electric power industry, ensuring its development / International Energy Conference of the All-Russian open permanent scientific seminar "Economic problems of the energy complex (seminar of A.S. Nekrasov) — 2017 ": Materials of the conference. M .: Ankil, 2017.S. 209 — 235.
10. Yashchenko A. V. Development of the electric power industry in the aspect of improving interaction with the economy / Theoretical and practical aspects of the development of modern science: theory, methodology, practice / collection of scientific articles based on the materials of the V international scientific and practical conference (June 15, 2021, Ufa) / — Ufa: Ed. SIC Vestnik Nauki, 2021. — pp. 70 — 84.
11. Tariff policy in the Russian Federation in the utilities sector: priorities, problems, prospects [Text]: reports. by XXI Apr. international scientific. conf. on the problems of development of the economy and society, Moscow, 2020 / E. V. Yarkin, I. A. Dolmatov (head of the editorial board), M. A. Panova and others; Nat. issled. University Higher School of Economics. — M.: Izd. House of the Higher School of Economics, 2020 .— 174 p.
12. Williamson OI Economic institutions of capitalism: firms, markets, "relational" contracting / OI Williamson. –SPb. : Lenizdat, CEV Press? 1996 .— 702 p.
13. Kolodiy S.Yu. Transaction costs and their influence on the balance of financial resources of the state / Scientific notes of the V.I. Vernadsky Series "Economics and Management". Volume 25 (64). 2012, No. 3. S. 103-110.
14. Manukyan M.M., Borzykh L.V. Transaction costs: essence and dynamics in the Russian economy // Bulletin of SamSU. 2014, — No. 8 (119). -WITH. 71-74
15. Pleshchinsky A.S., Titov V.V., Mezhov I.S. Mechanisms of vertical interactions of enterprises (questions of methodology and modeling). Novosibirsk: IEOPP SO RAN, 2005.-336 p.
16. Price categories of electricity in 2021 (1-6) (URL: http://kwexpert.ru/services/cost-of-ownership-electro-economy/minimization-of-the-cost/vybor-tsenovoy-kategorii- elektroenergii.php) (/ (date accessed: 27.03.2021)
17. The official Internet portal of legal information. — Moscow. URL: http: //publication.pravo.gov.ru/Document/View/2201202012300010? Index = 0 & rangeSize = 10 (date accessed: 09/08/2021).
18. Cost of services of infrastructural organizations of the wholesale electricity market (by constituent entities of the Russian Federation): the official website of JSC "Administrator of the Trading System". — Moscow. — URL: https://www.atsenergo.ru/nreport?rname=FRSV_REESTR_INFRAORG_USLUGI_REGRF_ATS&rdate=20210601 (date accessed: 09/08/2021).
19. Calculation of the unregulated price. — Text: electronic // JSC "Barna-ulskaya gorelektroset": official site. — 2021. — URL: https://bges.ru/retail-market/unregulated-price/ (date of access: 09/08/2021).
20. Components of the maximum levels of unregulated prices: the official website of JSC "Administrator of the trading system

Ященко А.В.
кандидат экономических наук, генеральный директор,
Барнаульская Горэлектросеть

Процессы приватизации не могли обойти такую привлекательную для частного интереса отрасль как электроэнергетика. Этот интерес базировался не на идеях развития энергобизнеса, а на возможности завладеть активом, надежно генерирующим личные доходы. Отсюда были многочисленные попытки «научно оправдать» в некоторых публикациях приватизацию и дробление специфически построенной и функционирующей системы. По существу в них нет анализа целесообразности приватизации и разгосударствления РАО ЕЭС, нет сравнительной оценки эффективности модели организации электроэнергетики, основанной на частной собственности и конкуренции, взамен системной целостности, обусловленной типом отрасли, спецификой производства и потребления электричества и естественным монополизмом функционирования. В статье рассматривается некая аргументация в пользу преимуществ рыночных подходов к управлению электроэнергетикой в ряде публикаций. А так же на примере Алтайского края показаны процессы хаотичной приватизации и столь же хаотичного акционирования, где доминировал не методологический принцип системности действий, а спекулятивный интерес группы «реформаторов», имеющих цель овладеть энергоактивами. Естественным итогом этих реорганизаций стало многократное повышение стоимости электроэнергии для всех групп потребителей.

Ключевые слова. Реформа, модель, рынок, электроэнергетика, сети, тариф, цена, экономика, взаимодействие, эффективность, надежность

The privatization processes could not bypass such an attractive industry for private interest as the electric power industry. This interest was based not on the ideas of developing the energy business, but on the opportunity to take possession of an asset that reliably generates personal income. Hence there were numerous attempts to «scientifically justify» in some publications the privatization and fragmentation of a specifically built and functioning system. In essence, they do not analyze the feasibility of privatization and denationalization of RAO UES, there is no comparative assessment of the effectiveness of the model for organizing the electric power industry based on private property and competition, instead of systemic integrity due to the type of industry, the specifics of production and consumption of electricity and natural monopoly of functioning. The article discusses some of the arguments for the benefits of market-based approaches to power management in a number of publications. And also, using the example of the Altai Territory, the processes of chaotic privatization and equally chaotic corporatization are shown, where not the methodological principle of systematic actions dominated, but the speculative interest of a group of reformers aiming to seize the energy assets of the country and the region. The natural result of these reorganizations was a manifold increase in the cost of electricity for all groups of consumers.

Keywords. Reform, model, market, electricity, networks, tariff, price, economy, interaction, efficiency, reliability

Топливно энергетическая отрасль — основа энергетической, а по сути, и национальной безопасности страны, процессы ее развития задают важные параметры внешней и внутренней политики, роста ВВП и социальной устойчивости государства. Дискуссии о роли и значении ТЭК в экономике РФ не теряют актуальности, остроты, а также вариативности и противоположности оценок. Некоторые специалисты считают основной функцией энергетических отраслей — энергоснабжение экономики^[1]. На наш взгляд, это достаточно узкая интерпретация, поскольку сам ТЭК является значительной частью национальной экономики и помимо косвенного, через промышленные предприятия, домохозяйства, различные организации оказывает прямое воздействие на ее развитие, и, в частности, на рост ВВП. Данные табл. 1 показывают долю электроэнергетики в экономике России по сравнению с другими отраслями ТЭК, так производство и распределение электроэнергии, газа и воды сопоставимы с производством кокса и нефтепродуктов, а также с оптовой и розничной торговлей топливом, на всем промежутке рассматриваемого периода.

Кроме энергоснабжения можно назвать и такие значимые инструменты влияния как: доля отраслей ТЭК в макроэкономических индикаторах, в объемах инвестиций, в валютной выручке, налогах, темпах инфляции, микроэкономических показателей, таких как, цены и тарифы, воздействующие на себестоимость и конкурентоспособность корпораций и т.д. Взаимодействие развития энергетики и остальной части народного хозяйства (при том, что энергетика – сама является подсистемой народного хозяйства) осуществляется через множество материальных, технологических, технических, экономических, финансовых и других связей. Их исследование вызвано решением задач управления, таких как: координация темпов развития объектов экономики и энергетики, тарифная и ценовая политика и других [Перспективы развития…, 2020]. Все эти задачи в том или ином виде возникают на разных стадиях и уровнях планирования и прогнозирования энергетики. Как считают авторы вышеуказанной статьи, эти задачи характерны для любых моделей экономики и решаются во всех странах.

Таблица 1. Вклад ТЭК в экономику России

Источник: Малахов В.А., Несытых К.В. О роли топливно-энергетического комплекса в экономике России. // Проблемы прогнозирования. 2016. № 5. [104]

Исследованию проблем энергетики времен реформирования РАО ЕЭС посвящено большое количество работ: [Беляев., Подковальников, 2004], Волконский В.А., Кузовкин А.И^[2]., [Гальперова, 2019], [Кононов, 2016], [Макаров, Малахов, 2013, Макаров, 2020], [Орлова, 2019] и многих других. В этих исследованиях, в основном, рассматриваются вопросы устойчивого развития, роль ТЭК в экономике страны, задачи его трансформации. С исчезновением централизованного планирования появилась потребность в новых инструментах исследования энергетики. А переход к рынку существенно повлиял на формирование новой парадигмы управления ТЭК, базирующейся на научно необоснованном предположении о преимуществе частной собственности на энергоактивы, а также на корпоративных принципах организации предприятий энергетики, конкуренции и других рыночных механизмах. [Макаров, 2020].

Однако в этих работах, как представляется, нет анализа целесообразности приватизации и разгосударствления РАО ЕЭС, нет сравнительной оценки эффективности другой модели организации электроэнергетики, основанной на частной собственности и конкуренции, взамен системному единству, обусловленному типом отрасли, спецификой производства и потребления электричества и естественно историческим монополизмом функционирования. Во многих работах, посвященных постреформенному периоду деятельности РАО ЕЭС, рассматриваются достаточно частные вопросы последствий трансформации и не затрагиваются фундаментальные проблемы, такие как: ценовая и тарифная политика и ее влияние на экономику, воспроизводство и развитие энергетических активов, надежность (вспомним аварию на Саяно- Шушенской ГЭС), влияние на конкурентоспособность промышленности и ряд других.

Как известно при использовании рыночных инструментов существенно повышаются стоимостные и финансовые взаимосвязи энергетики и экономики, снижается роль государственного управления ТЭК, усиливаются противоречия между интересами государства и частными энергетическими корпорациями, что вызывает необходимость согласования интересов государства, субъектов федерации, предприятий ТЭК и граждан.

Невозможно анализировать весь комплекс проблем взаимосвязи экономики и электроэнергетики, не погружаясь в ретроспективу рыночных реформ 90-х годов прошлого столетия. Как считают авторы [Веселов, Соляник, 2020] основной проблемой электроэнергетики при переходе экономики страны к рынку в 1990-е годы была ее «нерыночная структура». Отечественная электроэнергетическая отрасль, от момента создания и за все время существования была естественной монополией, в рамках которой решались фундаментальные вопросы организации ее деятельности и взаимодействия с экономикой: оптимизация цены на электроэнергию по народнохозяйственному критерию, эффективность функционирования самой отрасли, развитие, инвестиции. Можно конечно говорить, что для российских реформаторов 1990-е годы, явили пример того, как многие страны мира стали активно применять процессы реорганизации электроэнергетики с использованием рыночных принципов. Цель реформирования отрасли была артикулирована как «необходимость повышения ее финансовой эффективности с помощью рыночных механизмов и конкуренции» [Макаров, 2020, Мозговая, 2011, 2009, Орлова, 2019, Османова, 2012]. Однако результаты таких реформ в большинстве не дали ощутимых положительных результатов. В ряде случаев повышение финансовой эффективности энергетических компаний происходило за счет снижения энергетической безопасности и надежности энергоснабжения, а в ряде случаев и дефицита электроэнергии. Как показала практика ряда стран, управление энергетической отраслью на основе рыночных критериев финансовой эффективности не соответствует ни принципам энергоснабжения экономики и общества, ни требованиям оптимальности развития предприятий электроэнергетики. Уникальность единой энергетической системы РФ заключается, прежде всего, в ее размерах, она охватывала восемь часовых поясов и седьмую часть территории Земли. «Она создавалась как единый технологический комплекс для одновременного снабжения электричеством более 70 регионов страны, каждый из которых по территории сопоставим со многими европейскими государствами. Региональный принцип разделения генерирующих источников, связанных магистральными линиями высокого напряжения, и единая система оперативно-диспетчерского управления обеспечили наилучшие в мире показатели безаварийной работы электроэнергетики страны» [Воропай Н.И., Стенников В.А.,.. 2017, стр. 54]. Надежность электроснабжения обеспечивалось технологическим запараллеливанием всех генерирующих мощностей в единую кольцевую электрическую систему с постоянным обновлением и увеличением генерации, развития инфраструктуры и магистральных ЛЭП. Эффективность функционирования обеспечивалась оптимизацией режимов работы, снижением текущих затрат, что отражалась в низких тарифах на электричество и тепло. Во время трансформационных преобразований «реформаторы» знакомились с опытом управления электроэнергетикой стран с рыночной экономикой, в частности «Франция, Финляндия, Швеция, Германия, Япония, США, имеющих различные структуры управления отраслью» [Воропай Н.И., Стенников В.А.,.. 2017, стр. 55]. Во Франции и Финляндии  энергосистема почти 100% принадлежит государству. Контроль государства сохранился и в управлении электроэнергетикой в Японии и Германии. Подробно исследовалась работа электроэнергетики в США. Сравнение электроэнергетики СССР и США показало, что советская (российская) электроэнергетика наиболее эффективна по критериям надежности и затратам, что и было подтверждено на практике зимой 2021 г. аварийной ситуацией в штате Техас США. Период рыночных преобразований СССР сопровождался гонкой за объектами собственности как потенциальных источников финансовых потоков. Этому процессу придавался легитимный статус, начало было положено  принятием Верховным Советом РСФСР 25.12 1990 г. закона «О предприятиях и предпринимательской деятельности», в соответствии с которым фабрикам, заводам, организациям по решению трудовых коллективов не запрещалось выходить из производственных объединений, началась эра «цеховой приватизации». Далее, этот законодательный акт и ряд постановлений Верховного Совета РСФСР, непосредственно стали разрушать систему управления, базирующуюся на технологических принципах организации электроэнергетики, началась ликвидация ключевых энергосистем, обеспечивающих энергоснабжение регионов. Под давлением заинтересованных лоббистов был издан «Указ Президента РФ (№ 721 от 1 июля 1992 г.)», который открыл дорогу окончательному развалу ЕЭС России. Этот указ позволял любому структурному образованию электроэнергетики по решению все того же трудового коллектива выйти из ЕЭС. Однако катастрофичность положения, ведущего к развалу ЕЭС, осознали специалисты, которые настояли на другом Указе Президента РФ (№ 923 от 15 августа 1992 г.) «Об организации управления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в условиях приватизации», который регламентировал некий порядок через механизм акционирования. С чем имели дело реформаторы? Напомним, что СССР обладал мощнейшей энергетической системой, производство электроэнергии, которого в 1990 г. достигал объёма в 1082 млрд. кВт. ч. [Глобальная энергетика…,2009, Спецвыпуск Института…, 2010].

В 70-е — 90-е годы прошлого столетия темпы строительства энергетических мощностей и инфраструктуры были выше темпов роста экономики в целом. Происходил «ежегодный ввод в эксплуатацию 10-11 гВт мощностей и более 30 000 км линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше. В стране был сформирован мощный комплекс проектных, строительно-монтажных и эксплуатационных организаций, обладавших высококвалифицированными кадрами». На момент начала перестройки персонал Минэнерго насчитывал 2 млн. человек^[3].

Корпорация РАО «ЕЭС России» владела 72,1 % мощности (69,8 % электроэнергии и 32,7 % теплоэнергии) и обеспечивала поставку 96% электроэнергии в 2004г. Установленная мощность корпорации оценивалась более чем в 156 ГВт, т.е. фактически это была крупнейшая энергокомпания мира [Макаров, 2020, Энергетический портал^[1]…].

Как известно в результате реформирования или после реформирования электроэнергетики РАО «ЕЭС России» была ликвидирована, примерно за 6 лет, в 2008 г.

Результаты «реформы» по Чубайсу. За 2000— 2010 годы тарифы на электроэнергию подскочили в 7 раз, на отопление — в 9 раз, горячее водоснабжение — в 12 раз. Износ тепловых сетей в настоящее время превысил 63%, котельных — 55%, число порывов и аварий на коммунальных объектах выросло в 5 раз. Изношенность линий электропередачи по стране достигла 65%, отмечен спад производства электроэнергии^[3]».

В текущей перспективе, как показывает практика, промышленность и экономика в целом, после проведенных реформ в электроэнергетике столкнулась с таким достаточно неприятным явлением как ежегодное повышение тарифов. Такое повышение отражается на издержках потребителей и вызывает необходимость корректировки стратегии затрат. Очевидно, повышение цен на энергоносители, в какой то мере, необходимо для поддержания внутренних затрат энергетических предприятий и формирования источников инвестиций, однако здесь не исключены и спекулятивные аспекты в условиях неразвитых институтов и достаточно неразвитого корпоративного законодательства [Клейнер, 2002, Кондратьев, 2009, Межов И., Межов С., 2019], очевидно о высокой вероятности неоправданного завышения тарифов, идеологи приватизации отрасли не хотели думать (см. табл. 2). Хотя не обязательно обладать специфическими знаниями, что бы понять, что увеличение цены энергии начинает отрицательно влиять на рост затрат энергоемких потребителей, и, по большому счету препятствует экономическому развитию страны. Как видно из табл. 2 в указанный период темпы роста цен основных энергоносителей существенно превышали темпы инфляции [Малахов, Несытых, 2016].

Иллюстрация реформы электроэнергетики Алтайского края.

Электроэнергетика Алтайского края не является основным видом экономической деятельности, которая определяет специализацию хозяйственного комплекса федерального образования. Основные виды экономической деятельности (ВЭД) в структуре ВРП Алтайского края, например, в 2015 г. принадлежали обрабатывающей промышленности (18,2%), сельскому хозяйству (17,3%), оптовой и розничной торговле (15,7%). Доля электроэнергетики в ВРП Алтайского края в 2015 г. составил всего 1,2%^[4]. Хотя по данным Алтайкрайстата^[5]  в структуре ВРП, в процентах -  «производство и распределение электроэнергии, газа и воды» в 2010 — 4,3; 2011 — 4,2; 2012 — 4,0; 2013 — 3,8. В 2016 — 2,5; 2017 — 2,6; 2018 — 2,4, т.е. просматривается очевидное снижение использования электроэнергии, газа и воды.

Таблица 2. Среднегодовая динамика цен электроэнергии, газа и инфляция в процентах

История организации предприятий электроэнергетики начинается с 1960 г., когда было создано "Барнаулэнерго"; затем в 1962 г. учредили предприятие "Барнаульские тепловые сети". В 1964 г. создаются предприятия электрических сетей: Центральные электрические сети (Барнаул), Западные электрические сети (Рубцовск), Восточные электрические сети (Бийске), Южные электрические сети (Змеиногорске). В 1966 г. образованы Кулундинские электрические сети. В 1993, практически в разгар перестройки, было создано Акционерное общество энергетики и электрификации Алтайского края АО «Алтайэнерго», являющееся структурным подразделением РАО «ЕЭС России». Алтайэнерго включало такие предприятия, как: ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, Барнаульская теплоцентраль, а также филиалы электрических сетей^[6]. После всех, вобщем то беспорядочных преобразований электроэнергетики края, в 2016 г. уже насчитывалось 248 организаций и территориально-обособленных подразделений. Основными производителями электроэнергии в это время являлись крупные и средние организации, доля которых в 2016 г. составляла 98% всего объема произведенной и поставленной электроэнергии. В структуре общего объема электроэнергии собственного производства в 2016 г., 51,5% это передача электроэнергии, 46,5% — «производство электроэнергии» и 2,0% — «распределение электроэнергии и торговля электроэнергией».

В 2006-ом году создается Барнаульский филиал ОАО «Кузбассэнер-го», затем — ОАО «Алтайэнергосбыт». Уже в 2007 году ОАО «Алтайэнер-го» превращают в электросетевую корпорацию, основными функциями которой стали передача электрической энергии и технологическое присо-единение к линиям электропередач в Алтайском крае. Настоящая органи-зационная чехарда продолжается: все ТЭЦ и теплосетевые активы ОАО «Алтайэнерго» передаются в собственность ОАО «Кузбассэнерго». А в 2008 г. Федеральная налоговая служба зафиксировала факт прекращения деятельности юридического лица ОАО «Алтайэнерго», в результате реор-ганизации Общества путем присоединения к ОАО «Межрегиональная рас-пределительная сетевая компания Сибири» (МРСК Сибирь).

Капитализация общества на 30.12.2010 года составила 27 543 111 306 рублей. Основными акционерами ПАО «МРСК Сибири» по состоя-нию на 9 июля 2013 года являются^[7] [54]:

• ОАО «Россети» — 55,59%;
• Donalink Ltd. (Кипр) — 27,50%
• Siberian Energy Investments Ltd. (Кипр) — 9,28%

В 2013 г. корпорация «Сибирская генерирующая компания» завер-шила реорганизацию входящих в нее энергоактивов. К полноценной опе-рационной деятельности приступили новые общества, выделенные из со-става ОАО «Кузбассэнерго», в том числе ОАО «Барнаульская теплосете-вая компания», ОАО «Барнаульская ТЭЦ-3», ОАО «Барнаульская генера-ция». В конце этого же года ОАО «БТСК» приняла на обслуживание му-ниципальные городские сети. Для Сибирской генерирующей компании Алтайский край является важным регионом. В крае находятся три круп-ных предприятия ПАО «МРСК Сибири». После ввода всех запланирован-ных объектов электрическая мощность ТЭЦ-2 достигла 275 МВт. А в це-лом, в 2016 году производство электроэнергии достигло показателя — 7724,5 млн. кВт∙ч .
К концу 2016 г. объем основных фондов по полной учетной стоимо-сти, включая крупные и средние коммерческие организации электроэнер-гетики Алтайского края, увеличились по сравнению с 2014 г. в 1,5 раза и составила 78430,4 млн. руб., почти 20,4% объема основных фондов всех крупных и средних коммерческих организаций края^[7].
Как известно характерной особенностью основных фондов в элек-троэнергетике является высокий удельный вес зданий и сооружений. Так их доля в 2016 г. составила в электроэнергетике – 43,0%, в экономике – 31,5%. Также в электроэнергетике высока доля машин и оборудования – 45,6%, в экономике –39,4%.

В Алтайском крае основные фонды энергетики характеризуются высокой степенью износа. При этом, как видно из таблицы 3, износ на протяжении длительного времени только нарастал, что говорит о недостаточном инвестирования в основной капитал. Наиболее изношенными, у организаций электроэнергетики, на конец, 2016 г., являлись транспортные средства (69,8%), здания и сооружения (60,5%), машины и оборудование (58,5%),  для сравнения в 2014 г. – 60,7%, 51,6%, 44,7% соответственно (табл. 3).

Подобно Алтайскому краю процессы хаотичной приватизации и столь же хаотичного акционирования происходили и в других регионах. Над всеми этими процессами, как представляется, доминировал не методологический принцип системности действий, а спекулятивный интерес группы так называемых реформаторов, имеющих цель овладеть энергоактивами страны и региона. Вполне аргументировано, изложенное выше предположение о характере приватизации энергоактивов, подтверждается «калейдоскопом» создания и «пересоздания», регистрации начала деятельности и регистрация закрытия деятельности. Видно, что субъекты приватизационных операций, действовали методом проб и ошибок или методом случайного поиска.

Таблица 3. Степень износа основных фондов по видам экономической деятельности, процентах

Обычно такой алгоритм действий характерен не для персонала с вы-сокими компетенциями, а для дилетантов, которые обучаются в процессе работ по достижению целей.

Поэтому естественным итогом всех этих чрезмерных затрат многих реорганизаций стало многократное повышение стоимости электроэнергии для всех групп потребителей. Стратегической целью развития энергетики Сибири на долгосрочную перспективу является эффективное использова-ние существующего топливно-энергетического потенциала для обеспече-ния устойчивого роста экономики и улучшения качества жизни населения регионов.

Стратегическими приоритетами долгосрочной государственной энергетической политики являются энергетическая безопасность, энер-гоэффективная экономика, экономическая эффективность энергетики, рас-сматриваемая с позиций обеспечения интересов государства (бюджетная эффективность) и бизнеса (финансово-экономическая устойчивость энерге-тических компаний) и экологическая безопасность для природы и сред обитания. Сибирь с ее высокой обеспеченностью энергоресурсами являет-ся регионом генерации электроэнергии, который обеспечивает почти 14% всей генерации электроэнергии в стране. Выработка электроэнергии в СФО обусловлена постройке в свое время каскада крупных гидроэлектро-станций. Кроме того, в округе большие запасы каменных углей (Канско-Ачинский и в меньшей степени Кузнецкий угольные бассейны), достаточно удобных для добычи. Компактная генерация дополняется развитой сетевая инфраструктурой, которая способствует снабжение электричеством разно-образных потребителей, в том числе и значительно удаленных от электро-станций. Однако рассматриваемая инфраструктуры достаточно слабо представлена вне больших городов и населенных пунктов, например, в ряде районов Красноярского края и Республики Тыва, где есть богатые месторождения минерального сырья.

В работе [Веселов Ф.В., 2020] рассматривается одна из проблем электроэнергетики, которая якобы возникла как противоречие между ее технико-технологической подсистемой и подсистемой управления с не адекватными ей организационными структурами и инструментами. Оче-видно, для исправления этой ситуации был запущен процесс приватизации и одновременного реформирования энергетики. Естественно, начал про-являться частный интерес к энергоактивам, стали возникать частные сете-вые компании, в результате изменилась система управления энергетикой, однако ее парадигма осталась прежней. Она как не была ранее ориентиро-вана на потребителя, так не стала ориентированной и после реформ [Весе-лов Ф.В., 2020]. При этом принудительная организация оптового и роз-ничного рынков, методом либеральной приватизации, не способствовали появлению подлинно рыночных отношений и конкуренции на энергетиче-ском рынке. Отсюда множество противоречий между поставщиками энер-горесурсов, потребителями и государством. Ситуация усугубляется тем, что тарифы растут, качество не улучшается. Дополнительные затраты несут предприятия, население, бюджет и малый бизнес. Конкуренция, как достаточно поверхностный козырь реформаторов, эволюционно возник-шая и работающая в условиях совершенных рынков эпохи классического капитализма, внутри отдельных систем не обеспечивает нужного эффекта: технологического, экономического, инвестиционного и т.п. Все владельцы энергоактивов стали дружно апеллировать к единственной монополии – государству в стремлении решить свои финансовые проблемы. А между тем конкуренция, о которой «мечтали» реформаторы растет между раз-личными типами ТЭК, поскольку работая на одном потребительском рын-ке, они стали конкурировать за ресурсы в топливном секторе и зачастую пересекаются в других сферах деятельности. «Значительно усиливается конкуренция между централизованным и децентрализованным энерго-снабжением, между крупной и распределенной генерацией энергии. Растет конкуренция за дешевые энергоресурсы, платежеспособного потребителя, интеллектуальный ресурс, инвестиции и т. п.» [Воропай Н.И., 2017 с. 2].

Результатом такой конкуренции, как нам представляется, становится не снижение цен на электроэнергию, а наоборот, повышение. Это можно объяснить чрезвычайной сложностью системы «энергетика –государство (социум) –экономика». В такой системе, с большим количеством активных элементов, прямых и обратных связей, часто не очевидных, скрытых, аф-филированных согласование интересов, осуществление трансакций осу-ществляется в скрытой (монопольной или олигопольной форме). Часто решения принимаются агентами, наиболее приближенными к основному монополисту (государству) на основе не прозрачных механизмов и пра-вил. В результате все это отражается на качестве продукции услуг, снижа-ется надежность, качество, доступность энергоснабжения, что побуждает потребителя выбирать виды энергоснабжения, тип энергоносителя и опре-делять спрос оглядываясь на собственные затраты. Многие авторы, наблюдая за актуальными проблемами электроэнергетики, видят решение в создании новой парадигмы, основанной на доступности рынка техноло-гий и оборудования, информационном обеспечении, цифровизации и т. п. [Веселов Ф.В., 2020, Воропай Н.И., 2017, Гальперова Е.В., 2019]. Как представляется это необходимые и важные элементы модернизации систе-мы управления электроэнергетикой, однако они не могут быть поставлены впереди адекватного восприятия и концептуального воспроизведения для практически целей системы электроэнергетика. Пока не будет построена конструктивная модель, основанная на реальных закономерностях функ-ционирования системы, все последующие действия будут паллиативами необходимых решений. Можно бесконечно менять модель объекта, под-гоняя ее под субъективное восприятие отдельных агентов, но на этом пути вряд ли можно ждать реальных результатов.

Список литературы

Беляев Л.С., Подковальников С.В. Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей. Новосибирск: Наука, 2004 – 220 с.  10

Веселов Ф.В., Соляник А.И. Условия развития электроэнергетики России в рамках жестких ценовых ограничений в среднесрочной перспективе // Проблемы прогнозирования .- 2020 . № 1. С. 88 -98

Волконский В.А., Кузовкин А.И Конкуренция и регулирование в управлении электроэнергетикой (теоретические подходы) URL:https://ecfor.ru/wp-content/uploads/2007/fp/4/03.pdf/ (дата обращения: 27.03. 2021) 30

Воропай Н.И., Стенников В.А., Барахтенко Е.А.Интегрированные энергетические системы: вызовы, тенденции, идеология. // Проблемы прогнозирования. 2017 № 5. С. 39- 49 29

Гальперова Е.В.  Анализ долгосрочных тенденций потребления энергоресурсов домохозяйствами // Проблемы прогнозирования. 2019 № 2. С. 51- 62 34

Клейнер Г. Б. Институциональные аспекты реформирования промышленных предприятий // Проблемы теории и практики управления. -2002. -№ 2. С. 24-30. 64

Кондратьев В.Б. Корпоративный сектор и государство в стратегии глобальной конкурентоспособности // Мировая экономика и международные отношения, 2009, № 3, стр. 24-31. 72

Кононов Д.Ю., Кононов Ю.Д. Рациональное агрегирование территории при долгосрочном прогнозировании цен на электроэнергию. // Проблемы прогнозирования. 2016 № 6. С. 56- 64 76

Макаров А. А., Малахов В.А., Филиппов С.П. Основы пространственного развития энергетики // Фундаментальные проблемы пространственного развития Российской Федерации. М.: Медиа-Пресс, 2013 – с. 257 – 305. 100

Макаров А.А. Возможности технологического прогресса в энергетике России // Проблемы прогнозирования .- 2020 . № 1. С. 71 -86 101

Макаров А.А. Полвека системных исследований развития энергетики СССР и России – а что далее? // Теплоэнергетика. -2020. № 12. С. 5 -14. 102

Макаров А.А. Системные исследования развития энергетики. М.: Изд. МЭИ, 2015 – 280 с. 103

Малахов В.А., Несытых К.В. О роли топливно-энергетического комплекса в экономике России. // Проблемы прогнозирования. 2016. № 5. С. 59 – 69 104

Межов С.И., Межов И.С. Национальные проекты: нужна новая модель корпоративного управления. Менеджмент и бизнес-администрирование. 2019. № 2. С. 128-144. 109

Мозговая Е. С. Необходимость  государственного регулирования устойчивости развития топливно-энергетического комплекса // Вестник Саратовского государственного социально-экономического университета (СГСЭУ). – 2011. – № 3(37). – С.117-121. 120

Мозговая, Е. С. Формирование потенциала устойчивого развития топливно-энергетического комплекса / Е. С. Мозговая // Вестник Саратовского государственного социально-экономического университета (СГСЭУ). – 2009. – №4 (28). – С.125-128. 121

Орлова Ю.А. Оптовый рынок электроэнергии и мощности: Возрождение регулирования // ЭКО. 2019. № 4. С. 113 – 131. 126

Османова В. П. Эффективность функционирования и управления  топливно-энергетическим комплексом с позиции обеспечения устойчивого развития / В. П. Османова, Т. В. Якубов // Terra economicus. – 2012. – Т. 10. – №4. – Ч. 2. – С.65-68. 127

Перспективы развития мировой энергетики с учетом влияния технологического прогресса / под ред. В.А. Кулагина // М.: ИНЭИ РАН, 2020. – 320 с. 138

Спецвыпуск Института энергетических исследований // Известия РАН. Энергетика. 2010, № 4 – 176 с.

References

Belyaev L.S., Podkovalnikov S.V. The market in the electric power industry: problems of the development of generating capacities. Novosibirsk: Nauka, 2004 — 220 p. (In Russ.).

Veselov F.V., Solyanik A.I. Conditions for the development of the electric power industry in Russia within the framework of tough price restrictions in the medium term // Problems of forecasting. — 2020. No. 1. P. 88 -98 (In Russ.).

Volkonsky V.A., Kuzovkin A.I. Competition and regulation in the management of the electric power industry (theoretical approaches) URL: https: //ecfor.ru/wp-content/uploads/2007/fp/4/03.pdf/ (date of access: 27.03. 2021) (In Russ.).

Voropai N.I., Stennikov V.A., Barakhtenko E.A. Integrated energy systems: challenges, trends, ideology. // Problems of forecasting. 2017 No. 5. P. 39-49(In Russ.).

Galperova E.V. Analysis of long-term trends in energy consumption by households // Problems of forecasting. 2019 No. 2. P. 51-62(In Russ.).

Kleiner G.B. Institutional aspects of reforming industrial enterprises // Problems of theory and practice of management. -2002. -No 2.P. 24-30. (In Russ.).

Kondratyev V.B. The corporate sector and the state in the strategy of global competitiveness // World Economy and International Relations, 2009, no. 3, pp. 24-31. (In Russ.).

Kononov D.Yu., Kononov Yu.D. Rational aggregation of the territory for long-term forecasting of electricity prices. // Problems of forecasting. 2016 No. 6. P. 56-64(In Russ.).

Makarov A.A., Malakhov V.A., Filippov S.P. Fundamentals of spatial development of energy // Fundamental problems of spatial development of the Russian Federation. M .: Media-Press, 2013 — p. 257 — 305. (In Russ.).

Makarov A.A. Possibilities of technological progress in the energy sector of Russia // Problems of forecasting. — 2020. No. 1. P. 71 -86(In Russ.).

Makarov A.A. Half a century of systemic studies of the development of the power industry in the USSR and Russia — and what next? // Heat power engineering. -2020. No. 12.P. 5-14. Makarov A.A.Systemic studies of energy development. Moscow: Ed. MPEI, 2015 — 280 p. (In Russ.).

Malakhov V.A., Nesytykh K.V. On the role of the fuel and energy complex in the Russian economy. // Problems of forecasting. 2016. No. 5. P. 59 – 69(In Russ.).

Mezhov I.S., Mezhov S.I. Research methodology for corporate innovation processes. // Bulletin of the Altai Academy of Economics and Law. 2015. No. 1 (39). S. 25-34. (In Russ.).

Mozgovaya, E. S. The need for state regulation of the sustainability of the development of the fuel and energy complex // Bulletin of the Saratov State Social and Economic University (SGSEU). — 2011. — No. 3 (37). — S.117-121. (In Russ.).

Mozgovaya, E. S. Formation of the potential for sustainable development of the fuel and energy complex / E. S. Mozgovaya // Bulletin of the Saratov State Social and Economic University (SGSEU). — 2009. — No. 4 (28). — S. 125-128. (In Russ.).

Orlova Yu.A. Wholesale electricity and capacity market: the revival of regulation // ECO. 2019.No. 4.P. 113 — 131. (In Russ.).

Osmanova, V.P., Yakubov T.V., Yakubov T.V. Efficiency of functioning and management of the fuel and energy complex from the standpoint of ensuring sustainable development // Terra economicus. — 2012. — T. 10. — No. 4. — Part 2. — P.65-68. (In Russ.).

Prospects for the development of world energy taking into account the impact of technological progress / ed. V.A. Kulagina // M .: ERI RAS, 2020 .— 320 p. (In Russ.).

Electric power industry of Siberia: a brief overview of the state and development prospects URL:https://marketelectro.ru/content/elektroenergetika-sibiri-kratkiy-obzor-sostoyaniya-i-perspektivy-razvitiya/ (date of access: 27.03.2021) (In Russ.).

^[1] Энергетический портал. Вопросы производства, сохранения и переработки энергии URL: http://www.smenergo.ru/wind/ (дата обращения: 27.03. 2021)

^[2] Волконский В.А., Кузовкин А.И Конкуренция и регулирование в управлении электроэнергетикой (теоретические подходы) URL:https://ecfor.ru/wp-content/uploads/2007/fp/4/03.pdf (дата обращения: 27.03. 2021)

^[3] «ГОЭЛРО-2″ А.Чубайса — крах единой энергосистемы страны (часть 2 из 2) URL:https://www.planet-kob.ru/articles/5540 (дата обращения: 27.03. 2021)

^[4] Электроэнергетика Сибири: краткий обзор состояния и перспективы развития URL: https://marketelectro.ru/content/elektroenergetika-sibiri-kratkiy-obzor-sostoyaniya-i-perspektivy-razvitiya/ (дата обращения: 27.03.2021)

^[5] Официальный сайт Главное управление Алтайского края по труду и социальной защите / http://www.trud22.ru/.(дата обращения: 27.03. 2021)

^[6] Электроэнергетика Алтайского края: состояние и основные тенденции развития. 2014-2016 Аналитиче-ская записка. (Алтайкрайстат) / http://akstat.gks.ru/.(дата обращения 27.03.2021)

^[7] Ежеквартальный отчет эмитента за IV квартал 2013 г. /
https://web.archive.org/web/20140407081319/,
https://web.archive.org/web/20140407081319/,
http://www.mrsk-sib.ru/shareholders/reporting/quarter/Otchet_4kv_2013.pdf/ (дата обращения 27.03.2021).

 А.В. Ященко
Генеральный директор АО «Барнаульская горэлектросеть» (Барнаул, Россия )

В статье предпринята попытка оценить итоги организационного развития экономики РФ с момента приватизации и до настоящего времени. Актуальность постановки проблемы заключается в том, что, не смотря на огромные запасы ресурсов, в том числе человеческого капитала, экономика в течение длительного времени стагнирует, структурные реформы не производятся, государство достаточно пассивно реагирует на слабый рост ВВП. Реформа экономики РФ, фактически, выступила как глобальный эксперимент по проверке справедливости фундаментальных научных предположений, гипотез, допущений и упрощений экономической теории и многих ее составляющих: теории фирмы, теории рынка, теории корпоративного управления и других. Россия продемонстрировала своеобразный феномен, как с точки зрения теории, так и практики рыночных преобразований, когда не предпринимательство, не инвестиционная активность бизнеса и населения, а узкокорыстные интересы лиц, афилированных с властью, стали определять рыночные процессы, такая экономика получила название «экономики физических лиц», а в случае прямой ориентации на государственный бюджет «экономика раздатка».  Реформы необходимо было производить на основе подлинного системного подхода, учитывая колоссальную сложность объекта социально-экономической системы огромной страны. Стратегия преобразований, могла опираться на рыночный опыт большого числа стран, как развитых, так и развивающихся (Китай), это не было сделано, в итоге,  не сложились такие ключевые инструменты и механизмы рынка как: крупные инновационно — ориентированные корпорации; массовое предпринимательство; эффективные собственники; конкуренция; сбалансированность числа крупных, средних, и малых предприятий; вовлеченность населения в инвестиционные процессы; мотивация к высокотехнологичному бизнесу; инновационные процессы.

Ключевые слова. Реформа, рынок, модель, корпоративное управление, институты, промышленная политика

 MARKET MODEL OF RUSSIAN ECONOMY: PROBLEMS OF FORMATION AND DEVELOPMENT

A.V. Yaschenko
General Director of JSC «Barnaul Gorelektroset» (Barnaul, Russia)

The article attempts to assess the results of the organizational development of the Russian Economy from the moment of privatization to the present. The relevance of the problem statement lies in the fact that, despite the huge reserves of resources, including human capital, the economy stagnates for a long time, structural reforms are not carried out, the state is rather passive in responding to weak GDP growth. The economic reform of the Russian Federation, in fact, acted as a global experiment to test the validity of fundamental scientific assumptions, hypotheses, assumptions and simplifications of economic theory and many of its components: theory of the firm, market theory, theory of corporate governance and others. Russia has demonstrated a kind of phenomenon, both from the point of view of theory and practice of market transformations, when it is not entrepreneurship, not the investment activity of business and the population, but the narrowly selfish interests of persons affiliated with the government, began to determine market processes, such an economy was called the “economy of individuals «, And in the case of a direct focus on the state budget» razdatka economy. » The reforms had to be carried out on the basis of a genuine systemic approach, given the colossal complexity of the object of the socio-economic system of a huge country. The transformation strategy could rely on the market experience of a large number of countries, both developed and developing (China), this was not done, as a result, such key instruments and market mechanisms did not take shape as: large innovation-oriented corporations; mass entrepreneurship; effective owners; competition; balance of the number of large, medium, and small enterprises; involvement of the population in investment processes; motivation for high-tech business; innovative processes.

Keywords. Reform, market, model, corporate governance, institutions, industrial policy

Рассматривая итоги рыночных реформ 90-х – 2000-х в РФ видно насколько сложен был объект реформирования (социалистическая экономика), его системная организация, социально-экономическая структура, институты, исторические и географические особенности, и насколько поверхностными были методы, инструменты и подходы реформаторов, которые не способствовали появлению рыночной модели российской экономики, способной к саморазвитию и эффективному росту [1, 3, 4, 5, 6,7]. Тем не менее, эти реформы дали ценную информацию для научно-теоретического анализа и практических обобщений. Реформа экономики РФ, фактически, выступила как глобальный эксперимент по проверке справедливости фундаментальных научных предположений, гипотез, допущений и упрощений экономической теории и многих ее составляющих: теории фирмы, теории рынка, теории корпоративного управления и других. Не вдаваясь в подробности можно сказать, что игнорирование системных принципов, исторического рыночного опыта, теоретический нигилизм не способствовали успеху рыночных преобразований в России. Государственная собственность, во многих случаях, была приватизирована не для производства, а для спекулятивных продаж и фактически, потеряла свое первоначальное содержание. Можно привести примеры таких регионов СФО, как Алтайский край (Рубцовский тракторный завод, Моторный завод, Текстильмаш, и т.д.); Новосибирская область (Сибсельмаш, Сибтекстильмаш и другие), аналогично и по другим регионам. Новые, значимые для национальной экономики предприятия не созданы, программы модернизации и инноваций не дали ожидаемых результатов [2, 7, 8, 9, 10]. Появился своеобразный феномен в практике рыночной экономики отдельной страны, когда не предпринимательство, не инвестиционная активность бизнеса и населения, а узкокорыстные интересы лиц, афилированных с властью стали определять рыночные процессы, такая экономика получила название «экономики физических лиц» [6], а в случае прямой ориентации на государственный бюджет «экономика раздатка» [12]. Как считает  Дж. Cmиглиц, таким результатам реформ необходимо  искать правдоподобные интерпретации и теоретическое объяснение [14].

Как пишет академик А. Аганбегян, «Очевидно, что сложившаяся переходная, смешанная социально-экономическая система России не удовлетворяет наше общество. Из 26 лет существования новой России 14 лет (1991–1999, 2009, 2013–2016 гг.) страна пребывала в стагнации и кризисе, а в оставшиеся 12 лет (2000–2008 и 2010–2012 гг.) осуществлялся восстановительный рост. В результате основные экономические и социальные показатели страны за это время практически не выросли. Главный экономический показатель – валовой внутренний продукт – только в 2008 г. на 7% превзошел наивысший уровень, достигнутый в советской России в 1989 г., затем опять снизился в кризис 2009 г., слегка приподнялся в трехлетний восстановительный период 2010–2012 гг. и снова на 4,5% опустился в 2015–2016 гг. Так что его уровень практически не вырос. Промышленность, сельское хозяйство, строительство достигли только 80% к уровню 1989 г. Снизился и грузооборот транспорта.» [1, стр. 72-73]. В этой же работе Аганбегян приводит неутешительный анализ социальной, демографической и инвестиционной сфер, указывая на падение, по сравнению с советской Россией, показателей науки, образования, здравоохранения и инвестиций. Самое настораживающее явление это резкая дифференциация доходов и потребления населения. На основе системного анализа экономического развития ведущие экономисты: Богомолов О.Т.,  Глазьев С.Ю., Пивоварова Э.П., Цаголов Г.Н., Винслав Ю.Б., Ивантер В.В., Макаров В.Л., Некипелов А.Д. и многие другие   [1, 2, 13] сделали вывод о том, что социально-экономическая модель экономики РФ не обеспечивает устойчивого, динамического развития, и требует коренного изменений.

В этой связи, возникает вопрос: какую социально-экономическую систему следует формировать в России? Какие итоги реформ несут конструктивную информацию для выработки стратегии преобразований? Первое,  создать рыночную экономику в РФ оказалось куда труднее, чем это декларировалось апологетами реформ: «Требуется институциональная инфраструктура, включающая не только механизм обеспечения соблюдения контрактов, но и политику в области конкуренции, законодательство о банкротстве, а также финансовые институты и регулирование. И хотя создание институциональной инфраструктуры требует времени, без нее приватизация, скорее, приводит к распродаже активов, чем к созданию богатства» [14, стр. 113].

Второе, в постреформационной экономике, по разным причинам,  не сложились такие ключевые инструменты и механизмы рынка как: крупные инновационно — ориентированные корпорации; массовое предпринимательство; эффективные собственники; конкуренция; сбалансированность числа крупных, средних, и малых предприятий; вовлеченность населения в инвестиционные процессы; мотивация к высокотехнологичному бизнесу; инновационные процессы; рациональное поведение рыночных агентов, ориентированных на развитие бизнеса, а не на его использование как объект купли продажи; создание институциональных условий и правил поведения рыночных агентов [10]. Можно предположить, что при реформировании социалистической экономики были нарушены как фундаментальные, так и элементарные принципы создания рыночной среды [7, 15]. В результате волюнтаризма при создании рыночной экономики в РФ получили: низкую эффективность используемых ресурсов, низкие темпы развития, не оправданно высокий вывоз капитала, не удовлетворительные инвестиции в развитие и инновации.

Необходимым условием начала конструктивных реформ В. Полтерович, считает увеличение российского душевого ВВП до европейского уровня при осуществлении стратегии «догоняющего развития». В ее рамках [15] предполагается стимулировать частную инициативу и расширять конкуренцию; опираться на обоснованную промышленную политику; организовать подлинное частно-государственное партнерство; повысить качество институтов, регулирующих деятельность бизнеса.

В этом контексте назрела важнейшая задача определения и осознания государством проблем национальной экономики, ее системно-структурных составляющих, и сформировать программу развития. Как считает академик С. Глазьева, структурная политика в постреформенной экономике России не применялась, что сначала привело к деградации ее технологической структуры, а затем, неизбежно вызвала структурный кризис [36].

В. Кудров, анализируя процессы «накопление –сбережение», показывает неэффективность использования ресурсов развития и тоже призывает к модернизации экономики [5].

Отдельные авторы (Ивантер В. В., Порфирьев Б. Н., Широв А. А. , Шокин И. Н) считают, что российская экономика определяется структурно-технологическим неравновесием, по причине научно необоснованного распределения производственных и финансовых активов в технологическом, отраслевом и региональном аспектах. Они считают, что нужна специальная «структурно-инвестиционная политика» устранения существующих диспропорций, которые не могут быть урегулированы на основе рыночных принципов [16]. Вышеуказанные схемы реформирования экономики РФ, можно сказать, были сформированы на основе анализа действующей практики в период с 2000 года и позже. Ряд авторов рассматривал эти же проблемы и с позиций теории. Сопоставляя факты и положения, было замечено, что «экономической теории не вполне успевает за экономической практикой, а это означает, что мировые экономические процессы, монополизация, вмешательство государств в глобальную конкуренцию, торговые барьеры, шоки, кризисы не находят удовлетворительного научного объяснения.[10]. А российская перестройка не укладывается в парадигму индустриальной эволюции, которую Д. Дози, описывает как исторический процесс, содержащий разные зависимости от предыдущего этапа развития и необратимости [17].

В рамках индустриальной эволюции осуществляется естественный отбор лучших технологий (тренд), при этом возможны отклонения технологической и институциональной эволюции от тренда, когда доминируют менее эффективные технологии или организационные формы, которые были в принципе доступны, но не нашли применения. Какие же жесткие ограничения предъявляет история действиям людей и организаций? И что способствует их выходу за пределы конкретных технологий, организационных структур, институциональных образований? Ответа на этот вопрос  по существу пока нет [10]. Однако некоторые авторы предполагают, что «спекулятивный интерес в системе «бизнес – власть» начинает доминировать над научными принципами развития экономики»[12, стр. 31]. В некоторой степени это подтверждается реальной практикой взаимодействия представителей бизнеса и власти в РФ. Так лица, получившие частную собственность на активы, не проявили в своем поведении никакой рациональности, на которую опирается как на постулат теория фирмы, которую Дози, оправданно подвергает сомнению в работе «Экономическая координация и динамика: некоторые особенности альтернативной эволюционной парадигмы // «Вопросы экономики», № 12, 2012» [17]. Одним из убедительных подтверждений этого является вывоз сотен миллиардов долларов из страны, которые по здравой логике должны были быть направлены на реинвестирование роста объема производства корпораций (см. табл.1.1), что показывает явный провал корпоративного управления, как рыночного механизма регулирования экономики, пришедшему на смену плановым методам.

Таблица 1.1 Вывоз капитала за границу

Стиглиц, отмечая проблемы экономики РФ, в частности, объясняет это и провалами корпоративного управления, когда в сочетании с анархией новых собственников и слабой регуляторной позицией государства возникает возможность изъятия капиталов из воспроизводственного цикла путем распродажи и вывоза за границу активов [14]. Естественно, что подобные проявления « российского рынка» существенным образом сдерживают рост экономики РФ. Вместе с тем многие авторы: Ивантер В.В., Говтвань О.Дж., Гусев М.С., Ксенофонтов М.Ю., Кувалин Д.Б., Винслав, Ю. Б., Осьмаков В.О. и др., считают, что потенциал роста национальной экономики достаточно высокий даже в сложившихся постперестроечных условиях [13, 18].

Потенциал роста есть, как им воспользоваться? Как представляется, приватизация дала больше негативных факторов, чем позитивных: подлинно рыночные механизмы (предпринимательство, частная инициатива, конкуренция, владение собственностью, корпоративная организация бизнеса и многое другое) не смогли восполнить потерю системности и связности экономики, сбалансированность функционирования, планомерность, кооперацию, отраслевую пропорциональность и обоснованность цен [18, 19,].  Тем не менее, «экономика существенно недоинвестирована, не удовлетворена значительная часть потребности населения в жилье; во многих регионах низок уровень обеспечения объектами транспортной, энергетической и социальной инфраструктуры; сохраняются серьезные разрывы в отраслевой и технологической ткани отечественной экономики (есть производство электроники, но нет собственной полноценной элементной базы; есть производство техники, но почти нет высокотехнологичных станков отечественного производства, и т.д.)» [13, стр. 4]. Однако базовые производственные факторы роста в российской экономике имеются при отсутсвии ресурсных ограничений. Загрузка производственных мощностей не более 70-80%, следовательно, при увеличении спроса можно быстро обеспечить увеличение объемов выпуска. Значительны резервы и в области повышения эффективности занятости и, производительности труда. Как утверждают авторы статьи «Система мер по восстановлению экономического роста в России» [13] около 1/3 персонала российских компаний заняты недостаточно квалифицированным трудом, с плохой организацией рабочих процессов. Это, конечно же, значительный резерв роста, поскольку при обеспечении этой категории работающих современными рабочими местами производство в стране может вырасти на десятки процентов.

Сложившаяся экономическая модель российской экономики (ресурсная направленность, пассивность в инновационной сфере, низкая доля обрабатывающих, высокотехнологичных отраслей, низкая заработная плата, стагнация роста ВВП и т.д.) вызывают угрозы, требующие немедленного реагирования со стороны государства в форме адекватной промышленной политики, ориентированной на улучшение качества жизни населения и обеспечение национальной безопасности, обусловленной необходимым уровнем роста ВВП. Концептуальная основа промышленной политики должна включать четкое представление об отраслевой структуре промышленности в масштабах всей экономики. В частности  Тамбовцев В., в работе [20] аргументировано показывает, что  экономика устойчиво растет, если ее структура определяется значительным числом  крупных корпораций, значимой долей средних и малых компаний, гибко реагирующих на новые идеи и перспективы. Реальная безопасность государства обеспечивается теми секторами и отраслями производства, которые важны как по критерию эффективности, так и в аспекте национальной безопасности. Автор полагает, что государство имеет возможность предложить необходимые стимулы и преференции развитию конкурентных высокотехнологичных отраслей. Весьма важный императив обеспечения роста экономики заключается в создании институтов обеспечения инвестирования экономического роста. В этом контексте, как считают авторы [10] необходимо создать и внедрить в практику управления национальной модели корпоративного управления, именно в этом кроются существенные резервы инвестирования, в частности, появится возможность резко сократить вывоз капитала за границу, что позволит обеспечить значительный прирост инвестиций в экономику. «Бегство капитала из России ускорилось в 2020 году и достигло 47,8 млрд. долларов. Это в 2,2 раза больше, чем было в 2019 году, свидетельствуют данные Центробанка. Всего же с 1994 года чистый отток капитала из России вырос до 829,6 млрд долларов. Эта сумма превышает ВВП Швейцарии – 708 млрд. дол., Саудовской Аравии – 681 млрд. или Турции – 650 млрд.»[206]. В частности следует активизировать создание крупных корпораций при одновременном формировании  национальной модели корпоративного управления. Это позволит избавиться от  «инсайдерской, предпринимательской модели, характерной для переходных экономик, «когда единоличный собственник или ограниченное число собственников владеют активами и финансовыми результатами деятельности корпорации» [10, стр. 135]. Переход к современным, социально ориентированным моделям корпоративного управления позволит включать в процессы реализации стратегий развития эффективные инвестиционные механизмы и инструменты, в том числе не распределенную прибыль корпорации, которая при отсутствии адекватного корпоративного управления проста расхищается.

Одной из болезненных проблем российской экономики является не удовлетворительное состояние ее реального сектора, чрезмерно зависящего от импорта и внешних поставок, и которые, кроме прочего, влияют и на создание новых рабочих мест. Зависимость от импорта складывалась в результате ошибочной оценки перспектив глобализации и международного разделения труда, а также упрощения представлений о необходимой структуре экономики, потери кооперационных связей и потери многих производств после распада СССР.  Внешне это вполне напоминает процесс деиндустриализации. Хотя как считает Красильщиков В. Россия встала не перед выбором стратегии деиндустриализации, а оказалась между деиндустриализацией, являющейся следствием роста эффективности самого индустриального сектора, и поверхностной, искусственной, вызванной внешними факторами и порочной экономической политикой [21]. В работе «Об искусстве компромисса между целями экономической политики в свете кризиса в России в 2015–2016 годах» [23] А. Баранов, осуществил развернутый анализ динамики роста российской экономики. Здесь мы остановимся только на самых общих итогах этой работы. Так «По первой оценке Росстата, в 2016 г. ВВП России сократился относительно 2015 г. на 0,2%. В целом за 2015–2016 гг. ВВП России уменьшился на 3%. Существенно упали реальные доходы населения – примерно на 9% за два года, в том числе на 5,9% – в 2016 г. Продолжился существенный спад в инвестиционном комплексе. По предварительной оценке, инвестиции в основной капитал в 2016 г. по сравнению с 2015 г. сократились на 0,9%, а за 2015–2016 гг. – на 10,9%.» [23, стр., 49]. Данные Росстата показывают, что с 2015 по 2020 г. экономика находится в состоянии стагнации, что является убедительной аргументаций оценки ее состояния, приведенной выше, в настоящем разделе.

Ряд специалистов считают, что приоритетное значение для восстановления и активизации промышленности РФ (индустриального сектора экономики) имеет инвестиционное машиностроение [24, 25]. При этом они предлагают внутри него, в обязательном порядке, организовать систему машиностроительных предприятий, инвестиционного характера. В текущий период к таким предприятиям следует отнести производство кузнечно-прессовых машин, станкостроение, электротехническое производство, подъемно-транспортное, энергетическое, электронное и приборостроительное. Необходимость такой стратегии обусловлена императивом последовательного воспроизводства активной доли основновных производственных фондов и всего комплекса предприятий машиностроительной отрасли. Так должно быть для нормальной национальной экономики, имеющей рациональную структуру и поступательное развитие. Однако, как утверждают Корнев А.К., Максимцова С.И., Трещина С.В., на практике происходит потеря ключевых для экономики страны производств, т.е. деиндустриализация. «Деиндустриализация экономики РФ сопровождается ростом добычи и экспорта сырьевых ресурсов, прежде всего нефтегазовых, а доходы от их экспорта используются для закупок по импорту продукции обрабатывающей промышленности, прежде всего конечной. В итоге сложилась экспортно-сырьевая модель отечественной экономики, в рамках которой происходит оптимизация производственных затрат» [24, стр. 50]. Естественно, что для процесса оптимизации важным фактором является критерий оптимизации, и конечно, это не народнохозяйственный критерий, а критерий, обеспечивающий интересы сырьевых компаний. При этом доходы от экспорта нефти и газа не в полной мере восполняют затраты на приобретение продукции обрабатывающих отраслей и в первую очередь современных станков и технологических линий инновационного характера. Дефицит импортного высокотехнологичного оборудования сдерживает своевременное обновление технологий отечественных предприятий, снижает их конкурентоспособность, загрузку мощностей или вообще приводит их к ликвидации.

Весьма красноречиво демонстрируются противоположные процессы увеличения числа предприятий с одновременным снижением численности работающих во время массовой приватизации. Быстрый рост количества предприятий объясняется насильственным разукрупнением производственных объединений, с одной стороны, и цеховой приватизацией с другой. Когда, практически, каждый цех завода становился отдельным, самостоятельным предприятием. «Число промышленных предприятий увеличилось за пять лет с 61 тыс. до 156 тыс., т. е. в 2,5 раза. В дальнейшем их число изменялось в диапазоне от 161 до 145 тыс. при среднем значении в 1996-2004 гг. примерно 155 тыс. предприятий. При этом численность промышленно-производственного персонала поступательно снижалась в течение всего постсоветского периода с 20 млн. чел. в 1992 г. (328 чел. в среднем на одно предприятие) до 12 млн. чел. в 2004 г. (77 чел.)» [24, стр. 75]. Примерно с такой же законмерностью менялась численность рабочих (см. табл. 2.1). Примечательно, что количество предприятий увеличилось более чем в 2 раза,  общая численность персонала, включая рабочих, снизилась на 25%. Новых собственников мало заботило производство и развитие этих предприятий. Доставшиеся почти даром, эти активы стали предметом купли продажи, о чем мы говорили выше.

Реформирование электроэнергетики – цели, задачи, историческая необходимость

Начавшийся в 1992 г. переход России к рыночной экономике сопровождался реформированием электроэнергетики, созданием акционированных и частично приватизированных электроэнергетических компаний. РАО «ЕЭС России» учреждено в соответствии с указами Президента Российской Федерации от 15 августа 1992 года №923 и от 5 ноября 1992 года №1334. Создание РАО «ЕЭС России» позволило при делении единой энергосистемы Советского Союза на национальные компоненты сохранить в России принципы и методы ее работы, обеспечить в период перехода от централизованного планирования к рыночным отношениям надежное энергоснабжение потребителей. Было учреждено РАО «ЕЭС России» как компания-холдинг с контрольным пакетом акций у государства, образованы АО-энерго на базе региональных электроэнергетических систем и АО-электростанции.

На основе электрических сетей напряжением 220 кВ и выше, принадлежащих РАО «ЕЭС России», создан федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ), который разделен на 7 тарифных зон (Центр, Северо-Запад, Поволжье, Юг, Урал, Сибирь, Дальний Восток) в соответствии со структурой диспетчерского управления. Участниками ФОРЭМ являются АО-энерго, АО-электростанции, все АЭС, а также небольшое число крупных потребителей.

Таким образом, в электроэнергетике образовалась новая система имущественных прав и рыночных отношений, что существенно трансформировало условия развития и финансово-экономическую деятельность электроэнергетики. Однако преобразования, проведенные в электроэнергетической отрасли в 1992 – 1997 гг., не смогли полностью решить задачу, содержавшуюся в президентских указах, о построении финансово эффективной компании.

Второй этап реформирования (либерализация рынка) начался 28 апреля 1997 года, когда вышел в свет Указ Президента РФ № 426 «Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий». Необходимо отметить, что самые принципиальные решения по выполнению этого Указа приняты не были.

Заново реформирование стартовало в 2000 г. При этом целью первоочередной целью реформирования объявлялось повышение эффективности предприятий электроэнергетики и максимально возможное содействие привлечению инвестиций. Итогом работы явилась Концепция и принятое Правительством РФ 11 июля 2001 г. Постановление № 526 «О реформировании электроэнергетики российской федерации».

Хронология активной фазы реформирования электроэнергетики РФ

Хронология активной фазы реформирования электроэнергетики РФ представлена в таблице 1.

Таблица 1.

Реформирование электроэнергетики России в 2003 -2005 гг.

Таким образом, как видно из таблицы, к настоящему времени структура отрасли практически полностью изменена: региональные вертикально интегрированные компании исчезли, разделившись по видам деятельности, вместо них теперь действуют сетевая компания, генерирующая компания, энергосбытовая компания. Функции диспетчерского управления отданы филиалу ОАО «Системный оператор».

Однако, работая в рамках одного региона, эти формально независимые компании вынуждены координировать свою деятельность между собой, а также с территориальными органами власти, регулирующими тарифы на электрическую энергию. Кроме того, разделение вертикально-интегрированных компаний в России не означает «измельчения» структуры отрасли. Речь идет о слиянии новых компаний регионального уровня в более крупные межрегиональные, часть из которых, в свою очередь, будет объединена под контролем еще более крупных структур общероссийского масштаба. К последним относятся:

• Межрегиональные магистральные сетевые компании (ММСК) и контролирующая их ФСК;
• Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК);
• Оптовые генерирующие компании (ОГК).

Важным условием подобного «разукрупнения» является соблюдение законодательного требования о разделении видов деятельности. Это отличает горизонтальную интеграцию от вертикальной.

Для того, чтобы понять механизм взаимодействия вновь созданных горизонтально интегрированных компаний, рассмотрим процесс реформирования «изнутри», с точки зрения региона.

Реформа электроэнергетики в отдельно взятом регионе – Краснодарском крае

Краснодарский край – один из самых богатых и густонаселенных регионов России, на его территории расположены крупнейшие источники минеральных вод, курорты федерального значения. Основу экономики края составляет сельское хозяйство, имеются нефтяные источники.

Основные технико-экономические характеристики энергосистемы региона приведены в таблице 2.

Таблица 2.

Технико-экономические характеристики энергосистемы Краснодарского края

Как видно из таблицы 2, независимые производители занимают значительную долю в структуре производства электроэнергии в регионе (23% от общей установленной мощности генерирующих источников). Ввиду технологических особенностей условий параллельной работы единой энергосистемы, все независимые производители региона отпускают электроэнергию в сеть ОАО «НЭСК».

Помимо независимых производителей электроэнергии, в крае существуют т.н. предприятия — оптовые перепродавцы, представляющие собой электросетевые комплексы низкого напряжения (0,4-10 кВ), обслуживающие коммунальное хозяйство и население крупных и средних городов и поселков. На сегодняшний день в крае насчитывается 29 таких предприятий, обслуживающих более 500 тысяч бытовых абонентов, что составляет более 25% от общего числа бытовых потребителей Краснодарского края.

Таким образом, исходя из наличия относительно большого количества независимых производителей и перепродавцов электрической энергии, управление реформированием энергетики в крае имеет свои особенности.

В настоящее время реализация проекта реформирования ОАО «НЭСК» находится на этапе согласования с акционерами, органами власти. Рассматриваются следующие направления реформирования, которые не должны вызвать резкого скачка тарифов:

1. Выделение сбытовой функции у ОАО «НЭСК» и предприятий оптовых перепродавцов, что соответствует основным направлениям реформирования энергетики, утвержденным постановлением Правительства РФ.

2. Реформирование управления сетевым имуществом ОАО «НЭСК» и предприятий оптовых перепродавцов, имеющее следующие варианты развития событий

Вариант 1. В организационном и имущественном отношении все остается как есть в настоящее время. Тарифы покупки электроэнергии для предприятий оптовых перепродавцов утверждаются по уровням напряжений в соответствии с новой методикой ценообразования на розничном рынке электроэнергии.

Вариант 2. Объединение активов предприятий – оптовых перепродавцов в едином краевом сетевом предприятии с выделением сбытовой функции, без объединения с сетевыми активами ОАО «НЭСК».

Вариант 3. Создание единой региональной сетевой компании на базе активов предприятий – оптовых перепродавцов и ОАО «НЭСК».

Анализ влияния вышеперечисленных вариантов развития событий на экономику и организацию энергоснабжения в Краснодарском крае позволяет сделать вывод о том, что наиболее предпочтительным является третий вариант, обеспечивающий следующие преимущества:

1. Единый сетевой тариф для всех потребителей региона.
2. Сбалансированное распределение доходов между филиалами единой сетевой распределительной компании для оптимального развития сетевого хозяйства края.
3. Экономически эффективное распределение инвестиционных ресурсов с учетом интересов развития территорий.
4. Снижение транзакционных издержек.
5. Возможность участия региональных властей в управлении единой сетевой компании с получением существенного блокирующего или контрольного пакета акций.
6. Отсутствие предпосылок для разрыва единой энергосистемы региона.

Рассматривая проблему реформирования и постепенного дерегулирования регионального рынка электрической энергии и мощности, необходимо учитывать высокую социальную значимость электрической энергии как товара и уникальность ее товарных свойств.

С одной стороны, электроэнергия – это рыночный товар. Однако, с другой стороны, для населения электроэнергия – это возможность получения социальных благ.

В этой связи, важнейшим условием реформирования должно стать присвоение статуса гарантирующего поставщика региональной сетевой компании.

Алтайский государственный технический университет,
ОАО «Независимая энерго-сбытовая компания»

Необходимость перемен в электроэнергетике стала очевидной в конце прошедшего столетия. До 1990х годов в большинстве стран мира эта отрасль относилась к естественным монополиям. Вертикально-интегрированные компании (совмещающие производство, передачу и сбыт электроэнергии) имели узаконенную монополию в национальных масштабах или в масштабах отдельных регионов. Тарифы на их услуги обычно устанавливались или ограничивались государством.

Такая система долгое время вполне удовлетворительно обеспечивала нужды экономики. Однако в условиях значительного удорожания углеводородного топлива (с 1970х годов) и опережающего роста потребления электроэнергии прежние монополии оказались недостаточно эффективными.

По данным Мирового энергетического совета (World Energy Council), к концу 90-х гг. 70 стран провели реформы или готовились к ним. Более половины стран, входящих в Мировой энергетический совет (81 из 151, или около 54%), не предполагают вообще проводить либеральных реформ в электроэнергетике.

Можно выделить три основные декларируемые цели проведения реформирования в электроэнергетике развитых стран:

1. Снижение стоимости электроэнергии (тарифов) за счет совершенствования управления и внедрения конкуренции.
2. Выравнивание условий и уровня развития отдельных регионов, областей, в тех случаях, когда наблюдается большая разница в тарифах на электроэнергию (в несколько раз) у локальных энергокомпаний.
3. Создание стратегической базы для успешной деятельности национальных предприятий электроэнергетики в процессе развития международной активности в отрасли и наметившейся тенденции глобализации (создание единых  энергорынков – наиболее активно данный процесс протекает в ЕС, формирование ТНК в электроэнергетике).

В целом, электроэнергетика в развитых странах, являясь неотъемлемой частью госсектора (фактически пребывая в области вопросов государственной политики), постоянно испытывает давление со стороны различных заинтересованных групп и чаще всего по этой причине подвергается преобразованиям. Как правило, сегодня это крупные промышленные потребители электроэнергии.

В отличие от электроэнергетики в развитых странах, в развивающихся странах и странах с переходной экономикой государственные монополии не только «обросли» несметным количеством субсидий, но и являются существенной нагрузкой на государственный бюджет вследствие неэффективного управления.

Типы и масштабы проблем не одинаковы во всех странах данной группы. Есть страны, в которых электроэнергетика вполне развита и функционирует достаточно хорошо, например, Аргентина, ЮАР. В большинстве постсоциалистических стран электроэнергетика хорошо развита, но страдает от неэффективного управления (например, энергоемкость – количество энергии, необходимое для производства единицы ВВП, в этих странах примерно в два раза выше, чем во всех остальных промышленно развитых государствах). Во многих других развивающихся странах электроэнергия до сих пор является благом, недоступным большей части населения.

Несмотря на эти многочисленные различия, во многих развивающихся странах и странах с переходной экономикой наметилась очевидная тенденция по внедрению модели реструктуризации, аналогичной британской (разделение деятельности и приватизация).

Данная тенденция может быть объяснена в значительной степени тем, что электроэнергетика этих стран испытывает острую нехватку источников финансирования.

Традиционно большинство развивающихся стран полагалось на финансирование инвестиций в электроэнергетическом секторе Мировым банком. К 1990-м гг. международные финансовые организации все в меньшей степени выражали готовность продолжать финансировать государственные монополии в электроэнергетике, которые не могли вырваться из порочного круга убыточности и ухудшающегося уровня обслуживания.

Это привело к постепенному снижению финансирования Мировым банком инвестиционных проектов в электроэнергетическом секторе. К тому же, продолжая десятилетие «структурных изменений» в странах-заемщиках, Мировой банк и МВФ искали пути расширить роль частного сектора в развитии экономики данных стран.

В 1993 г. в своем документе по структурной политике Мировой банк сделал реформу в электроэнергетическом секторе необходимым условием продолжения предоставления займов. Опорной точкой новой политики является стимулирование государств-заемщиков реструктуризировать свою отрасль и открыть, либерализовать для большего участия частного сектора (см. табл. 2). В свою очередь, Мировой банк увеличивает финансирование вплоть до окончания внедрения данной реформы [1, с. 17-18].

Таблица 2

Изменения в политике Мирового банка в электроэнергетическом секторе

Изменения в политике Мирового банка в электроэнергетическом секторе

Источник: [1, с. 18].

Однако привлечение частного капитала в электроэнергетический сектор не является простым вопросом. В этом плане является показательным для всех стран данной группы опыт Чили, которая наряду с Великобританией является пионером реформирования управления электроэнергетикой.

При этом основную роль в успешности преобразований и улучшении функционирования сектора сыграла проводившаяся с 1974 г. целенаправленная политика правительства по финансовому оздоровлению сектора (доминировавших в отрасли государственных компаний Endesa и Chilectra), что выражалось, в том числе в сокращении издержек, продаже непрофильных видов деятельности, и эти меры реально привели к улучшению состояния электроэнергетики.

Помимо всего прочего такого рода политика сигнализировала о серьезных намерениях реформаторов, жизнеспособности запланированной реструктуризации, что стимулировало потенциальных инвесторов серьезно рассматривать возможности вложений в чилийскую электроэнергетику [2].

Реальное улучшение управления компаниями изменило традиционное представление о государственных электроэнергетических предприятиях как о неэффективных субъектах в сторону современных нынешних представлений как о фирмах, осуществляющих предоставление оплачиваемых услуг.

Это повлияло на изменение взаимоотношений компаний с потребителями и одновременно сказалось на внутренней среде предприятий. Последние стали в большей степени учитывать реальные потребности потребителей (например, долгосрочные контракты стали главным инструментом во взаимоотношениях между электроэнергетическими предприятиями и крупными промышленными потребителями), в то время как внутри компаний все больше и больше распространялась культура, нацеленная на повышение эффективности основной деятельности и профессионализма.

В целом, можно сделать вывод, что при всем различии моделей отрасли и путей ее реформирования, в Европе, США и ряде других регионов мира осуществляются схожие шаги по либерализации электроэнергетики: разграничение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (генерация, сбыт) видов деятельности, демонополизация отрасли с параллельным развитием антимонопольного регулирования, введение для независимых поставщиков электроэнергии недискриминационного доступа к инфраструктуре, либерализация рынков электроэнергии. Государств, полностью открывших рынок для конкуренции, становится все больше, к ним относятся Швеция, Норвегия, Финляндия, Великобритания, Новая Зеландия и ряд других.

Литература:

1. Dubash N.K. Power politics: equity and environment in electricity reform. — WRI, June 2002, http://www.wri.org/wri/governance/powerpolitics_toc.html

2. Soto R. Institutional Reforms in the Electricity Sector. — World Bank Discussion Paper, November 1999,

Изменить

Естественные монополии являются составной частью любого развитого государства. От их деятельности зависят все сферы жизнедеятельности общества: политическая, экономическая, социальная. Значение таких организаций в экономике трудно переоценить. Они играют решающую роль в наполнении бюджета, а значит, влияют на жизнь страны в целом.

Основная причина существования естественной монополии состоит в том, что производство любого объема продукции одной фирмой обходится дешевле, чем его производство двумя или более фирмами.

Естественные монополии обычно существуют в таких сферах народного хозяйства, которые социально значимы для общества, либо предполагают усиленный контроль со стороны государственных и независимых общественных органов за деятельностью хозяйствующего субъекта. К таким субъектам относят предприятия топливно-энергетического комплекса, осуществляющие транспортные перевозки и прочее.

К естественным монополиям в России можно отнести РАО «ЕЭС России», «Газпром», «Роснефть», «Аэрофлот», «МПС» и прочие. Крупнейшие монополии сейчас акционированы, часть акций находится в руках государства, представители государства введены в правление этих компаний. Все это делается для того, чтобы избежать монополистического влияния на жизнь страны, на ее экономическое положение.

В ходе создания электроэнергетической отрасли России (тогда еще Советского Союза) не стояло задачи построения технологической структуры, призванной обслуживать конкурентные отношения между производителями электроэнергии. в стране создавалась отрасль, построенная на принципах достижения общей народнохозяйственной эффективности. Отрасль была создана на деньги каждого работающего гражданина страны, поскольку все электростанции и ЛЭП строились за счет средств государственного бюджета.

Созданные в результате реформ 1992 года два уровня управления электроэнергетикой (федеральный и субъектов Российской Федерации) часто входят в противоречия во взглядах и на управление и на распределение эффекта от создания ЕЭС России, в результате чего реформы в электроэнергетике не проводятся эффективно, а тарифы на электроэнергию и тепло сохраняются высокими.

За счет того, что цены на продукцию потребляемую ТЭКом были свободными и непрерывно повышались, а цены на энергоресурсы были явно занижены, образовалась разница между ценами энергоресурсов и ценами других отраслей. С начала 1992 года регулирование цен осуществлялось через повышающий коэффициент. На электро -  и теплоэнергию были установлены фиксированные цены.

Общие экономические трудности в стране не позволяют самой электроэнергетике  получить достаточно средств на поддержание, модернизацию и развитие своих производственных мощностей, поскольку тарифы на электроэнергию и тепло формируются не только по экономическим соображениям, но и под сильным воздействием социально-политических условий в стране и ситуаций в отдельных территориях.

На сегодняшний день производители электрической и тепловой энергии, с одной стороны, как почти полные монополисты в своей отрасли, пытаются взаимодействовать с регулирующими органами, определяя свою тарифную политику согласно постановлений и положений государственных органов федерального и регионального уровней.  С другой стороны, они находятся на самостоятельном балансе и руководствуются  принципами хозрасчета и самоокупаемости. Такая ситуация во многом определяет деятельность естественных монополий не только в энергетике, но и в иных отраслях (железнодорожный транспорт, газ, водоснабжение).

Государственное регулирование экономических отношений между производителями и  потребителями электрической энергии осуществляется путем выпуска целого ряда нормативно-методических документов федерального  и регионального уровней, что и определило содержание действующей тарифной политики.

К органам государственного регулирования тарифов относят Федеральную службу по тарифам (ФСТ) и региональные энергетические комиссии (РЭК). ФСТ устанавливает тарифы на электрическую энергию (мощность) (ФОРЭМ) на федеральном оптовом рынке электрической энергии (мощности); разрабатывает  предложения по совершенствованию действующих и принятию новых федеральных законов и иных нормативных правовых актов в сфере государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию.

Кроме того, ФСТ разрабатывает и утверждает единую систему классификации и учета затрат энергоснабжающих организаций, а также системы отчетности, представляемой в энергетические комиссии.

Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» от 14 апреля 1995 года № 41-ФЗ определил экономические, организационные и правовые основы государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в стране.

В соответствии с этим законом правительство Российской Федерации устанавливает принципы ценообразования на электрическую и тепловую энергию по всей территории страны.

Указанный Федеральный закон определил следующие три уровня государственного регулирования тарифов:

• оптовый рынок электроэнергии, отнесенный к полномочиям ФСТ России,
• потребительский рынок на территории субъектов российской Федерации, отнесенный к полномочиям РЭК соответствующего субъекта российской Федерации,
• муниципальный уровень, отнесенный к полномочиям органов местного самоуправления.

В соответствии со статьями 5 и 15 Федерального закона «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» было принято Постановление правительства Российской Федерации «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии» от 2 апреля 2002 года № 226.

Данное Постановление утверждает основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в РФ. В данном документе  определены  такие понятия как:

• регулирующие органы,
• регулируемая деятельность,
• тарифы,
• ценообразование,
• срок действия тарифов,
• расчетный период регулирования, и прочее

Согласно данного Постановления Федеральная служба по тарифам осуществляет регулирование следующих тарифов:

• тарифы на электрическую энергию и мощность на оптовом рынке,
• плату за услуги по передаче электрической энергии по единой национальной и региональным энергетическим сетям;
• услуги по передаче тепловой энергии и прочее,
• плату за услуги, оказываемые на оптовом рынке,
• тарифы на тепловую энергию, вырабатываемую организациями, поставляющими электроэнергию на оптовый рынок,
• цену продажи производителями электрической энергии, не поставляемой на оптовый рынок,
• абонентную плату,

Региональные энергетические комиссии осуществляет регулирование следующих тарифов:

- тарифы на электрическую и тепловую энергию, поставляемую потребителям.

Основным методом расчета регулируемых тарифов является метод экономически обоснованных расходов. В данном случае тарифы рассчитываются путем деления величины необходимой валовой выручки на планируемый объем производства продукции, определяемый на основании сводного баланса производства и поставок электрической энергии в рамках Единой энергетической системы России по субъектам РФ.

Таким образом, обобщая сказанное выше, можно сделать вывод, что главной задачей регулируемых тарифов является:

С точки зрения государства – обеспечить сбалансированное развитие экономики страны в целом, путем перераспределения денежных потоков.

С точки зрения субъекта регулирования – обеспечить включение в тариф как можно более полного перечня затрат, связанного с производством, передачей и реализацией электрической и тепловой энергии.

С точки зрения потребителя – минимизировать издержки при приобретении электрической и тепловой энергии.

Существующая система тарифного регулирования, однако, приводит к тому, что регулирующий орган зачастую выступает не только и не столько с точки зрения государства, сколько с точки зрения потребителей электрической и тепловой энергии, поскольку органы региональной власти являются одновременно и крупнейшими дебиторами региональных энергокомпаний.

Считается, что тарифная политика, проводимая в рамках государственного регулирования, служит инструментом сдерживания инфляционных процессов в стране. Сдерживание роста тарифов на продукцию и услуги электроэнергетики стало одним из существенных факторов стабилизации и  возобновления общеэкономического роста. За период 1991-2000 гг. цены на промышленную продукцию возросли в 37 тысяч раз, а на продукцию электроэнергетики – в 20 тысяч раз.

Однако, стоит отметить, что в период с 1997 по 1999 годы проводилась жесткая тарифная политика, направленная на экономию эксплуатационных расходов в отраслях естественных монополий, позволившая в течение этого периода не только не повышать тарифы на энергию, но даже снизить средний уровень тарифов. Тем не менее, за этот период оптовые цены производителей промышленной продукции значительно возросли, а бюджетные дотации – практически были сведены к нулю.

После финансового кризиса в августе 1998 года повышение тарифов на электрическую и тепловую энергию на федеральном уровне не проводилось до ноября 1999 года, в то время как цены в промышленности выросли в 2 раза, а на потребительском рынке – в 2,4 раза

. С ноября 1999 года регулируемые цены стали повышаться. При этом по отдельным видам продукции темпы цен были выше, чем инфляция в промышленности. В энергетике, ориентированной в основном на внутренний рынок, вследствие роста затрат, опережающего рост цен на ее продукцию, и снижение рентабельности производства произошло в 1999-2000 годах увеличение доли убыточных предприятий.

Существующая система регулирования тарифов на услуги естественных монополий, наряду с технологической структурой отрасли, доставшейся в наследство от предыдущей экономической системой, привели к тому, что за время экономических реформ развитие отрасли практически полностью прекратилось. Так, в региональных энергокомпаниях в десятки раз снизились объемы вводимых в строй объектов в физическом выражении, прекратилось строительство новых генерирующих мощностей.

Ситуация усугубляется продолжающимся старением ОФП электроэнергетики. Уже в конце 199-х г.г. прошлого века износ ОПФ составлял более 60%.

Поставленная Президентом РФ задача по удвоению ВВП ставит нас перед неизбежностью роста энергопотребления, что, в сложившейся ситуации, приведет к нехватке в обозримом будущем генерирующих мощностей и дефициту электроэнергии.

Уже в конце 2005 – начале 2006 г. мы столкнулись с дефицитом мощностей в г. Москве и Московской области, обслуживаемых компанией Мосэнерго. В тяжелых погодных условиях энергокомпания не смогла обеспечить возросшего объема энергопотребления, что привело к введению ограничений потребления электроэнергии.

Реформирование электроэнергетики, начавшееся в 2000 г., призвано решить проблему старения и выбытия генерирующих мощностей, путем привлечения инвестиций во вновь созданные, привлекательные для инвестора, финансово прозрачные компании. Однако до сегодняшнего дня сохраняется практика утверждения и  применения регулируемых тарифов, изложенная выше.

В этих условиях на первый план в практике применения регулируемых тарифов, по нашему мнению, должна выходить необходимость сбалансированного развития электроэнергетической отрасли, с учетом будущего изменения ее структуры, создания межрегиональных высокоэффективных компаний. Необходимо определить приоритеты развития для компаний, создаваемых по экстерриториальному признаку (ТГК и ОГК), поскольку у их новых владельцев может быть свой взгляд на дальнейшую судьбу производственных комплексов, расположенных в тех или иных регионах. Необходимо создание механизма развития для региональных энергосистем, в том виде, в котором они будут существовать – сети, генерация и сбыт электроэнергии, взаимодействующие между собой как подразделения более крупных компаний, имеющих разных владельцев. И основную роль в этом механизме будет играть установление тарифов, стимулирующих развитие энергетики на той или иной территории, в соответствии с энергетической стратегией РФ.

Список литературы.

1. Федеральный Закон РФ от 14 апреля 1995 года № 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ».
2. Постановление правительства российской Федерации «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии» от 2 апреля 2002 года № 226.
3. Сахарнов Ю. В. Роль государственных органов регулирования в тарифной политике, создающей условия стимулирующих энергосбережение. Конференция – выставка «Москва – энергоэффективный город». Москва, 25 — 27 октября 1999 г.

Ященко А.В.

ОАО «Независимая энерго-сбытовая компания»,
г. Краснодар, Российская Федерация

В ходе создания электроэнергетической отрасли России (тогда еще Советского Союза) не стояло задачи построения технологической структуры, призванной обслуживать конкурентные отношения между производителями электроэнергии. в стране создавалась отрасль, построенная на принципах достижения общей народнохозяйственной эффективности. Отрасль была создана на деньги каждого работающего гражданина страны, поскольку все электростанции и ЛЭП строились за счет средств государственного бюджета.

Созданные в результате реформ 1992 года два уровня управления электроэнергетикой (федеральный и субъектов Российской Федерации) часто входят в противоречия во взглядах и на управление и на распределение эффекта от создания ЕЭС России, в результате чего реформы в электроэнергетике не проводятся эффективно, а тарифы на электроэнергию и тепло сохраняются высокими.

За счет того, что цены на продукцию потребляемую ТЭКом были свободными и непрерывно повышались, а цены на энергоресурсы были явно занижены, образовалась разница между ценами энергоресурсов и ценами других отраслей. С начала 1992 года регулирование цен осуществлялось через повышающий коэффициент. На электро -  и теплоэнергию были установлены фиксированные цены.

Общие экономические трудности в стране не позволяют самой электроэнергетике  получить достаточно средств на поддержание, модернизацию и развитие своих производственных мощностей, поскольку тарифы на электроэнергию и тепло формируются не только по экономическим соображениям, но и под сильным воздействием социально-политических условий в стране и ситуаций в отдельных территориях.

На сегодняшний день производители электрической и тепловой энергии, с одной стороны, как почти полные монополисты в своей отрасли, пытаются взаимодействовать с регулирующими органами, определяя свою тарифную политику согласно постановлений и положений государственных органов федерального и регионального уровней.  С другой стороны, они находятся на самостоятельном балансе и руководствуются  принципами хозрасчета и самоокупаемости. Такая ситуация во многом определяет деятельность естественных монополий не только в энергетике, но и в иных отраслях (железнодорожный транспорт, газ, водоснабжение).

Государственное регулирование экономических отношений между производителями и  потребителями электрической энергии осуществляется путем выпуска целого ряда нормативно-методических документов федерального  и регионального уровней, что и определило содержание действующей тарифной политики.

К органам государственного регулирования тарифов относят Федеральную службу по тарифам (ФСТ) и региональные энергетические комиссии (РЭК). ФСТ устанавливает тарифы на электрическую энергию (мощность) (ФОРЭМ) на федеральном оптовом рынке электрической энергии (мощности); разрабатывает  предложения по совершенствованию действующих и принятию новых федеральных законов и иных нормативных правовых актов в сфере государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию.

Кроме того, ФСТ разрабатывает и утверждает единую систему классификации и учета затрат энергоснабжающих организаций, а также системы отчетности, представляемой в энергетические комиссии.

Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» от 14 апреля 1995 года № 41-ФЗ определил экономические, организационные и правовые основы государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в стране.

В соответствии с этим законом правительство Российской Федерации устанавливает принципы ценообразования на электрическую и тепловую энергию по всей территории страны.

Указанный Федеральный закон определил следующие три уровня государственного регулирования тарифов:

• оптовый рынок электроэнергии, отнесенный к полномочиям ФСТ России,
• потребительский рынок на территории субъектов российской Федерации, отнесенный к полномочиям РЭК соответствующего субъекта российской Федерации,
• муниципальный уровень, отнесенный к полномочиям органов местного самоуправления.

В соответствии со статьями 5 и 15 Федерального закона «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» было принято Постановление правительства Российской Федерации «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии» от 2 апреля 2002 года № 226.

Данное Постановление утверждает основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в РФ. В данном документе  определены  такие понятия как:

• регулирующие органы,
• регулируемая деятельность,
• тарифы,
• ценообразование,
• срок действия тарифов,
• расчетный период регулирования, и прочее

Согласно данного Постановления Федеральная служба по тарифам осуществляет регулирование следующих тарифов:

• тарифы на электрическую энергию и мощность на оптовом рынке,
• плату за услуги по передаче электрической энергии по единой национальной и региональным энергетическим сетям;
• услуги по передаче тепловой энергии и прочее,
• плату за услуги, оказываемые на оптовом рынке,
• тарифы на тепловую энергию, вырабатываемую организациями, поставляющими электроэнергию на оптовый рынок,
• цену продажи производителями электрической энергии, не поставляемой на оптовый рынок,
• абонентную плату,

Региональные энергетические комиссии осуществляет регулирование следующих тарифов:

- тарифы на электрическую и тепловую энергию, поставляемую потребителям.

Основным методом расчета регулируемых тарифов является метод экономически обоснованных расходов. В данном случае тарифы рассчитываются путем деления величины необходимой валовой выручки на планируемый объем производства продукции, определяемый на основании сводного баланса производства и поставок электрической энергии в рамках Единой энергетической системы России по субъектам РФ.

Таким образом, обобщая сказанное выше, можно сделать вывод, что главной задачей регулируемых тарифов является:

С точки зрения государства – обеспечить сбалансированное развитие экономики страны в целом, путем перераспределения денежных потоков.

С точки зрения субъекта регулирования – обеспечить включение в тариф как можно более полного перечня затрат, связанного с производством, передачей и реализацией электрической и тепловой энергии.

С точки зрения потребителя – минимизировать издержки при приобретении электрической и тепловой энергии.

Существующая система тарифного регулирования, однако, приводит к тому, что регулирующий орган зачастую выступает не только и не столько с точки зрения государства, сколько с точки зрения потребителей электрической и тепловой энергии, поскольку органы региональной власти являются одновременно и крупнейшими дебиторами региональных энергокомпаний.

Считается, что тарифная политика, проводимая в рамках государственного регулирования, служит инструментом сдерживания инфляционных процессов в стране. Сдерживание роста тарифов на продукцию и услуги электроэнергетики стало одним из существенных факторов стабилизации и  возобновления общеэкономического роста. За период 1991-2000 гг. цены на промышленную продукцию возросли в 37 тысяч раз, а на продукцию электроэнергетики – в 20 тысяч раз [1].

Однако, стоит отметить, что в период с 1997 по 1999 годы проводилась жесткая тарифная политика, направленная на экономию эксплуатационных расходов в отраслях естественных монополий, позволившая в течение этого периода не только не повышать тарифы на энергию, но даже снизить средний уровень тарифов. Тем не менее, за этот период оптовые цены производителей промышленной продукции значительно возросли, а бюджетные дотации – практически были сведены к нулю.

После финансового кризиса в августе 1998 года повышение тарифов на электрическую и тепловую энергию на федеральном уровне не проводилось до ноября 1999 года, в то время как цены в промышленности выросли в 2 раза, а на потребительском рынке – в 2,4 раза [2]. С ноября 1999 года регулируемые цены стали повышаться. При этом по отдельным видам продукции темпы цен были выше, чем инфляция в промышленности. В энергетике, ориентированной в основном на внутренний рынок, вследствие роста затрат, опережающего рост цен на ее продукцию, и снижение рентабельности производства произошло в 1999-2000 годах увеличение доли убыточных предприятий.

Существующая система регулирования тарифов на услуги естественных монополий, наряду с технологической структурой отрасли, доставшейся в наследство от предыдущей экономической системой, привели к тому, что за время экономических реформ развитие отрасли практически полностью прекратилось. Так, в региональных энергокомпаниях в десятки раз снизились объемы вводимых в строй объектов в физическом выражении, прекратилось строительство новых генерирующих мощностей.

Ситуация усугубляется продолжающимся старением ОФП электроэнергетики. Уже в конце 199-х г.г. прошлого века износ ОПФ составлял более 60%.

Поставленная Президентом РФ задача по удвоению ВВП ставит нас перед неизбежностью роста энергопотребления, что, в сложившейся ситуации, приведет к нехватке в обозримом будущем генерирующих мощностей и дефициту электроэнергии.

Исходя из изложенного выше, можно сделать следующие выводы:

1. В настоящее время в России полным ходом идет реформа электроэнергетики – отрасли, традиционно относящейся к естественным монополиям. При этом разрушается старая структура отрасли, в соответствии с которой каждый регион России обслуживался своей собственной вертикально интегрированной компанией, имеющей в своем составе генерирующие источники, участок магистральной электрической сети для связи с другими энергосистемами, а также широко разветвленную и расположенную на всей территории региона сеть низкого напряжения, обслуживавшую бытовых потребителей. В соответствии с новой концепцией, структура электроэнергетической отрасли будет состоять из объединенных с несколькими близлежащими регионами межрегиональных распределительных сетевых компаний, занимающихся эксплуатацией сети низкого напряжения, также объединенных по территориальному принципу генерирующих компаний, включающих в себя ТЭЦ местного значения; сбытовая функция будет выведена отдельно и присутствовать в виде отдельной сбытовой компании, контролируемой РАО ЕЭС России.

2. После разделения по видам деятельности и межтерриториальной интеграции будут смещены акценты развития энергетики территорий – теперь, когда в регионе работает филиал межрегиональной сетевой компании, решения о направлениях и объемах инвестиций, необходимых для экономически устойчивого развития, принимают в главном офисе компании, и не факт, что эти решения будут соответствовать видению перспектив экономического развития самого региона, в лице региональной администрации.

3. Существует необходимость определения таких механизмов развития для межтерриториальных энергокомпаний, которые бы обеспечивали социально-экономическое развитие региона в целом. При этом необходимо учитывать, что передающие (сетевые) компании остались в естественномонопольном секторе, следовательно, подлежат государственному регулированию, а генерирующие компании являются конкурентным видом деятельности, следовательно, функционируют и развиваются по законам рынка.

Литература:

1. Ю. В. Сахарнов. Роль государственных органов регулирования в тарифной политике, создающей условия стимулирующих энергосбережение. Конференция – выставка «Москва –  энергоэффективный город». Москва, 25 — 27 октября 1999 г.
2. О государственном регулировании цен (тарифов) на продукцию естественных монополий в 2002 году. Информационный центр Правительства  РФ, 1999.

В настоящее время в значительной степени завершен этап первоначальной трансформации  плановой экономики в экономику рыночную. В России фактически сформирована система отношений на основе частной собственности, для которой в течение прошедших десяти лет подготовлено законодательное, нормативное, информационное и финансовое обеспечение. Ставится задача достижения  устойчивого роста экономики.

Одной из основных инфраструктурных отраслей экономики является энергетика, определяемая многими отечественными учеными-экономистами в качестве «локомотива экономики». Энергетика в период затяжного экономического кризиса способствовала сглаживанию негативных экономических и социальных последствий за счет государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию.

В тоже время, в результате подобного административного регулирования отрасль оказалась в тяжелой ситуации. Острая  нехватка инвестиционных ресурсов привела к старению и выбытию основных производственных фондов,  а наметившийся в последние годы рост объемов потребления энергии обозначил проблему дефицита генерирующих энергетических мощностей.

Реформирование электроэнергетики в стране началось не сегодня, старт ему был дан в 1992 г. с учреждением РАО «ЕЭС России» в соответствии с указами Президента Российской Федерации от 15 августа 1992 года №923 и от 5 ноября 1992 года №1334. Фактически произошел процесс приватизации и акционирования отрасли.

Владение электрическими сетями ЕЭС России, полными или значимыми частями пакетов акций АО-энерго, АО-электростанций и АО «Центральное диспетчерское управление» позволяет РАО «ЕЭС России» контролировать почти 3/4 общей мощности электростанций, около 83% производства и почти 90% распределения электроэнергии в России.

На основе электрических сетей напряжением 220 кВ и выше, принадлежащих РАО «ЕЭС России», создан федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). Участниками ФОРЭМ являются АО-энерго, АО-электростанции, все АЭС, а также небольшое число крупных потребителей. Государственное регулирование тарифов на электроэнергию и мощности на ФОРЭМ осуществляется Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) РФ. На региональных рынках регулирование тарифов проводится уполномоченными органами исполнительной власти субъектов федерации.

Таким образом, в электроэнергетике образовалась новая система имущественных прав и рыночных отношений, что существенно трансформировало условия развития и финансово-экономическую деятельность электроэнергетики.

Второй этап реформирования (либерализация рынка) начался 28 апреля 1997 года, когда вышел в свет Указ Президента РФ № 426 «Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий». Необходимо отметить, что самые принципиальные решения по выполнению этого Указа приняты не были.

Заново реформирование стартовало в 2000 г., когда Правительство РФ в лице своих представителей в органах управления поручило РАО ЕЭС России разработать проект Концепции реструктуризации РАО «ЕЭС России». При этом целью первоочередной целью реформирования объявлялось повышение эффективности предприятий электроэнергетики и максимально возможное содействие привлечению инвестиций. Итогом работы явилась не только сама Концепция, но и принятое Правительством РФ 11 июля 2001 г. Постановление № 526 «О реформировании электроэнергетики российской федерации».

С 2003 г., с принятием пакета федеральных законов начался непосредственно процесс реформирования. В пакет вошли следующие законы: «Об электроэнергетике»; «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике»; «О внесении изменений и дополнений в Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»; «О внесении изменений и дополнений в Федеральный закон «О естественных монополиях»; «О внесении изменений и дополнений в часть вторую Гражданского кодекса Российской Федерации».

С этого момента реформирование вступило в активную стадию, и за период с 2003 по 2005 г. были достигнуты следующие результаты:

Таблица 1

Реформирование электроэнергетики России в 2003 -2005 г.г.

Реформирование электроэнергетики России в 2003 -2005 г.г.

Таким образом, как видно из таблицы, к настоящему времени структура отрасли практически полностью изменена: региональные вертикально интегрированные компании исчезли, разделившись по видам деятельности, вместо них теперь действуют сетевая компания, генерирующая компания, энергосбытовая компания. Функции диспетчерского управления отданы филиалу ОАО «Системный оператор». Разделение вертикально-интегрированных компаний в России не означает «измельчения» структуры отрасли. Вслед за разделением РАО «ЕЭС России» и региональных АО-энерго на специализированные компании, предусматривается горизонтальная интеграция последних.

Пример Краснодарского края может служить в качестве ориентира для других регионов на пути построения эффективных организационных, экономических и финансовых механизмов управления развитием энергетических систем.

Основные технико-экономические характеристики энергосистемы региона приведены в таблице 2.

Таблица 2

Основные технико-экономические характеристики энергосистемы региона приведены в таблице 2.

Как видно из таблицы 2, независимые производители занимают значительную долю в структуре производства электроэнергии в регионе (23% от общей установленной мощности генерирующих источников).

Помимо независимых производителей электроэнергии, в крае до недавнего времени существовали предприятия — оптовые перепродавцы электроэнергии, представляющие собой электросетевые комплексы низкого напряжения (0,4-10 кВ), обслуживающие коммунальное хозяйство и население крупных и средних городов и поселков. На сегодняшний день в крае насчитывается 29 таких предприятий, обслуживающих более 500 тысяч бытовых абонентов, что составляет более 25% от общего числа бытовых потребителей Краснодарского края [1].

Таким образом, исходя из наличия относительно большого количества независимых производителей и перепродавцов электрической энергии, управление реформированием энергетики в крае имеет свои особенности.

В настоящее время реализация проекта реформирования ОАО «Кубаньэнерго» находится на этапе согласования с акционерами, органами власти. Рассматриваются следующие направления реформирования, которые не должны вызвать резкого скачка тарифов:

1. Выделение сбытовой функции у ОАО «Кубаньэнерго» и предприятий оптовых перепродавцов, что соответствует основным направлениям реформирования энергетики, утвержденным постановлением Правительства РФ.

2. Реформирование управления сетевым имуществом ОАО «Кубаньэнерго» и предприятий оптовых перепродавцов, имеющее следующие варианты развития событий

Вариант 1. В организационном и имущественном отношении все остается как есть в настоящее время. Тарифы покупки электроэнергии для предприятий оптовых перепродавцов утверждаются по уровням напряжений в соответствии с новой методикой ценообразования на розничном рынке электроэнергии.

Вариант 2. Объединение активов предприятий – оптовых перепродавцов в едином краевом сетевом предприятии с выделением сбытовой функции, без объединения с сетевыми активами ОАО «Кубаньэнерго».

Вариант 3. Создание единой региональной сетевой компании на базе активов предприятий – оптовых перепродавцов и ОАО «Кубаньэнерго».

По нашему мнению, вариант 3 может быть естественным продолжением и следующим этапом развития событий по варианту 2. Исходя из того, что основным направлением реформирования электроэнергетики Российской Федерации является демонополизация и развитие конкуренции в сфере сбыта электрической энергии,  можно сделать вывод о том, что в процессе разделения региональных АО_энерго по видам деятельности должны создаваться энергосбытовые компании, основной функцией которых будет являться продажа электрической энергии, приобретаемой на оптовом рынке электроэнергии, конечным потребителям. Правовой статус энергосбытовых компаний определен в Федеральном законе от 26.03.2003 № 35_ФЗ «Об электроэнергетике».

Необходимо отметить, что, начиная с 2003 г. в Краснодарском крае осуществлено объединение муниципальных предприятий электрических сетей, на их базе создана и успешно работает ОАО «Независимая энергосбытовая компания» (НЭСК), которая закупает электроэнергию у ОАО «Кубаньэнерго» а также у независимых производителей электроэнергии, и оказывает комплекс услуг по ее доставке и сбыту потребителям. Сегодня доля рынка ОАО «НЭСК» на электроэнергетическом рынке Краснодарского края составляет 35%. , и ее можно рассматривать как реального конкурента создаваемой сетевой компании ОАО «Кубаньэнерго» на рынке электроэнергии низкого напряжения, а также в качестве потенциального гарантирующего поставщика. Сегодня ОАО «НЭСК» представляет собой компанию коммунальной энергетики, осуществляющую эксплуатацию распределительных сетей низкого напряжения, а также сбыт электроэнергии (Рис.1).

Рисунок 1. Существующая схема взаимоотношений в энергосистеме Краснодарского края.

По нашему мнению, создание подобной компании на территории края обусловлено следующими основными предпосылками:

1. Необходимость достижения инвестиционной привлекательности через прозрачность деятельности.

2. Необходимость осуществления развития сетей коммунальной энергетики на территории региона. В соответствии с Федеральным законом № 131 от 6 октября 2003 г. «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации»[5] вопросы энергоснабжения отнесены к непосредственной компетенции поселений, муниципалитетов и городских округов.

Таким образом, очевидно, что в целях поддержания и обеспечения дальнейшего развития электрических сетей в пределах городских образований и поселков необходим механизм, позволяющий аккумулировать инвестиционные ресурсы и использовать их в соответствии с планами развития территорий. В качестве такого механизма может быть использована компания подобного типа.

3. Необходимость обеспечения высокой надежности и недопущения срывов в энергоснабжении потребителей. Очевидно, что крупная компания имеет большее количество ресурсов для предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в электрических сетях, нежели мелкие компании.

Исходя из вышеизложенного, дальнейшее развитие регионального рынка электроэнергии представляется нам в виде схемы, приведенной на рисунке 2.

Функционирование объединенной коммунальной энергокомпании позволит осуществлять качественное энергоснабжение потребителей и развитие энергосистемы региона. При этом сбытовая функция может быть выделена в соответствии с требованиями законодательства.

Рисунок 2. Перспективная схема взаимоотношений на рынке электрической энергии Краснодарского края

Список использованной литературы:

1. Бережной В.А., Султанов Г.А. Рыночное реформирование экономического механизма электроэнергетики регионального уровня. Краснодар, 2005 г. — 122 с.
2. Информационный бюллетень «О ходе реформирования электроэнергетики РФ в 2003 г.» // http://www.rao-ees.ru
3. Информационный бюллетень о ходе реформирования электроэнергетики РФ в 2004 г. // http://www.rao-ees.ru
4. Информационный бюллетень о ходе реформирования электроэнергетики РФ в 2005 г. // http://www.rao-ees.ru
5. Федеральный закон № 131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации» // «Российская газета», N 202, 08.10.2003.