"Новости Электротехники N3(27)"«Штрихи к российскому опыту реструктуризации электроэнергетики »

< Предыдущая ] [ Следующая >

Журнал №4(28) 2004

В Беларуси, единственной среди стран бывшего Союза, энергетика имеет вертикально интегрированную структуру, что делает отрасль непривлекательной для инвестиций, в то время как, по оценкам «Белэнерго», до 2020 г. в белорусскую электроэнергетику необходимо вложить порядка 5,5–6 млрд. USD. Поэтому страна приступает к неизбежной реструктуризации, и в том, что она делает это последней, есть свои плюсы. По словам Сергея Белого, генерального директора «Белэнерго», у белорусских энергетиков есть уникальная возможность не повторить ошибок, допущенных соседями.
Пока в Беларуси существует 4 варианта энергореформы и многое еще предстоит уточнять и корректировать, поэтому за российскими реформами белорусские специалисты следят с особым интересом. Кроме того, напомним, существует Соглашение от 22.11.1999 между правительствами Беларуси и России о создании объединенной электроэнергетической системы, предусматривающее образование единого для этих стран рынка электроэнергии.
Российским специалистам в свою очередь полезно узнать, какой представляется знакомая картина отечественного реформирования энергетики стороннему наблюдателю.

Аркадий Гуртовцев, к.т.н., ведущий научный сотрудник РУП «БелТЭИ», Беларусь

Штрихи к российскому опыту реструктуризации электроэнергетики

В мае этого года рабочая делегация специалистов концерна «Белэнерго», Министерства энергетики и Министерства экономики Беларуси знакомилась с опытом работы АО «Тулэнерго» в условиях реформирования российской электроэнергетики, а также с достижениями и проблемами тульских энергетиков в области создания региональных АСКУЭ.

Общие принципы реструктуризации АО-энерго
Переустройство российской электроэнергетики, хотя и проходит под контролем государства в лице РАО «ЕЭС России», владеющего в региональных АО-энерго значительным (но не контрольным) пакетом акций, существенно зависит от интересов множества собственников в лице миноритарных акционеров АО-энерго. В этом заключается одна из проблем российской реструктуризации, которая в иных условиях, при наличии только одного собственника-монополиста, – а именно такая ситуация характерна в настоящее время для Объединенной энергосистемы Беларуси – могла бы пройти более эффективно и безболезненно.
Основной принцип реформирования мировой электроэнергетики, в том числе и российской, заключается в разделении ее деятельности на монопольную, которая останется в руках государства (сюда отнесены услуги по передаче электроэнергии по магистральным и распределительным сетям), и конкурентную (производство и сбыт энергии генерирующими и сбытовыми компаниями). Считается, что конкуренция должна снизить издержки, повысить эффективность отрасли и затормозить рост цен на электрическую и тепловую энергию для конечных потребителей.
Согласно программе реформ, все существующие региональные энергокомпании – дочерние общества РАО ЕЭС, должны быть реструктурированы по проектам, одобренным правительственной комиссией по вопросам реформирования электроэнергетики. 58 из 72 региональных энергокомпаний уже полностью согласовали свои проекты. Рассмотрение и одобрение комиссией проектов реформирования производится индивидуально по каждому АО-энерго с учетом его специфики, в частности, количества и типа генерирующих мощностей, теплоисточников и тепловых сетей, кредиторской и дебиторской задолженности и т.д.
Одним из спорных вопросов является выделение из состава АО-энерго теплосетевых компаний, т.е. отделение их от генерирующих. Многие акционеры считают эти виды бизнеса неотделимыми один от другого – иначе собственники теплосетей, в частности муниципалитеты, смогут оказывать технологическое влияние на деятельность генерирующих компаний. Проблемой является и обеспечение недискриминационного доступа к теплосетям альтернативных поставщиков тепловой энергии, например, частных котельных.
Базовый вариант реформирования, основанный на модели Великобритании, работающей в условиях реструктуризации электроэнергетики уже 16 лет, предполагает сначала выделение из АО-энерго генерирующих, сетевых и сбытовых структур в виде стопроцентных дочерних обществ РАО ЕЭС, а затем их разделение между акционерами АО-энерго пропорционально величине собственности, отданной в эти структуры.
Варианты, связанные, например, с передачей сетевого хозяйства АО-энерго непосредственно в собственность государственной Федеральной сетевой компании (ФСК), пока не рассматриваются, так как признаны менее прозрачными, хотя и более быстрыми.
Основной запретительный принцип в реформировании российской электроэнергетической отрасли – собственник не имеет права совмещать два и более вида бизнеса (например, распределительный и сбытовой). Надо заметить, что в реструктурированной мировой электроэнергетике существуют интегрированные энергокомпании, совершенно спокойно совмещающие два и более видов электроэнергетической деятельности. Однако очевидно, что для такой огромной и разнородной страны, как Россия, просто необходимы упрощение и унификация принципов реструктуризации для достижения конечного результата в обозримом будущем.
В настоящее время в 40 АО-энерго (включая «Тулэнерго») идет процесс разделения бизнеса на его отдельные виды – генерацию, сетевой, сбытовой, сервисный и непрофильный. Каждая новая структурная единица должна полностью отвечать за свое направление, что поможет снизить издержки и достичь прозрачности во всех видах бизнеса.
Наиболее острые проблемы при реструктуризации АО-энерго связаны с наличием перекрестного субсидирования, которое является следствием популизма властей и ухудшает финансовое состояние энергосистемы, с избытком генерирующих мощностей, при котором неэффективные производители могут жить лучше эффективных (вопрос о закрытии первых носит социальный характер), и с наличием непрофильных видов бизнеса (ремонтных служб, баз отдыха, столовых и детских садов), которые надо вывести за рамки энергосистем.
Кроме того, ряд вопросов при реформировании энергосистемы связан с отсутствием полной и непротиворечивой нормативно-правовой базы.
Основные цели реформирования сегодняшних региональных монополистов – АО-энерго:

надежное и бесперебойное снабжение платежеспособных потребителей электрической и тепловой энергией (здесь появился новый акцент – энергоснабжение только платежеспособных потребителей, что подчеркивает товарную сущность энергоресурса, необходимость платить за него; соответственно все потребители подразделяются на платежеспособных и неплатежеспособных, для работы с которыми нужны различные средства и методы);
обеспечение всем производителям и потребителям энергии равного доступа к инфраструктуре рынка энергии (эта цель направлена на демократизацию рыночных отношений в электроэнергетике, против монополизма производителей и дискриминации потребителей, против недобросовестных отношений и их возможной криминализации);
снижение издержек и повышение эффективности работы энергокомпаний (в условиях монополизма теряются стимулы к развитию, и реструктуризация должна их восстановить, обеспечив больший результат меньшими затратами);
повышение инвестиционной привлекательности энергокомпаний (в условиях монополизма, неразделенных тарифов, финансового «общего котла» деятельность энергокомпаний непрозрачна и оценить перспективы инвестиций, их окупаемость и прибыль трудно, что отталкивает инвесторов).

Реструктуризация «Тулэнерго»
Тульская энергосистема первой среди других российских АО-энерго подготовила свой проект реорганизации по базовому варианту и представила его в РАО ЕЭС в мае 2002 г. В доработке проекта приняли участие специалисты энергосистем Орла, Калуги и Брянска.
Однако реформирование энергокомпании затормозилось из-за конфликта с миноритарным (около 39% акций) акционером АО «Тулэнерго» – группой МДМ. Группе принадлежит крупный производитель удобрения – агрохимический комбинат «Азот» (200 МВт), для электроснабжения которого в свое время на востоке области была построена Новомосковская ГРЭС (281 МВт). Этот акционер в течение длительного времени не может определиться, что выгоднее: покупка ГРЭС или строительство новых генерирующих мощностей для энергоснабжения комбината.
В результате задерживается реформирование не только Тульской энергосистемы (1078 МВт), но и соседних: Калужской (6 МВт), Брянской (52 МВт) и Орловской (342 МВт) энергосистем, на базе которых планируется создать первую Приокскую территориальную генерирующую компанию (ОАО «ПТГК») с присоединением к ней в перспективе и других регионов. В этом проекте было достигнуто полное взаимопонимание с властями регионов: подписаны трехсторонние соглашения между администрацией областей, РАО ЕЭС и АО-энерго.
Первый этап реформирования «Тулэнерго» предполагает выделение сетевой, генерирующей (ПТГК), сбытовой и сервисной компаний, второй – создание межрегиональной генерирующей компании путем присоединения генерирующих компаний соседних регионов к ПТГК. До реализации этих двух этапов была проведена внутренняя реструктуризация АО-энерго с выделением в ее составе, помимо пяти электростанций, департамента транспорта электроэнергии (ДТЭЭ) и предприятий сбыта электроэнергии ОП «Энергосбыт».
Непрофильные виды бизнеса АО «Тулэнерго» с 2003 года существуют в форме дочерних предприятий с отдельным балансом (следует заметить, что непрофильный бизнес может быть не только убыточным, но и прибыльным).
В планах – выведение из сетей ремонтного бизнеса и создание дочернего предприятия ОАО «Тулэнергосетьремонт». По мнению энергетиков, ремонты должны проводиться только исходя из теку- щего состояния оборудования, а не по графику – зачем ремонтировать оборудование, которое в данный момент находится в удовлетворительном состоянии?
После решения всех спорных вопросов и утверждения проекта реформирования, АО «Тулэнерго» будет трансформировано: в Приокскую территориальную генерирующую компанию, Тульскую энергетическую управляющую компанию (должна работать только в переходный период, а затем будет ликвидирована), Тульскую магистральную сетевую компанию, сбытовую компанию и территориальную распределительную сетевую компанию «Тулэнерго» (в нее войдут ПЭС и РЭС, хотя некоторые функции ПЭС будут переданы на уровень области).
На сегодняшний день из «Тулэнерго» реально выделены только сети 220 кВ и выше, отошедшие к ФСК, и региональное диспетчерское управление (РДУ), ставшее Тульским филиалом Системного оператора (СО) оптового рынка электроэнергии.
Руководители АО-энерго считают, что реструктуризацию следовало бы начинать с управления, а не с раздела собственности (в Великобритании отрасль вначале реформировали, итолько затем приватизировали). Если же сначала раздать акции, то затем придется договариваться уже с собственниками, что значительно сложнее, чем проводить реорганизацию в рамках единой структуры. Департамент транспорта электроэнергии. В существующей структуре АО-энерго значительную роль играет ДТЭЭ, в который входят, помимо начальника департамента, служба транспорта электроэнергии (23 человека), отдел АСКУЭ (16 человек) и отдел счетчиков (15 человек).
Эта служба решает задачи коммерческого и технического учета на оптовом и розничном рынках электроэнергии, расчета балансов по всем объектам учета и определения технологических потерь электроэнергии. Все средства учета находятся на балансе ДТЭЭ, а все финансовые расчеты по их показаниям выполняет ОП «Энергосбыт», которому департамент предоставляет все необходимые учетные данные. Средства учета неспроста оставили именно в сетях, а не в сбытовом подразделении (в некоторых энергосистемах их оставили в сбыте и, как оказалось, ошиблись). Это связано с тем, что учет нельзя разрывать (измерительные трансформаторы у одного собственника, а счетчики у другого), и, кроме того, в обозримом будущем может возникнуть множество сбытовых организаций, а учет должен быть один.
Тарифы. В процессе реструктуризации важное место занимает тарифная политика государства. Реструктуризация на уровне АО-энерго осложняется отсутствием инвестиционной составляющей в тарифах. Незначительное обновление основных фондов возможно только за счет амортизационных отчислений.
Рентабельность жестко ограничивается решениями Федеральной и Региональной энергетических комиссий (соответственно ФЭК и РЭК) на уровне нескольких процентов, что делает проблематичным привлечением крупных частных инвестиций в АО-энерго.
На уровне АО-энерго существенное значение имеет разделение тарифов по уровню напряжения, тем более что тариф на транспорт электроэнергии легче формировать, имея тарифы по напряжениям. В АО «Тулэнерго» сейчас средний тариф на электроэнергию в сетях 0,4 кВ равен 1,4 руб./кВт•ч, в сетях среднего напряжения (1–35 кВ) – 1,16 руб./кВт•ч, а в сетях высокого напряжения (110 кВ) – 1,14 руб./кВт•ч.
Оптовый рынок электроэнергии. С 1999 г. «Тулэнерго» закупает электроэнергию на Федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). За эти годы процент покупки электроэнергии относительно общего электропотребления Тульской области менялся от 30 до 55%, или с 300 МВт мощности до 700 МВт.
Процесс торговли заключается в подаче ежесуточно заявки на поставку электроэнергии на следующие сутки в 86 узлов Тульской энергосистемы согласно планируемому почасовому суточному графику. При этом возникает проблема отклонений заявки от факта поставки. Ранее на оптовом рынке допускалось отклонение в покупке относительно заявки в 5% и в случае превышения этого отклонения следовали штрафные санкции, вплоть до исключения АО-энерго из участников рынка. При превышении покупки над заявкой санкции были более жесткими, чем в случае недобора заявки. С 2004 г. допустимое отклонение увеличили до 10%, что существенно облегчило работу на рынке.
Для АО-энерго вести торговлю по 86 узлам очень трудно (для каждого узла, в зависимости от его географического положения, производится соответствующая коррекция средней цены покупки электроэнергии), и теперь стоит задача снизить количество узлов до 10. Для службы сбыта ежесуточное формирование заявок (графика потребления) и отслеживание заявок через Интернет по авторизованному доступу к базе данных коммерческого оператора учета оптового рынка превратилось в работу «без сна и отдыха» и без выходных. Это связано в первую очередь с отсутствием, несмотря на действующую АСКУЭ, многих данных коммерческого учета (часть из них продолжают собирать через ОИК), а также программного обеспечения, позволяющего выполнять необходимые оптимизационные расчеты на рабочем месте сбытовика (расчеты графиков, рисков, затрат и прибыли). Следует заметить, что, в силу равномерного графика нагрузки Тульской энергосистемы, работа по планированию заявок значительно облегчена.
Электроэнергия, купленная на оптовом рынке энергосистемой по часовому графику, затем продается ею на розничном рынке потребителям. Если ее продавать потребителям также по часовому графику, да еще с наценкой, то потребитель захочет уйти самостоятельно на оптовый рынок, чтобы самому, минуя АО-энерго, покупать более дешевую электроэнергию. Это ставит перед сбытом непростые задачи гармонизации своих отношений с потребителями, поиска методов и путей сохранения потребителя как своего клиента и партнера. Приходится продавать потребителю электроэнергию не по суточному графику, а по месячному и изыскивать возможности для компенсации такой временной конвертации электроэнергии.

Тульская энергосистема

Тульская энергосистема, образованная в 1959 году, обеспечивает энергоснабжение 1,9 млн. человек на территории 26 тыс. км².
В составе «Тулэнерго» пять электростанций суммарной установленной мощности 1078 МВт (две ГРЭС и три ТЭЦ), четыре предприятия электрических сетей (ПЭС) и 26 районов электрических сетей (РЭС) с общим объемом оборудования в 110 тысяч условных единиц.
Тульская энергосистема ежегодно поставляет в область более 7 млрд. кВт•ч электроэнергии, из которых полезный отпуск для 368,6 тысяч потребителей в 2003 году составил 6,65 млрд. кВт•ч на сумму 6,6 млрд. руб. (в среднем цена 1 кВт•ч составляет для потребителей 1 рубль, или $0,035).
В I квартале 2004 г. 51% электроэнергии поступил в энергосистему с оптового рынка, 41% – от собственных электростанций (удельный расход топлива на производство электроэнергии составляет в среднем 382 г/кВт•ч, на производство тепла – 144 кг/Гкал) и 8% – от блок-станций.
Промышленность потребляет около 50% электроэнергии (в денежном выражении 58,7%), оптовые потребители-перепродавцы – 26,6% (18,2%), бюджетные потребители – 7% (8,2%), ЖКХ – 5,2% (6,1%), население – 4,4% (2,4%), сельское хозяйство – 4,2% (3,1%). Ясно, что промышленные потребители субсидируют население и сельское хозяйство, поэтому крупные потребители, стараясь сбросить груз перекрестного субсидирования, уходят на ФОРЭМ. РАО ЕЭС разработало концепцию, согласно которой бремя перекрестного субсидирования, пока оно существует, будут нести все потребители, независимо от того, вышли они на ФОРЭМ или нет.
Дебиторская задолженность потребителей за 1 квартал 2004 г. выросла на 519 млн. рублей и составила 1,1 млрд. рублей.
Оплата энергии в 1 квартале 2004 г. составила 82% (основные неплатежи приходятся на предприятия ЖКХ – их долг составил 547 млрд. рублей).
График нагрузки энергосистемы, который близок к равномерному, на 80% определяют основные потребители энергии – предприятия с непрерывным технологическим циклом: Новомосковский «Азот» (200 МВт), Щекинский «Азот» (120 МВт) и Ефремовский завод синтетического каучука (35 МВт). При пике в 1450 МВт (утренние и вечерние пики, а также дневной провал практически совпадают) ночной провал не ниже 1200 МВт (коэффициент неравномерности нагрузки 82%). В силу равномерности графика перед энергосистемой не стоит вопрос регулирования нагрузки посредством многоставочных тарифов. Для промышленности действуют одно- и двуставочные тарифы, а для населения – только одноставочные (в соседних энергосистемах меню тарифов более разнообразно).
Уставный капитал ОАО «Тулэнерго» составляет 1566 млн. руб. и состоит только из обыкновенных акций номиналом 1 рубль. РАО ЕЭС принадлежит 49% акций предприятия. Акции в 4 раза дешевле стоимости основных фондов, которые оцениваются в 6 млрд. рублей.
Планами капитального строительства и технического перевооружения на 2004 год предусмотрено освоение капитальных вложений в объеме 409 млн. руб. Около 70% закупок для их выполнения предполагается провести через конкурсы как наиболее эффективный способ оптимизации затрат.

Материал Аркадия Гуртовцева, посвященный работе АСКУЭ в «Тулэнерго» см. на странице 74.