Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад)


НазваниеПроблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад)
страница3/5
Дата публикации11.03.2013
Размер0.6 Mb.
ТипДоклад
userdocs.ru > Физика > Доклад
1   2   3   4   5

^ 3) Сценарии

Предпочтительный сценарий

В сфере электроэнергетики предлагается следующий вариант изменений на оптовом и розничном рынках электроэнергии (мощности):

  • внедрение реальной и технологически достаточно просто реализуемой конкуренции за потребителя на розничном рынке среди энергосбытовых компаний, в том числе гарантирующих поставщиков. При этом конкуренция создается и развивается как новыми возможностями розничных потребителей по покупке электрической энергии не только у гарантирующих поставщиков, так и прозрачной и качественной работой сбытовых компаний;

  • основным способом торговли электроэнергией и мощностью и на оптовом, и на розничном рынке сделать двусторонние договоры между поставщиками и покупателями, заключаемые преимущественно на срок один год и более. При этом основу рынка должны составлять финансовые договоры поставки электроэнергии с мощностью как наиболее развитый и эффективный способ торговли;

  • создание инфраструктуры и правил торговли для развития всех видов двусторонних договоров: физических, финансовых, торговли производными инструментами – стандартизованными контрактами;

  • замена централизованного конкурентного отбора мощности как способа централизованного (почти государственного) гарантирования заранее поставщикам цен и объемов покупки их мощности – двусторонними отношениями по покупке мощности и электроэнергии и постфактумной оплатой мощности в объеме превышения потребления над покупкой по двусторонним договорам;

  • усиление вовлеченности потребителей в процесс формирования цен и условий поставки электроэнергии (мощности) как при помощи развития двусторонних договоров, так и при помощи развития торговли управляемым потреблением (добровольным ограничением нагрузки);

  • изменение принципов функционирования и регулирования гарантирующих поставщиков, основным функционалом которых будет являться простейшее транслирование результатов закупки электроэнергии у поставщиков потребителям, организация эффективного биллинга и сбора платежей, при долгосрочном регулировании необходимой валовой выручки и соблюдении требований по надежности и качеству оказываемых услуг;

  • внедрение механизмов, снижающих или предотвращающих неплатежи по всей цепочке формирования поставки и стоимости (цены) электроэнергии для потребителей.

При этом необходимо подчеркнуть, что предлагаемые изменения на оптовом и розничном рынке жестко связаны и должны осуществляться одновременно. Нецелесообразно осуществлять изменения на оптовом рынке без развития конкуренции на розничном рынке и наоборот.

Далее о механизмах реализации предлагаемых изменений

На розничном рынке предоставляется право любому розничному потребителю уходить от гарантирующих поставщиков на обслуживание к конкурентным (нерегулируемым) энергосбытовым компаниям (далее – сбытовые компании) при соблюдении следующих условий:

      1. наличие самого простейшего, отвечающего только требованиям метрологии и обязательным требованиям законодательства о тех.регулировании почасового учета потребления электроэнергии с хранением (памятью)

      2. отсутствие задолженности перед гарантирующим поставщиком.

Потребители, отвечающие указанным требованиям, далее называются квалифицированными потребителями.

Квалифицированный потребитель может уходить от гарантирующего поставщика со следующей периодичностью: перед началом каждого квартала – на старте внедрения новых правил, потом – перед началом каждого месяца.

Квалифицированным потребителям и любым сбытовым компаниям в отношении таких потребителей (далее – и те и другие – квалифицированные покупатели) предоставляется возможность без получения статуса участника оптового рынка заключать свободные (нерегулируемые) двусторонние договоры купли-продажи электроэнергии (мощности) (далее – СД) с любыми поставщиками э/э (мощности) оптового и розничного рынка. Такие договоры могут заключаться как через те же самые площадки, что и для покупателей оптового рынка (организованная площадка, информационная система), так и напрямую между квалифицированным розничным покупателем и производителем электроэнергии.

При этом остатки электроэнергии (мощности), определяемые как разница между фактическим потреблением и объемами, купленными по СД, покупаются (продаются) квалифицированными покупателями через гарантирующего поставщика.

В случае если потребитель ушел на обслуживание к сбытовой компании, то такая компания поставляет потребителю всю электроэнергию (мощность) в объеме его фактического потребления. При этом сама сбытовая компания часть электроэнергии (мощности) приобретает по СД, а остатки – на оптовом рынке, если она является участником оптового рынка, либо у гарантирующего поставщика.

Особенности СД, заключаемых между поставщиками ОРЭМ и квалифицированными покупателями розничного рынка:

  1. Учет таких договоров на оптовом рынке:

        • Регистрация СД на оптовом рынке Администратором торговой системы (АТС) осуществляется по самой простейшей процедуре, какая возможна. Если договоры заключены через организованную площадку – регистрация напрямую: площадка – АТС;

        • В таких СД квалифицированный покупатель указывает гарантирующего поставщика, с которым он рассчитывается по покупке/продаже остатков э/э (мощности);

        • АТС информирует соответствующих гарантирующих поставщиков об объемах э/э (мощности), приобретенных квалифицированным покупателем по СД, до начала месяца поставки;

        • В торговле на рынке на сутки вперед, балансирующем рынке, мощностью – объемы электроэнергии и мощности в таких договорах относятся к объемам потребления гарантирующего поставщика и учитываются таким же образом, как и СД, заключенные гарантирующим поставщиком для себя.

  1. Для обеих сторон СД имеет условие «take or pay» (то есть, является финансовым договором), которое означает следующее:

        • Если объемы электроэнергии в СД не полностью включены в график производства соответствующего генератора по результатам планирования на сутки вперед (РСВ), поставщик докупает невключенные объемы у иных поставщиков через РСВ (или по другим СД). Таким образом, всегда обеспечивается поставка объемов э/э в СД покупателю.

        • Если объемы электроэнергии в СД не полностью включены в график потребления соответствующего покупателя по результатам планирования на РСВ, гарантирующий поставщик продает невключенные объемы на РСВ. Полученную сумму (за вычетом расходов гарантирующего поставщика, связанных с такой продажей, как-то: распределение отрицательного стоимостного небаланса, инфраструктурные услуги и пр.) гарантирующий поставщик возвращает квалифицированному покупателю в рамках розничного договора, касающегося покупки/продажи остатков электроэнергии и мощности.

При этом сохраняется существующий порядок расчета объемов и цен на оптовом рынке, т.е. по границам зоны обслуживания гарантирующих поставщиков (по совокупному объему потребления по территории, включая потребление, относящееся к квалифицированным покупателям).

Кроме того, сохраняется существующий на розничном рынке порядок (но с минимальными требованиями к приборам учета, указанными выше) сбора данных коммерческого учета потребления квалифицированных покупателей с целью их взаиморасчетов с гарантирующим поставщиком и электросетевыми компаниями.

Для представления интересов квалифицированных покупателей розничного рынка на оптовом рынке создается дополнительная палата в Совете рынка, состоящая из представителей таких покупателей.

^ При предлагаемой конкурентной модели розничного рынка изменяются некоторые аспекты деятельности гарантирующих поставщиков.

Прибыль гарантирующих поставщиков формируется в сбытовой надбавке, которая должна стать долгосрочной и обеспечивающей возврат на вложенные инвестиции. Иные источники прибыли организации, связанные с её деятельностью как гарантирующего поставщика, не рекомендуются. Соответственно, разница между стоимостью приобретения и продажи потребителю электроэнергии (мощности) у гарантирующего поставщика должна строго равняться его сбытовой надбавке.

Кроме того, вводятся достаточно жесткие и детальные требования к качеству работы гарантирующих поставщиков, к уровню их клиентоориентированности, за нарушение которых гарантирующий поставщик лишается своего статуса.

Гарантирующие поставщики должны иметь свои стандарты качества обслуживания потребителей, отвечающие предъявляемым к ним требованиям к качеству обслуживания потребителей, и программы мероприятий по повышению качества обслуживания потребителей. Указанные документы должны быть публичными, в открытом доступе для каждого клиента.

Значительно строже регламентируются правила закупки и трансляции цен электроэнергии (мощности). Лучшее заимствуется из практики размещения заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд.

Каждый гарантирующий поставщик регулярно (до начала года, квартала или месяца) проводит конкурсную закупку у производителей по поставке ему по СД электроэнергии с мощностью на предстоящий год, квартал, месяц. Закупка проводится на условиях полной открытости, публичности, с целью максимального привлечения производителей электроэнергии. Отбираются для поставки производители, предложившие наименьшую цену электроэнергии с мощностью.

При этом для обеспечения плавного внедрения новых правил розничного рынка, на начальных этапах предлагается реализовать следующее:

  • ~ 20% планируемых годовых объемов потребления электроэнергии и мощности гарантирующим поставщиком закупается по годовым СД, ~ 50% - по квартальным СД и ~ 20% по СД на предстоящий месяц. Остальное – на РСВ, БР в части электроэнергии, а также с оплатой мощности постфактум;

  • ограничивается максимальный объем электроэнергии и мощности, который квалифицированные покупатели могут больше НЕ покупать у гарантирующего поставщика. При этом ежегодно ограничение смягчается (уменьшается) так, чтобы за 3 года такого ограничения больше не существовало. Например, любой квалифицированный покупатель может НЕ покупать у гарантирующего поставщика не более 50% электроэнергии с мощностью в первый год внедрения новых правил, не более 70% – во 2-ой и не более 85% – в 3-ий год.

Указанная пропорция учитывается при формировании предельных уровней цен с целью трансляции гарантирующим поставщиком стоимости электроэнергии (мощности) розничным покупателям.

В случае если покупатель уведомил гарантирующего поставщика о покупке им определенных объемов электроэнергии и мощности у поставщиков, минуя гарантирующего поставщика, менее чем за 3 месяца до начала очередного календарного года, покупатель оплачивает гарантирующему поставщику сбытовую надбавку на все фактические объемы потребления, включая НЕ покупаемые у гарантирующего поставщика.

При таком механизме закупки и трансляции цен меняются приоритеты и коммерческие интересы самого гарантирующего поставщика. Основные его задачи – провести эффективно закупку, сформировать цены для потребителей, отражающие стоимость такой закупки (без получения какой-либо дополнительной стоимости), осуществить биллинг и сбор платежей. Причем сделать все указанное необходимо с высокой степенью качества обслуживания клиентов.

В результате реализации указанных предложений на розничном рынке можно ожидать быстрого и широкомасштабного развития конкуренции как между сбытовыми компаниями, так и между производителями электроэнергии, что приведет к снижению стоимости электроэнергии (мощности) для конечных потребителей, в том числе за счет минимизации разрывов между стоимостью оптового и розничного рынка, достигающих, по разным оценкам, от 7 до 10% стоимости электроэнергии (мощности) для конечного потребителя.

Кроме того, конкуренция за конечного потребителя выразится в значительном повышении уровня обслуживания потребителей, во внедрении новых, современных методов обслуживания, имеющихся в развитых рынках Европы, США, Азии.

Для реализации развития конкуренции на розничном рынке, а также в целях получения цен электроэнергии (мощности), в формировании которых участвуют и потребители и поставщики, причем на совершенно разные временные периоды и под разные условия поставки, необходимы существенные изменения правил оптового рынка, указанные ниже.

Прежде всего, необходимо, чтобы основным способом торговли как электроэнергией, так и мощностью стали свободные двусторонние договоры (СД) с поставкой на год и более. Квартальные и помесячные СД должны также иметь место, в том числе, как инструмент «переторговки» долгосрочных СД.

Прекращаются централизованные отборы мощности и заблаговременное гарантирование покупки всей мощности поставщиков.

Заблаговременно мощность может быть продана-куплена только через двусторонние договоры между поставщиками и покупателями.

На некотором промежутке времени для населения и иных приравненных к нему категорий сохраняется торговля по регулируемым договорам в существующем виде, но на ограниченные объемы потребления электроэнергии и мощности. Ограничение устанавливается в виде социальной нормы потребления.

Для активизации торговли СД осуществляется мощное развитие "организованной" торговли электроэнергией и мощностью на соответствующих организованных площадках для заключения свободных договоров. Торговля осуществляется совместно электроэнергией и мощностью по стандартным контрактам.

Определяется обязательный объем мощности и электроэнергии (не более 50%), в отношении которого поставщик должен выставить заявки на продажу на одной из организованных площадок.

Таким образом, формируются индикатор цены и достаточные объемы торговли на организованной площадке.

Кроме организованной площадки, создается информационная площадка, функционирующая аналогично «доске объявлений». Цель такой площадки – помочь найти друг друга продавцу и покупателю, формирование доступного для всех участников массива информации по спросу и предложению. Здесь отсутствуют четко регламентированные правила реализации ценовых заявок, сопровождение сделок, в том числе финансовое, и прочие атрибуты организованных площадок.

Для определения цены в двусторонних договорах э/э (мощности) поставщики должны иметь ценовые ориентиры по топливу, которые в настоящее время, к сожалению, мало прогнозируемы.

Целесообразно достаточно оперативно реализовать механизмы конкурентной торговли газом с фиксацией цен на несколько лет вперед – путем развития как биржевых торгов, так и прямых двусторонних договоров, с гарантированным оказанием услуг по передаче реализованных объемов газа.

Зоны свободного перетока как инструмент учета ограничений в торговле мощностью сохраняются. Их конфигурация может изменяться, учитывая изменения системных ограничений.

Фактические обязательства потребителей по покупке мощности как на оптовом, так и на розничном рынке формируются исходя из совмещенного пика потребления электрической энергии всех потребителей субъекта РФ, а не собственного пика потребителя.

Если мощность не куплена потребителем к месяцу фактической поставки мощности по СД, то потребитель покупает её постфактум у тех генераторов, которым будет положена оплата мощности постфактум (аналог сектора отклонений по мощности).

Относительно генераторов, вне зависимости от того, продают ли они мощность по СД или постфактум, прежде всего, они должны предоставить резерв на каждую единицу мощности. Резерв может быть куплен у других генераторов или покрыт собственными мощностями.

Коэффициент резервирования мощности определяется Системным оператором в плановом режиме (фактического коэффициента резервирования нет) по каждой зоне свободного перетока, исходя из задачи обеспечения баланса потребления и производства электроэнергии с учетом требований по надежности на соответствующий период времени. Плановый коэффициент резервирования устанавливается Системным оператором заранее (на через 5 лет вперед, в первый раз – на 2013 – 16 гг. и далее).

Постфактум может быть продана только та мощность, в отношении которой был обеспечен необходимый резерв, а также готовность генерирующего оборудования к выработке электрической энергии (далее – готовность). Готовность определяется по существующим процедурам. Но при этом мощность, находящаяся в ремонте, не учитывается в готовности (и в резерве).

В случае если по СД поставщик заранее продал мощность, в отношении которой по факту не была обеспечена готовность и/или необходимый резерв, поставщик по СД должен осуществить покупку соответствующих объемов мощности постфактум.

В совокупности по каждой зоне свободного перетока постфактум может быть продан только объем мощности, в отношении которой обеспечен находящийся в готовности резерв, и соответствующий фактическому потреблению (с учетом перетоков между зонами свободного перетока) за вычетом объемов мощности, проданных по СД, а также объемам покупки поставщиками в обеспечении заключенных ими СД.

Как правило, на продажу мощности постфактум будет выставлено мощности больше, чем необходимо. Соответственно, будет продана та мощность, в отношении которой предложена наименьшая цена за мощность. При этом используются заявки поставщиков, поданные заранее на случай продажи постфактум, либо те, которые поданы для продажи на организованной площадке.

Цена продажи мощности постфактум едина для поставщиков и для покупателей и определяется как средневзвешенная из цен и объемов принятых к оплате постфактум заявок генераторов.

Разница узловых цен на электрическую энергию на рынке на сутки вперед оплачивается контрагентами по СД исходя из фактически сложившейся величины, либо обеспечивается заблаговременно путем покупки/продажи по договору дополнительных объемов в 3% (аналогично тому, как это реализовано для регулируемых договоров) в рамках зоны свободного перетока.

С точки зрения поддержания и усиления надежности ЕЭС России требования к производителям электроэнергии по аттестации генерирующих мощностей, поддержанию их в готовности, согласованию ремонтов, предоставлению информации Системному оператору и пр. - сохраняются в полном объеме. Реализация соблюдения указанных требований собственниками генерирующего оборудования происходит не через торговлю мощностью, а через требования договора о присоединении к торговой системе оптового рынка, а также обязательные технические требования.

В случае несоблюдения указанных требований к собственникам генерирующего оборудования применяются «штрафные» санкции в рамках договора о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования, независимо от того, оплачена или нет генератору мощность, производится по существующим правилам с заблаговременным уведомлением Системного оператора и получением соответствующих разрешений (Постановление Правительства Российской Федерации № 484).

Для сохранения системной надежности и во избежание дефицита электроэнергии, в случае, если по прогнозам Системного оператора через 2-3 года мощность будет в дефиците, используется механизм конкурсной закупки мощности в объеме прогнозируемого дефицита.

Следует подчеркнуть, что такая закупка носит исключительно вынужденный характер, так как предлагаемые правила должны обеспечивать стабильный баланс мощности и электроэнергии без конкурсных закупок.

Кроме того, существенно расширяются механизмы использования и оплаты в отношении потребителей по добровольному ограничению их нагрузки, по управлению ими своим потреблением.

Что касается функционирующих рынка на сутки вперед и балансирующего рынка электроэнергии, где в 2011 году достигнута полная либерализация в ценовых зонах (за исключением поставки населению), то данные рынки должны сохраняться и совершенствоваться.

В рынке на сутки вперед, как и в настоящее время, учитываются полные плановые объемы потребления и производства. При этом все двусторонние договоры учитываются / реализуются через рынок на сутки вперед в форме зачета объемов электроэнергии для участников способом, аналогичным реализации в настоящее время на рынке регулируемых двусторонних договоров (без «искусственной» продажи и покупки объемов электроэнергии в обеспечение СД в рынке на сутки вперед).

Одним из основных направлений совершенствования РСВ должно стать усиление ценовых сигналов по стоимости электроэнергии, «очищенной» от внерыночного регулирования, как-то:

• отказ от ценового сглаживания;

• отказ от требования ценопринимания на технологический, возможно и на технический минимум тепловых электростанций;

• предоставление гидроэлектростанциям возможности подачи ценовых заявок на определенный объем производства электроэнергии;

• отказ от ограничений на ценовые заявки и на ценовое поведение как производителей, так и потребителей электрической энергии.
При этом необходимо подчеркнуть, что такие изменения возможны только при реализации предложенных выше положений по доминированию СД, когда финансовые результаты РСВ как для потребителей, так и для производителей, становятся существенно менее значимыми.

Учет особенностей некоторых участников рынка:

  • ГЭС и АЭС. Должны участвовать в рынке на общих основаниях. При этом средства для инвестиций также формируются на общих основаниях, без создания каких-либо специальных средств (фондов), учитываемых в цене (тарифе) или надбавке к цене

  • Договоры предоставления мощности (ДПМ) исполняются. При этом генкомпаниям, исполнителям по ДПМ, предоставляется право отказаться от исполнения ДПМ в пользу иного квалифицированного, финансово состоятельного участника рынка, желающего иметь такой ДПМ, по их обоюдному согласию.

Специфика Сибири:

  • ограниченное количество крупных квалифицированных участников как со стороны спроса, так и со стороны предложения;

  • значительная доля выработки ГЭС-генерации;

  • существенно более низкий уровень цен оптового рынка и цен на производство тепла при значительно больших потребностях в инвестициях на модернизацию и реконструкцию, а также при менее благоприятной структуре топлива генерации;

  • значительная доля промышленного потребления, высоко чувствительного к уровню цен на электроэнергию;

  • существенный уровень перекрестного субсидирования;

  • важное значение теплоснабжения.


Предложения по учету специфики Сибири в модели:

  • срочно реформировать теплоснабжение – создать фонд госсофинансирования модернизации теплосетевого хозяйства, перейти на РАБ-регулирование для теплогенерации и тепловых сетей, ввести свободные договоры с потолком цены по альтернативной современной котельной; ввести контроль и ответственность регионов и муниципалитетов за минимизацию выработки на дорогих котельных, их замещение комбинированной выработкой;

  • отказаться от искусственного сдерживания/регулирования цен в РСВ, в заявках на мощность, в СД;

  • создать демпфирующие механизмы при достижении цен обоснованного рыночного уровня (~ повышение цен для генерации в 2 раза):

    • на переходном периоде – часть выработки генерации «связать» двусторонними договорами с «потолком» цен – для поставки социально- и экономически значимым категориям потребителей;

  • создание стимулов для заключения долгосрочных двусторонних договоров для базовых потребителей и базовых генераторов, включая ГЭС-генерацию, по ценовым условиям, отражающим коммерческие преференции и специфику бизнеса тех и других;

  • гораздо более оперативно ввести социальную норму потребления для населения – остальное потребление населения перевести на рыночные цены.

В результате реализации указанных предложений ожидается, что на оптовом рынке существенно изменятся способы торговли электроэнергией и мощностью, которые повлекут изменение как ценовых параметров, так и иных основных параметров продажи / покупки.

Учитывая, что существующие централизованные механизмы торговли как электроэнергией, так и мощностью выбирают максимальный потенциал уровня цен, при децентрализованной торговле, а также при торговле одновременно мощностью с электроэнергией следует ожидать снижения стоимости электроэнергии и мощности относительно сформированной в действующих правилах рынка.

Необходимо отказаться от перекрестного субсидирования, которое представляет собой установление цен (тарифов) для некоторой категории потребителей на уровне ниже экономически обоснованного с одновременным завышением цен (тарифов) для другой категории потребителей. Перекрестное субсидирование может осуществляться между отдельными категориями потребителей в пределах одной территории, между различными территориями и между различными видами деятельности.

В основном, перекрестное субсидирование имеет место в электроэнергетике и теплоснабжении. Экономически обоснованные тарифы для населения в электроэнергетике более чем в два раза превышают текущий уровень тарифов. При этом доля расходов на электрическую энергию составляет менее 8% расходов домохозяйств на жилищно-коммунальные услуги.

В настоящее время размер перекрестного субсидирования между категориями потребителей в электроэнергетике достиг более 120 млрд. руб в год.

Перекрестное субсидирование искажает поведение потребителей, стимулируя неэффективное потребление товаров и услуг регулируемых организаций. Попытки избежать завышенных платежей стимулируют потребителей к технологически неэффективным решениям (например, к отказу от централизованного теплоснабжения в пользу строительства собственных котельных).

В отношении перекрестного субсидирования необходимо разработать нормативно-правовую базу, определяющую данное понятие и методологию расчета перекрестного субсидирования, а также утвердить план-график реализации мероприятий, направленных на поэтапное его уменьшение с определением даты его полной ликвидации.

При этом как можно оперативнее (не позднее 2012 года) необходимо ввести социальную норму потребления электроэнергии. Потребление населением свыше этой нормы должно оплачиваться по рыночным ценам. Такая мера может достаточно существенно снизить объемы перекрестного субсидирования и остроту проблемы в некоторых регионах, включая Сибирь.

Также необходимо отказаться от практики последней мили как решение проблемы перекрестного субсидирования.

Для компенсации выпадающих доходов сетевых компаний возможно предложить модель субсидирования сетевых организаций из федерального бюджета (аналогично межтерриториальному перекрестному субсидированию).

В части изменения деятельности электросетевых компаний предлагается следующее:

Последовательно улучшать долгосрочное регулирование сетевых компаний, НЕ отказываясь от самого принципа долгосрочности и РАБ-регулирования.

Так, формирование инвестпрограмм электросетевых компаний должно проходить максимально публично и открыто, с привлечением к их обсуждению всех заинтересованных сторон. Необходимо организовывать публичные слушания, обсуждения инвестпрограмм, публикация в СМИ.

Также необходима публикация открытых и закрытых центров питания с прогнозом спроса на них и временными планами по их «открытию»

При этом в отношении инвестиционных проектов, которые разрабатываются и реализуются по запросу региона, муниципалитета (в целях выполнения градостроительных планов и т.п.), оценка необходимости строительства – ответственность муниципалитета: если по истечении 2 лет после ввода сетевых объектов в эксплуатацию они оказываются не загружены, то бюджет возмещает стоимость строительства или убытки сетевой организации (не учтенные в тарифах инвестиции)

Учет инвестиций в тарифе на услуги по передаче должен происходить так, чтобы возврат капитала учитывался в тарифе по факту ввода электросетевых объектов в эксплуатацию.

При недозагрузке построенных мощностей необходимо применять дисконт или полное невключение инвестиций в базу капитала сетевой компании.

Сами инвестпрограммы для сетевых компаний должны формироваться исходя из критерия экономической эффективности (IRR объектов в инвестпрограмме не ниже ставки доходности по РАБ).

Включение стоимости инвестиций в базу капитала (в НВВ) должно осуществляться не на основе фактических затрат какой-либо сетевой компании, а в соответствии с нормативами (на используемые материалы/работы/услуги). Такие нормативы могут определяться в едином справочнике расценок, разработанном специально для таких случаев в Российской Федерации, или в принятом справочнике зарубежных стран со сходными погодными условиями: Канада, Финляндия, Норвегия.

При этом, чтобы уберечь сетевые компании от реализации чрезмерно дорогих технических решений, вводится обязательный технический аудит независимыми специализированными компаниями. Деятельность лицензируется Минэнерго России. Как альтернатива – создание СРО таких аудиторов.

Кроме того необходимо широко внедрять практику бенчмаркинга как на основе лучшего российского опыта (в Российской Федерации существуют независимые распредсети – Иркутск, Новосибирск, Башкирия, сети крупных потребителей), так и на основе зарубежного опыта функционирования сетевых компаний.

Необходимо ввести жесткие (но реальные) графики снижения операционных затрат сетевых компаний для достижения значений, соответствующих лучшим практикам и международному опыту РАБ-регулирования на основе бенчмаркинга.

Долгосрочное регулирование электросетевых компаний должно сопровождаться предъявлением к ним требований по повышению надежности и качества оказываемых ими услуг.

При этом контроль за соблюдением показателей надежности и качества бессмысленен без контроля за достоверностью предоставляемой сетевой организацией информации. Штрафы за недостоверность данных должны быть еще более жесткими, чем за несоответствие требованиям по надежности и качеству.

В правилах недискриминационного доступа необходимо предусмотреть обязанность электросетевых организаций вести строгий учет и фиксацию поданных от потребителей услуг заявлений (жалоб) по фактам нарушения надежности и качества оказания услуг по передаче электрической энергии и осуществляемому технологическому присоединению. Установить требования в части предоставления потребителям соответствующих возможностей, способов и каналов связи и т.д.

Приводим наиболее широкий список организаций, которые могли бы осуществлять проверку адекватности, достоверности предоставляемой сетевыми организациями информации о надежности и качестве услуг:

  • Независимая компания с репутацией (желательно международной)

    • Кто может нанимать: Совет рынка, СО, сами сетевые организации (ХМРСК), ФСТ/РЭК, Минэнерго

  • Более целесообразно – Совет рынка или СО (СО – в части надежности)

  • ГП

  • ФСТ/РЭК

  • Минэнерго

  • Роспотребнадзор

  • СО/Ростехнадзор – в отношении информации по надежности для ФСК

  • ФАС (с учетом территориальных органов)

По мере внедрения измененных правил регулирования сетевых компаний необходима их приватизация. Только в условиях частной собственности и механизм РАБ, и долгосрочное регулирование, и бенчмаркинг заработают наиболее эффективно. Приватизация – это выход из ситуации максимизации инвестиционных ресурсов и их освоения к максимально эффективному управлению сетевым комплексом и инвестициями.

Приватизация должна осуществляться наиболее открытым, конкурентным и прозрачным способом. Необходимо подчеркнуть, что модель приватизации через переходный этап доверительного управления создает конфликт интересов. Такой способ не является эффективным и влечет за собой репутационные риски для всей программы приватизации в России. Управляющая компания имеет все ресурсы и стимулы к тому, чтобы управляемая ею компания была продана ей же и по минимальной цене.

При приватизации необходимо, также, привлекать иностранных стратегических инвесторов, которые должны привнести в российскую практику новые методы управления сетевым комплексом и эксплуатации сетей.

При этом важно защитить интересы миноритарных акционеров, в том числе их права на уровне дочерних компаний, а также при распределении доходов от приватизации.

По оценкам экспертов, уровень доходов государства от приватизации распределительного электросетевого комплекса может составить от 200 до 300 млрд. руб. Средства, вырученные от приватизации, могут быть реинвестированы в сетевой комплекс, что значительно снизит уровень тарифа на услуги по передаче при серьезном обновлении электросетевого хозяйства.
В части изменения системы тарифообразования по услугам на передачу предлагается:

    • Для крупных потребителей установить только двухставочный тариф в расчете на фиксированную мощность (которая НЕ пересматривается ежегодно1), для остальных – одноставочный. Те же условия для потребителей, рассчитывающихся через энергосбытовые компании (т.е. надо предусмотреть обязательные для энергосбытовых компаний правила трансляции этих условий потребителю). Крупными при этом считаются потребители с присоединенной мощность 750 кВА и выше. Такие потребители в соответствии с правилами розничного рынка должны использовать почасовые приборы учета, которые также необходимы для контроля мощности в части потребления услуг на передачу.

Таким образом, функции планирования потребления сетевых услуг крупные потребители выполняют самостоятельно, а для остальных потребителей эти функции выполняют сетевые организации (ответственность сетевых организаций).

    • Для новых крупных потребителей – заключается договор на услуги по передаче с отлагательным условием (take-or-pay) на использование сетевой мощности. При постепенном «выходе» такого потребителя на полную мощность предусмотрено поэтапное доведение оплаты сетевых услуг до максимального уровня. Ориентировочный график: 1-й год – 25 %; 2-й год – 50 %; 3-й год – 75% от уровня оплаты по присоединенной/максимальной мощности.

В части теплоснабжения предлагается следующее:
Создание новой системы регулирования, основанной на методе сравнения и установления предельных цен на тепло для конечных потребителей (кроме населения) исходя из стоимости альтернативной поставки.

При этом для теплосетевого комплекса актуальны все те же задачи и решения, которые упомянуты выше для электросетевого комплекса – долгосрочное РАБ регулирование с показателями по надежности и качеству, заданной жесткой динамикой снижения потерь в тепловых сетях, а также независимым и объективным и технологическим аудитом.

Для физических лиц сохраняются регулируемые тарифы. При этом целесообразно принять региональные программы доведения этих тарифов до экономически обоснованного уровня и исключения из них перекрестного субсидирования. А для «нуждающихся» потребителей необходимо при этом организовать субсидирование их расходов на теплоснабжение из федерального и регионального, муниципального бюджетов.

Для юридических лиц вводятся свободные цены и свободные договоры с установленным, как сказано выше, пределом. Свободные договоры могут заключаться теплоснабжающими организациями с потребителями, расположенными не только на коллекторах станций, но и на тепловых сетях, но с ограничением по бенчмаркингу (стоимостью тепловой энергии для индивидуальной котельной).

При этом рынок электроэнергии освобождается от перекрестки по теплу и функционирует по предложенной выше модели.

Для реализации полномасштабной модернизации теплосетевого комплекса необходимы масштабные финансовые ресурсы. Такие ресурсы невозможно полностью получить даже при переходе на долгосрочное РАБ регулирование. Необходима государственная поддержка. Целесообразно разработать и принять программу государственного инвестирования в теплосети по принципу Фонда ЖКХ (соинвестирование со стороны государства) или льготных инфраструктурных облигаций. Без этого ресурсов в тарифах на инвестиции в теплосети не хватит без значительного роста тарифов.
В части усиления платежной дисциплины

В отношении задолженности предприятий, эксплуатирующих объекты любой государственной собственности, в том числе региональной или муниципальной собственности (например. бывшие МУПы) – ввести ответственность собственника имущества за долги компании, которая использует это имущество.

В отношении задолженности управляющих компаний – внести изменения в законодательство, предусматривающее право ресурсоснабжающей компании:

  • Взимать авансовые платежи

  • Без оплаты авансовых платежей расторгать договор с УК и автоматически начинать оказывать коммунальные услуги напрямую собственникам помещений.

В отношении иных неплательщиков – ужесточение режима отключений и ограничений, всесторонняя проработка порядка их внедрения..

В части изменения регуляторной среды

В настоящее время более 4-х федеральных органов исполнительной власти, плюс региональные органы отвечают за регулирование различных аспектов деятельности электро- и теплосетевых компаний. В результате, нет единого центра ответственности, решения зачастую противоречат друг другу или идут в разрез с интегральными интересами отрасли и её потребителей.

Необходимо создать единый федеральный орган, который будет полностью отвечать за состояние отрасли и её влияние на экономическое и социальное положение страны. Такой орган должен подчиняться напрямую Президенту Российской Федерации или Госдуме (по аналогии с Центробанком Российской Федерации), обладать широкими полномочиями и нести полную ответственность.
Альтернативные предложения (сценарии) по изменениям функционирования отрасли

При разработке вышеуказанных предложений рабочей группой было получено и проанализировано большое количество замечаний и предложений от заинтересованных организаций, в том числе от генерирующих, сетевых, сбытовых компаний, потребителей электроэнергии, инвесторов, коммерческой и технологической инфраструктуры рынка, органов исполнительной власти, экспертов.

^ Предложения в части изменений розничного рынка

  • Для достижения реальной конкуренции на розничном рынке необходимо ввести независимого оператора розничного рынка, владеющего всей информацией о каждом потребителей и оказывающего информационно-расчетные услуги всем компаниям на розничном рынке.

Иначе гарантирующие поставщики будут препятствовать функционированию независимых, конкурентных энергосбытовых компаний, являясь, по сути, монопольными держателями информации, а также держателями договоров на продажу остатков электроэнергии.

Комментарии:

Технология рынков такова, что остатки покупаются и продаются либо гарантирующими поставщиками, либо напрямую на опте. Выводить сотни сбытов на опт технологически и экономически неоправданно.

1   2   3   4   5

Похожие:

Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад) iconДоклад на тему: «Актуальные проблемы развития строительного комплекса»
Строительный комплекс относится к числу ключевых отраслей и во многом определяет решение социальных, экономических и технических...
Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад) iconДоклад подготовлен при финансовой поддержке Фонда фундаментальных...
И служб здравоохранения и санитарно-эпидемиологического надзора беспрестанно сообщают все более тревожные данные о росте заболеваемости...
Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад) iconПравительство российской федерации постановление
В целях совершенствования функционирования электроэнергетики, эффективного и качественного обеспечения отраслей экономики и населения...
Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад) iconАверинцев С. С. Христианство в истории европейской культуры Доклад,...
Доклад, прочитанный в 1990 г в Московском культурологическом лицее. Печатается по изданию: Проблемы эпохи Средневековья: Культурологические...
Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад) iconТемы дипломных работ на 2012-2013 учебный год для студентов факультета...
Стратегия развития банковской системы Российской Федерации и проблемы ее реализации
Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад) iconТемы дипломных работ на 2012-2013 учебный год для студентов факультета...
Стратегия развития банковской системы Российской Федерации и проблемы ее реализации
Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад) iconКраткий исторический очерк развития анатомии и физиологии
Правильное понимание современных анатомии и фи­зиологии возможно лишь при знании их становления и развития
Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад) iconСеминара, подготовленная студентами; дискуссия по проблеме влияния;...
Руси от татаро-монголов, на сколько специфика российской цивилизации определялась этим фактором, выявить разные точки зрения на данную...
Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад) iconКраткий курс лекций по дисциплине «Безопасность жизнедеятельности» Савенков Л. В
Проблемы защиты людей от опасностей встали одновременно с появлением на Земле человечества
Проблемы развития российской электроэнергетики (краткий доклад) iconКонкурсе эссе на тему «Миграционные проблемы в Западной Европе, Российской...
«Миграционные проблемы в странах Западной Европы, Российской Федерации и других республиках снг»
Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2015
контакты
userdocs.ru
Главная страница