Рао “еэс россии” модель конкурентного розничного рынка электроэнергии версия №2

Вид материала

Документы

Содержание Часть четвертая. ПЕРЕХОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ Глава VI. Технология и этапы преобразований при переходе к предложенной модели розничного Кроме того, ни в целевой, ни в переходной Моделях оптового рынка не содержатся критерии и процедура допуска участников на рынок Кредиторская задолженность

Подобный материал:

• Реорганизация ОАО рао «еэс россии», 35.77kb.
• Решение Совета директоров рао "еэс россии", 26.94kb.
• Положение о порядке аккредитации энергоаудиторов при рао "еэс россии", 204.08kb.
• Концепция Стратегии ОАО рао еэс россии на 2003 2008, 905.25kb.
• 2 разработка раздела аб "по аудиту естественных монополий: рао еэс, рао газпром", 2692.14kb.
• Ации "еэс россии" департамент науки и техники технические требования к модернизации, 524.13kb.
• Пояснительная записка к бухгалтерской отчетности Открытого акционерного общества, 1408.9kb.
• Технический анализ рынка ценных бумаг, 27.02kb.
• Электрификации «еэс россии» положение о порядке аккредитации метрологических служб, 327.1kb.
• Программа реализации экологической политики ОАО рао «еэс россии» на 2008 г. (перечень, 118.53kb.

Часть четвертая. ПЕРЕХОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Глава VI. Технология и этапы преобразований при переходе к предложенной модели розничного рынка

1. Общие положения

Технология и конкретные этапы преобразования отношений в розничном сегменте электроэнергетического сектора в соответствии с предложенной Моделью зависят от:

• Нормативно-правовых ограничений – соответствия принципов Модели розничного рынка электроэнергии существующей нормативно-законодательной базе, а также существу вносимых в нее изменений и сроков утверждения этих изменений;
  
• Регламента и условий допуска участников на оптовый рынок электроэнергии – наличия пакета минимальных технологических, финансовых и организационных требований, предъявляемых к производителям и (квалифицированным) потребителям электроэнергии, желающим соответственно поставлять и получать электроэнергию на оптовом рынке, а также временных ограничений по законодательному закреплению этих требований;
  
• Условий изменения системы государственного регулирования розничного рынка электроэнергии – выстраивание системы органов государственного регулирования рынка электроэнергии (сохранение существующих органов государственного регулирования, образование новых, упразднение некоторых существующих органов), утверждение новых методологий тарифообразования (в отношении распределительного тарифа и предельной сбытовой надбавки ГП), полная или частичная ликвидация перекрестного субсидирования потребления электроэнергии одними категориями потребителей за счет более высоких тарифов для других категорий;
  
• Условий формирования иерархической системы диспетчерского управления;
  
• Условий осуществления корпоративного и административного контроля деятельности ГП в переходный период;
  
• Условий реструктуризации дебиторской и кредиторской задолженности АО-энерго при их реформировании;
  
• Прогноза производственно-финансовых показателей создаваемых на базе существующих АО-энерго энергокомпаний;
  
• Прогноза социальных и экономических последствий в регионе;
  
• Других условий, ограничений и допущений.
  

Реформирование существующих АО-энерго должно осуществляться с учетом определенных принципов, требований и ограничений. Основными из них являются:

• требование создания в каждой энергосистеме ГП;
  
• недопустимость наделения ЭСК сетевым имуществом;
  
• сохранение на переходный период корпоративного контроля со стороны РАО “ЕЭС России” и АО-энерго над создаваемыми ЭСК и ГП;
  
• разделение (как минимум на уровне финансовой отчетности) конкурентных и регулируемых видов деятельности в ГП и ЭСК;
  
• наличие бизнес-логики преобразований;
  
• создаваемые на базе АО-энерго структуры должны быть прозрачными для их собственников;
  
• реформирование энергосбытовой деятельности АО-энерго должно иметь в качестве одной из основных целей увеличение капитализации материнских компаний.
  

Основными приоритетами в 2002 году должны стать проведение реформирования АО-энерго и других субъектов розничного рынка (муниципальные сетевые предприятия, ОПП и др.), расширение конкурентного оптового рынка, работа в направлении постепенной ликвидации перекрестного субсидирования, формирование необходимой законодательной базы, обуславливающей адекватное функционирование розничного рынка, а также создание федеральных субъектов оптового и розничного рынков и системы управления ими.

2. Нормативно-правовые ограничения

В основе создания розничного рынка электроэнергии лежит создание его субъектов (прежде всего ЭСК, ГП, РК) и системы их отношений, а также изменение действующей схемы тарифообразования в электроэнергетике с целью создания конкурентной основы функционирования рынка. Гарантом стабильности функционирования розничного рынка электроэнергии для потребителей на переходном этапе должно стать существование компании, исполняющей функцию ГП. В связи с этим необходим ряд изменений в действующее законодательство, предполагающих принятие принципиально новых определенных нормативных актов, внесение определенных изменений в существующие нормативные акты, а также отмену определенных законодательных актов. Подробно этот вопрос изложен в Главе IV разделе 5 Модели.

3. Регламент и условия допуска субъектов на оптовый рынок электроэнергии

Модель розничного рынка электроэнергии предполагает предоставление доступа к покупке электроэнергии на оптовом рынке трем группам субъектов рынка: энергосбытовым компаниям, гарантирующим поставщикам и крупным (квалифицированным) потребителям.


С целью создания возможности выхода указанных групп покупателей (далее – покупатели) на оптовый рынок электроэнергии необходимы следующие меры:


1) обеспечение равного, недискриминационного доступа к услугам сетевых компаний всем участникам розничного рынка электроэнергии;


2) утверждение единой системы оплаты за пользование сетями для всех участников оптового и розничного рынков – сетевой и распределительный тарифы;


3) введение единых для всех покупателей ограничений (по минимальным объемам закупок электроэнергии, потребляемой мощности, организации коммерческого учета электроэнергии и т.д.) на участие в оптовом рынке;


4) утверждение единой для всех покупателей системы финансовых гарантий оплаты потребляемой электроэнергии, предоставляемых крупными потребителями оптовому рынку;


5) утверждение объективных критериев разделения ответственности за возникающие при покупке электроэнергии на оптовом рынке коммерческие потери.


Темпы создания и выхода покупателей на оптовый рынок в энергосистемах будут зависеть от формулировки условий доступа производителей к поставкам электроэнергии и мощности на оптовый рынок и крупных потребителей, доступа ЭСК и ГП к покупке электроэнергии и мощности на оптовом рынке, а также сроков законодательного закрепления этих условий.


В настоящее время критерии доступа крупных потребителей к покупке электроэнергии на ФОРЭМ закреплены в Постановлении ФЭК РФ № 72/5 “Об утверждении технических параметров, необходимых для вывода на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций – потребителей электрической энергии (мощности)” от 8 декабря 2000 г., которые сводятся к трем видам требований: по минимальному объему присоединенной мощности (20 МВА), по минимальному объему используемой мощности (16 МВт в месяц) и по минимальному годовому объему потребляемой электроэнергии (100 млн. кВт.ч.).


Процедура вывода энергоемких потребителей электроэнергии содержится в настоящее время в Постановлении ФЭК РФ № 47/1 “Об утверждении Порядка вывода на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций-потребителей” от 7 сентября 2000 г.


Для ГП и ЭСК критерии и процедура доступа на ФОРЭМ в настоящее время не определены. При этом, ЭСК могут выходить на ФОРЭМ в рамках агентских договоров с крупными потребителями, для которых процедура выхода на ФОРЭМ законодательно определена.


Кроме того, ни в целевой, ни в переходной Моделях оптового рынка не содержатся критерии и процедура допуска участников на рынок электроэнергии. Это означает, что формирование субъектов розничного рынка будет развиваться гораздо медленнее по причинам неясности того, смогут ли образующиеся субъекты стать участниками оптового рынка и исполнять взятые на себя обязательства.


Массовый выход энергоемких конечных потребителей электроэнергии самостоятельно или через ЭСК и ГП на оптовый рынок электроэнергии (мощности) будет иметь, как минимум, следующие последствия:

• Снижение степени перекрестного субсидирования в региональных энергосистемах, что, в свою очередь, приведет к значительному росту средней цены электроэнергии для конечных потребителей и отмене ценовых льгот;
  
• С другой стороны, весьма вероятна замена внутрирегионального перекрестного субсидирования на более значительное межрегиональное вследствие усреднения цен на электроэнергию в регулируемой части оптового рынка в переходной модели;
  
• Изменение величины налоговых поступлений в регионах (прежде всего, поступлений по налогу на прибыль) при межрегиональном укрупнении субъектов;
  
• Появление разрывов в доходных базах генерирующих и распределительных компаний;
  
• Значительное увеличение числа энергоизбыточных АО-энерго и самостоятельный выход генерирующих компаний на оптовый рынок электроэнергии (мощности);
  
• “Разрыв” в темпах выхода на оптовый рынок электроэнергии (мощности) генерирующих компаний и потребителей и возможный дефицит предложения электроэнергии на оптовом рынке, сопровождающийся возможными “разрывами” в их финансовых потоках;
  
• Быстрый рост числа субъектов оптового и розничного рынка;
  

• 
  
• 
  
• Появление большого числа недостаточно квалифицированных или финансово ненадежных энергосбытовых компаний.
  

4. Условия изменения системы государственного регулирования

Предлагаемая Модель розничного рынка электроэнергии предполагает, что орган государственного регулирования будет прежде всего способствовать внедрению и поддержке конкуренции, включая:

• Поддержку реструктуризации электроэнергетической отрасли с целью создания конкурентных секторов в области сбыта электроэнергии;
  
• Содействие принятию эффективных Правил поставки и снабжения электроэнергии на розничном рынке и возможности их корректировки;
  
• Осуществление надзора за изменением технических и коммерческих правил рынка;
  
• Контроль за процессами слияния и поглощения компаний в конкурентных секторах;
  
• Борьбу с использованием рыночной силы, включая:
  
  • установление ограничений взлета цен;
    
  • изменение Правил розничного рынка;
    
  • проведение расследований и приведение в действие наказаний участников рынка за злоупотребления рыночной силой, вплоть до их принудительного разделения на несколько юридически независимых бизнес-единиц;
    
  • введение дополнительных требований в отношении ценовой политики участников рынка;
    
• Назначение системных генераторов;
  
• Выбор компании, выполняющей функции ГП;
  
• Осуществление надзора за развитием инвестиционной ситуацией и использование имеющихся рычагов для ее корректировки с целью недопущения дефицита мощностей.
  

Исполнение органом государственного регулирования вышеперечисленных функций необходимо для защиты конкуренции в сфере производства электроэнергии.


Необходимо подчеркнуть актуальность вышеперечисленных функций органов государственного регулирования уже на начальной стадии процесса перехода к конкурентному розничному рынку. В условиях существования “старого” нормативного поля, Федерального Закона № 41-ФЗ “О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию” от 14 апреля 1995 г. (с последующими изменениями), органы государственного регулирования должны будут проявить максимальную гибкость для создания конкурентных условий на розничном рынке. Так, целесообразно заменить фиксированный тариф на электроэнергию на предельный уровень тарифов, который достаточно высок и позволяет конкурировать энергосбытовым компаниям по цене в пределах этого тарифа. Регулирование стоимости услуг ГП должно осуществляться не с использованием фиксированного тарифа на электроэнергию, а в привязке к ценам оптового рынка электроэнергии (подробно этот механизм описан в Главе IV, разделе А, пункте 3 Модели).


В неконкурентных секторах электроэнергетики, включая естественно-монопольные, орган государственного регулирования должен выполнять следующие функции:

• Обеспечение недискриминационного доступа к инфраструктуре розничного рынка, включая:
  

• утверждение тарифов на услуги инфраструктуры, включая сетевой и распределительный тарифы;
  
• утверждение технологических требований;
  
• надзор за исполнением права на подключение к распределительной сети;
  

• Осуществление надзора за качеством инфраструктурных услуг сетевых, диспетчерских и услуг по коммерческому учету;
  
• Регулирование деятельности компаний-монополий, включая:
  

• установление тарифов на их продукцию (услуги);
  
• установление для них специальных правил их поведения и использования в розничном рынке.
  

Выполнение вышеперечисленных функций будет особенно актуально на первоначальном этапе внедрения новых отношений на розничном рынке.

5. Условия построения иерархической системы диспетчерского управления

Формирование тех или иных отношений на розничном рынке электроэнергии будет во многом определяться выбранной моделью осуществления оперативно-диспетчерского управления. При централизованной модели, которая предполагает жесткую вертикаль диспетчерского управления “сверху вниз” (ЦДУ – ЦДС АО-энерго), участники розничного рынка при необходимости будут заключать договор с единым Системным оператором. При децентрализованной системе, не предполагающей жесткой вертикали диспетчерского управления “сверху вниз” (ЦДУ – ЦДС АО-энерго), участники розничного рынка при необходимости будут заключать договор не с единым Системным оператором, а отдельно с СО и с организацией, образовавшейся на базе ЦДС АО-энерго, что значительно осложнит систему отношений на розничном рынке и повысит риски аварий и кризисов в энергоснабжении.


В настоящее время нет определенности заинтересованных субъектов по модели осуществления оперативно-диспетчерского управления, что, соответственно вносит элемент неопределенности в построение отношений на розничном рынке.

6. Условия осуществления контроля деятельности ГП

Во избежание рисков, связанных с банкротством ГП на переходном этапе, РАО "ЕЭС России" целесообразно сохранить корпоративный и административный контроль за компанией, выполняющей функции ГП в переходный период. Это можно реализовать путем выбора на исполнение функций ГП компании, которая находится под корпоративным контролем РАО "ЕЭС России", а именно одной из компаний, образованной на базе АО-энерго в процессе его реструктуризации.

Существует некоторый риск финансовой неустойчивости ГП, образующегося на базе АО-энерго, в случае если этот ГП “наследует” часть дебиторской и кредиторской задолженности АО-энерго. Наличие риска и его степень зависит от соотношения дебиторской и кредиторской задолженности, переходящей от АО-энерго к ГП, и требует отдельного анализа на основании планов реструктуризации конкретных АО-энерго.


Одним из способов минимизации риска финансовой нестабильности ГП, образующегося на базе АО-энерго, представляется наложение количественного ограничения или полного запрета на перевод дебиторской и кредиторской задолженности АО-энерго в образующегося ГП, а сохранение этой дебиторской и кредиторской задолженности в холдинговой (материнской) компании, поскольку эта холдинговая (материнская) компания будет впоследствии подлежать ликвидации.

7. Условия реструктуризации кредиторской и дебиторской задолженности АО-энерго при их реформировании

Дебиторская задолженность. Анализ собираемости платежей за электроэнергию в существующей ситуации в некоторых энергосистемах свидетельствует о том, что основными должниками АО-энерго являются ОПП, а также организации, финансируемые из бюджетов разных уровней. Одним из способов урегулирования дебиторской задолженности ОПП является обмен задолженности на активы ОПП (например, сетевые). Эти активы могут быть внесены в уставные капиталы новообразующихся энергокомпаний (в обмен на долю в них ОПП, сниженную на размер погашаемой дебиторской задолженности). Аналогичным образом можно урегулировать вопрос с дебиторской задолженностью бюджетных организаций и муниципалитетов (см., например, концепцию реформирования АО “Белгородэнерго”).


Альтернативным (и менее выгодным как с точки зрения финансовых потоков, так и с точки зрения практической реализуемости) для АО-энерго способом является составление графика погашения задолженности на несколько последующих лет. Разновидностью этого способа является пропорциональное деление дебиторской задолженности АО-энерго между возникающими на базе АО-энерго энергокомпаниями, которые впоследствии распределяют доставшиеся им части дебиторской задолженности в соответствующих тарифах (РК - в распределительном тарифе, ГП и ЭСК – в сбытовых надбавках).


Кредиторская задолженность. По аналогии с дебиторской задолженностью, возможно пропорциональное разделение кредиторской задолженности АО-энерго между образующимися на их базе энергокомпаниями. Юридическое оформление таких схем требует отдельной проработки.


Остается открытым вопрос о том, кто “наследует” кредиторскую и дебиторскую задолженность при реструктуризации АО-энерго.

8. Прогноз последствий реформирования розничного рынка электроэнергии

Основными финансово-экономическими последствиями реформирования розничного рынка электроэнергии являются:

• Рост отпускных цен на электроэнергию для конечных потребителей за счет полной или частичной ликвидации перекрестного субсидирования (по расчетам для некоторых энергосистем, рост цены электроэнергии для населения по сравнению с ныне действующими тарифами может составить 100-200%). Возможно сохранение элемента перекрестного субсидирования за счет образования резервного (страхового) фонда, покрывающего возможный объем неоплаченного потребления низколиквидными клиентами ГП, а также в случае образования межрегиональных ГП, устанавливающих разную цену электроэнергии потребителям в зависимости от их территориальной принадлежности;
  
• Изменение (в сторону усложнения) системы финансовых потоков между субъектами розничного рынка;
  
• Выход ряда крупных потребителей на оптовый рынок (при условии соответствующего законодательного закрепления критериев) и “сужение” розничного рынка;
  
• Появление финансовых пирамид и обмана потребителей со стороны “недобросовестных” ЭСК;
  
• Дефицит мощностей (искусственный или действительный), вызванный неопределенностью/неразвитостью отношений на розничном рынке при принятии Модели оптового рынка, позволяющей не участвовать определенной части генерации в работе оптового рынка;
  

• Возможны сбои в финансовом обороте по линии “потребители – генерирующие компании”; с целью минимизации этого риска необходима разработка схемы платежей потребителей объектам генерации, введение эффективного механизма ограничений и отключений на оптовом рынке, а также корпоративный контроль за финансовыми потоками (создание ГП);
  
• Неудовлетворительная подготовка некоторых генерирующих компаний к функционированию в осенне-зимний период; с целью минимизации этого риска необходим выборочный корпоративный контроль со стороны РАО “ЕЭС России” и АО-энерго за ходом работ по подготовке генерирующих компаний к осенне-зимнему периоду.
  

9. Другие условия, ограничения, реализуемость допущений

Реструктуризация АО-энерго в 2002 году вероятнее всего будет сопряжена со следующими трудностями, которые РАО “ЕЭС России” должно принять во внимание:

• Возможно проявление противоположных интересов других контрагентов;
  
• Контрагенты более оперативны и маневренны в принятии и реализации решении по сравнению с РАО “ЕЭС России”;
  
• Возможны сложности в реализации обменов пакетов акций и слияний в процессе реструктуризации АО-энерго в силу отсутствия адекватной оценки бизнеса;
  
• Возможны разногласия и конфликты с миноритарными акционерами РАО “ЕЭС России” и АО-энерго, а также конфликты с главами администраций регионов в случае проведения реструктуризации АО-энерго по сценариям, отличным от предпочтений губернаторов.
  

РАО “ЕЭС России” в ближайшее время необходимо принять решение об этапности реструктуризации АО-энерго. Представляется, что реформирование АО-энерго будет состоять из двух ключевых этапов – разделение АО-энерго на обособленных с точки зрения ведения бизнеса субъектов рынка (2002 г.), после чего наступит фаза консолидации и укрупнения новообразовавшихся субъектов на межрегиональном уровне (2003 г.).

10. Итоговая таблица. Этапы преобразований в региональных энергосистемах в рамках модели

Описание действия	Необходимость существенных законодательно-нормативных изменений для осуществления	Возможные сроки осуществления	Ограничения/комментарии	Одновременные (параллельные) процессы
1. Выход энергоемких потребителей на оптовый рынок электроэнергии	Первый этап (существующий ФОРЭМ). Никаких дополнительных требований (условий).	I квартал 2002 г.	Необходимо решение проблемы резкого снижения перекрестного субсидирования. Процесс должен быть синхронизирован	Выделение сетевых услуг, установление сетевого тарифа и заключение договоров Выход дополнительных генерирующих мощностей на ФОРЭМ, (включая АО-энерго)
	Второй этап (переходная модель конкурентного рынка электроэнергии). Утверждение Правил оптового рынка. Внесение ЭСК в перечень субъектов оптового рынка постановлением МЭРТ.	С выходом Правил оптового рынка и соответствующего Постановления МЭРТ (предположительно, III-IV квартал 2002 г.)
2. Образование конкурентных энергосбытовых компаний на базе АО-энерго или создание не зависимых от АО-энерго ЭСК.	Никаких дополнительных требований (условий)	I квартал 2002 г.	Возможно оспаривание правомерности создания независимых ЭСК без внесения соответствующих изменений в Параграф 6 раздела 4 части 2 ГК РФ без принятия Федерального Закона “Об электроэнергетике”	Выделение сетевых услуг, установление сетевого тарифа и заключение договоров ЭСК-потребитель-РК
3. Выход ЭСК на оптовый рынок.	Первый этап (существующий ФОРЭМ). Постановление Правительства “О порядке вывода ЭСК на ФОРЭМ”	I-II квартал 2002 г.	Необходимо решение проблемы резкого снижения перекрестного субсидирования. Процесс должен быть синхронизирован	Выход дополнительных генерирующих мощностей на ФОРЭМ, (включая АО-энерго)
	Второй этап. Утверждение правил оптового рынка. Внесение ЭСК в перечень субъектов оптового рынка постановлением МЭРТ.	С выходом Правил оптового рынка и соответствующего Постановления МЭРТ (предположительно, III-IV квартал 2002 г.)
	Второй этап. Постановление Правительства РФ о порядке вывода на оптовый рынок энергосбытовых компаний
4. Создание ГП	Постановление Правительства РФ “Об особенностях функционирования гарантирующего поставщика и конкурентных сбытовых компаний”.	С выходом указанного Постановления Правительства (предположительно, I-II квартал 2002 г.)		Реформирование АО-энерго (учреждение ДЗО)
5. Создание РК	Положение “О доступе потребителей и производителей электрической энергии к услугам инфраструктурного характера и услугам естественных монополистов в электроэнергетике”	С выходом указанного Положения (предположительно, I-II квартал 2002 г.)		Выделение сетевых услуг и установление сетевого тарифа
6. Создание территориальных генерирующих компаний (ТГК)	Постановление Правительства РФ “О правилах функционирования региональных рынков электроэнергии” (возможно предусмотреть эти правила в рамках Правил оптового и розничного рынков электроэнергии)	С выходом указанного Постановления Правительства РФ (предположительно, II-III квартал 2002 г.	Должны быть утверждены новая система купли-продажи электроэнергии в региональных энергосистемах, ее связь с оптовым рынком электроэнергии, а также система диспетчирования.
7. Вывод территориальных генерирующих компаний на оптовый рынок	Первый этап (существующий ФОРЭМ). Никаких предпосылок.	I квартал 2002 г.
	Второй этап. (переходная модель конкурентного рынка электроэнергии). Утверждение Правил оптового рынка. Внесение ТГК в перечень субъектов оптового рынка постановлением МЭРТ.	С выходом Правил оптового рынка и соответствующего Постановления МЭРТ (предположительно, III-IV квартал 2002 г.)
8. Создание межрегиональных ЭСК (консолидация монорегиональных ЭСК)	Создание ЭСК внутри существующих энергосистем	Предположительно, IV квартал 2002 г. – I квартал 2003 г.
9. Создание межрегиональных ГП (консолидация монорегиональных ГП)	Создание ГП внутри существующих энергосистем	Предположительно, IV квартал 2002 г. – I квартал 2003 г.	При отсутствии ЕТО непонятно, какой орган государственного регулирования будет утверждать для них предельную сбытовую надбавку	Создание ЕТО
10. Создание межрегиональных РК (консолидация монорегиональных РК)	Создание РК внутри существующих энергосистем	Предположительно, IV квартал 2002 г. – I квартал 2003 г.	При отсутствии ЕТО непонятно, какой орган государственного регулирования будет утверждать для них распределительный тариф	Создание ЕТО
11. Завершение процесса формирования конкурентных розничных рынков электроэнергии	Утверждение “Правил розничного рынка электроэнергии”	Предположительно, I квартал 2004 г.