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

Вид материала

Содержание

Подобный материал:

1 ... 5 6 7 8 9 10 11 12 ... 23

2.1.7.Требования к системе государственного регулирования

3.4.4.1. Требования к организации системы государственного регулирования

С целью минимизации регулятивных рисков от деятельности компании, выполняющей функции ГП, система государственного регулирования деятельности ГП должна отвечать следующим требованиям:

Адекватное регулирование стоимости услуг ГП: невозможность фиксации конечной цены электроэнергии, поставляемой ГП, а фиксация лишь размера вознаграждения компании за выполнение функции ГП; отсутствие регулирования других видов деятельности ГП;
Введение четких критериев оценки качества выполнения функции ГП и зависимости размера оплаты услуг ГП от установленных стандартов качества;
Выбор ГП в результате открытой, прозрачной процедуры, проводимой на основе конкурса;
Установление жестких критериев выбора компании на исполнение функции ГП с целью снижения вышеуказанных рисков;
Регулярный аудит деятельности компании по выполнению функции ГП;
Включение стоимости страхования от дефолта ГП в состав экономически обоснованных затрат ГП.

3.4.4.2. Требования к исполнительным органам государственной власти

Решение на федеральном уровне проблемы правомерности отключения потребителей от энергоснабжения в случае неплатежей.

Исследования данного вопроса в различных АО-энерго показывают, что проблема юридического обоснования правомерности отключения неплательщиков от энергоснабжения в настоящее время достаточно актуальна, хотя и относительно локализована и зависит от отношения региональных властей к этому вопросу. В этой связи необходимо предпринять следующие меры:

Закрепить в законодательно-нормативных актах правомерность отключений неплательщиков от энергоснабжения;
ФЭК России и Министерством юстиции утвердить стандартную процедуру отключений неплательщиков за электроэнергию.

Введение государственных гарантий по оплате поставленной электроэнергии организациям, получающим финансирование из бюджетов различного уровня, путем:

Выделения средств в бюджете на приобретение соответствующего страхового покрытия такими организациями;
Предоставления гарантий государственными органами, имеющими стабильные финансовые потоки, в форме подписания договора о возможности выставления инкассо на их счета;
Предоставления финансовых гарантий оплаты непосредственно такими потребителями.

Система договоров компаний, выполняющих функции гарантирующего поставщика

Компания, исполняющая функции ГП, должна заключить с участниками рынка следующие договоры:

Договор с потребителем на энергоснабжение;
Договор с АТС на участие в оптовом рынке электроэнергии;
и/или (возможно) физические договоры с объектами малой генерации;
(Возможно) финансовые (форвардные) договоры с генерирующими компаниями;
Договоры со всеми распределительными компаниями, к которым подключены потребители, находящиеся в зоне обслуживания ГП, на:

оказание услуг по предоставлению электрических связей подключенным к соответствующей распределительной компании потребителям;
на отключения/включения потребителей-неплательщиков;

В случае необходимости – договор с субъектами оперативно-диспетчерского управления на ограничения/прекращения энергоснабжения потребителям-неплательщикам;

В случае необходимости ГП может заключить договоры на привлечение субподрядчиков для выполнения тех или иных видов работ, необходимых для осуществления функции ГП (например, по учету электроэнергии, расчетной системе, выписке или доставке счетов, ведению базы данных и др.)

Упрощенная финансовая модель гарантирующего поставщика

2.1.8.Покупка электроэнергии гарантирующим поставщиком

Источники

ГП имеет несколько источников покупки электроэнергии:

на оптовом рынке;
у генерирующих компаний, имеющих право продавать часть электроэнергии вне оптового рынка (в случае, если Модель оптового рынка допускает продажу/покупку сальдо перетоков энергосистем, что вероятно до апреля 2004 г.);
у объектов малой генерации.

С целью минимизации чрезмерно рискового поведения ГП необходимо предусмотреть следующие ограничения на механизм функционирования ГП:

Недопустимость подачи ГП ценовых заявок на оптовый рынок; введение ограничения, предусматривающего подачу заявок только на объемы потребления;
Установление стимулов для избежания покупок ГП электроэнергии и мощности на балансирующем рынке, где цены гораздо выше цен “рынка на сутки вперед”, путем фиксирования обратно пропорциональной зависимости уровня дохода ГП от объема электроэнергии, покупаемой им на балансирующем рынке;
Ценовое ограничение на покупку электроэнергии у объектов малой генерации: ГП может заключать договоры прямого платежа и договоры с генерирующими компаниями, не участвующими в оптовом рынке, строго по ценам, не превышающим среднестатистические цены оптового рынка, включенные в расчет тарифа за электроэнергию для конечных потребителей.

Порядок расчетов ГП с субъектами оптового рынка

ГП рассчитывается с поставщиками электроэнергии и с оптовым рынком за отпущенную электроэнергию на таких же условиях, что и условия расчетов ЭСК.

В момент начальной либерализации (апрель 2002 г.) будет действовать переходная модель оптового рынка, соединяющая регулируемый (фактически существующий ФОРЭМ) и конкурентный сектор оптового рынка. При этом, конкурентный сектор будет охватывать в среднем не более 15% объемов потребления, а регулируемый сектор – оставшиеся 85% объемов потребления.

Это означает, что в переходный период 85% потребления электроэнергии своими клиентами ГП будет оплачивать по ценам регулируемого рынка, т.е. по средневзвешенному отпускному тарифу, установленному органом государственного регулирования, а 15% – по свободным, равновесным ценам, складывающимся на конкурентном сегменте рынка.

Кроме того, на конкурентном секторе будет действовать правило предоставления финансовых гарантий стоимости минимум 15 процентов 31-45 дневного^²⁴ объема потребления. На регулируемом секторе оплата электроэнергии будет производиться [ежемесячно] (возможно, чаще) по факту.

В целевой модели оптового рынка весь объем электроэнергии торгуется на конкурентном секторе и, соответственно, на весь объем [31-45]-дневного потребления действует механизм финансовых гарантий.

Финансовые гарантии могут быть предоставлены ГП:

либо в качестве денежного депозита, который частично может быть получен за счет депозитов клиентов,
либо в качестве кредита банка,
либо в качестве аккредитива банка.

Расходы по обслуживанию кредита или аккредитива банка включаются в экономически обоснованные расходы, возмещаемые компании в доходе за услуги по выполнению функции ГП.

2.1.9.Финансовая схема работы гарантирующего поставщика

В работе ГП целесообразно использовать транзитный счет между каждым клиентом ГП и оптовым рынком (поставщиками электроэнергии) с целью снижения рисков недобросовестного использования ГП финансовых средств, полученных от потребителей в оплату за электроэнергию. Модель режима транзитного счета должна разрабатываться в отдельном документе и утверждаться Центральным Банком России совместно с ФЭК России. При этом механизм транзитного счета должен предусматривать возможность эффективного контроля оптовым рынком полноты исполнения обязательств по сбору платежей и не усложнять схему учета поступающих платежей как для ГП, так и для оптового рынка.

ГП регулярно определяет объем потребления электроэнергии каждым потребителем, минимум [один раз в месяц] (желательно два раза) выписывает им счета (при отсутствии другой договоренности), отслеживает оплату потребленной электроэнергии и производит оплату оптовому рынку или, в случае наличия договора, напрямую генерирующим компаниям.

При этом предполагается, что ГП внес на конкурентный сегмент оптового рынка требуемые финансовые гарантии.

Финансовый механизм работы ГП с обслуживаемыми им конечными потребителями основывается на следующих базовых принципах:

ГП имеет право выставить требование обслуживания отдельных групп потребителей с плохой кредитной историей или без нее только на условиях внесения ими депозита в размере их возможной задолженности по потреблению электроэнергии^²⁵, который возвращается в случае перехода потребителя на обслуживание в ЭСК;
В случае перехода потребителя от ЭСК к ГП депозит должен быть внесен в период до окончания срока работы ЭСК на оптовом рынке;
ГП имеет специфику работы с потребителями, имеющими аварийную или технологическую бронь. ГП имеет право установить требование обслуживания этих категорий потребителей только на условиях предоставления ими финансовых гарантий по покрытию их возможной задолженности ГП за потребленную электроэнергию.

2.1.10.Учет потребления электроэнергии клиентов гарантирующего поставщика в ситуации отсутствия сертифицированных приборов учета электроэнергии

Орган государственного регулирования утверждает обоснованные ГП, соответствующей службой диспетчерского управления, сетевой компанией типовые графики потребления электроэнергии для клиентов ГП, не оснащенных приборами коммерческого учета.

В случае несогласия потребителя с методом учета электроэнергии путем использования данных типовых графиков, он оплачивает установку сертифицированного прибора учета за счет собственных средств.

С целью подготовки потребителей к работе с конкурентными ЭСК, а также минимизации хищений электроэнергии, в объемы работ компании, выполняющей ГП, входит оснащение потребителей сертифицированными, соответствующими установленным органом государственного регулирования классу и точности приборами коммерческого учета электроэнергии. Этапность оснащения приборами коммерческого учета различных потребителей определяется органом государственного регулирования.

2.1.11.Вознаграждение компании за осуществление функции гарантирующего поставщика

Форма установления вознаграждения компании за осуществление функции ГП зависит от метода назначения такой компании: без конкурса (при отсутствии предложений) или по конкурсу.

1) В случае, если компания была назначена на выполнение функции ГП без проведения конкурса или после того, как конкурс не состоялся по причине отсутствия предложений от компаний, отвечающих заданным критериям, компания, осуществляющая функции ГП, получает вознаграждение (доход), регулируемое государством. Этот доход состоит из следующих компонент:

Экономически обоснованные перед органом государственного регулирования затраты на осуществление деятельности ГП, включая:

арендная плата/амортизация помещения и оборудования, накладные расходы и т.д.
затраты на услуги сторонних организаций, необходимых для выполнения деятельности ГП;
затраты на учет, выписку и доставку счетов, организацию платежной системы (договор с сетью банков), на банковское обслуживание транзитного счета;
затраты на мониторинг базы данных потребителей;
затраты на оснащение потребителей сертифицированными приборами коммерческого учета;
прочие затраты, согласованные с органами государственного регулирования.

Прибыль за этот вид деятельности, рассчитываемая как процент от затрат (норма прибыли).

Прибыль компании, выполняющей функции ГП, в отличие от прибыли ЭСК, напрямую зависит (прямо пропорциональна) от количества обслуживаемых компанией точек учета электроэнергии и не зависит от объема потребляемой его клиентами электроэнергии. Это снижает стимулы компании, выполняющей функции ГП, к удержанию крупных потребителей и препятствовать таким образом либерализации розничного рынка.

Кроме того, норма прибыли должна быть установлена таким образом, чтобы:

стимулировать компанию, выполняющую функции ГП, качественно выполнять необходимые виды работ, изложенные в п.2 настоящей Главы;
стимулировать компанию, выполняющую функции ГП, минимизировать стоимость электроэнергии для потребителей, включая покупку максимального количества электроэнергии по ценам оптового рынка на сутки вперед, а не балансирующего рынка

Таким образом, норма прибыли должна быть установлена в определенном диапазоне (максимум, минимум). Конкретная величина из этого диапазона должна зависеть от качества выполнения функции ГП и доли электроэнергии, купленной по ценам рынка на сутки вперед, в противовес ценам балансирующего рынка.

Устанавливаемые органом государственного регулирования доход и прибыль компании, исполняющей функции ГП, зависят не от объемов поставляемой своим потребителям электроэнергии, а от количества точек учета потребляемой электроэнергии, находящихся у потребителей. Целесообразность такого механизма ценообразования ГП обусловлена следующими соображениями.

Во-первых, практически исключается ориентация ГП на обслуживание крупных потребителей в ущерб мелким и средним, а соответственно, злоупотребления недискриминационным доступом к сети в случае, если функции ГП исполняет РК.

Во-вторых, снижаются экономически обоснованные удельные условно-постоянные затраты ГП (из расчета на одну точку учета), включаемые в размер его вознаграждения, оплачиваемого потребителями. Последнее будет иметь место в силу зависимости объема условно-постоянных расходов ГП от количества обслуживаемых ГП точек учета с коэффициентом пропорциональности меньше 1. Такая зависимость очевидна при более подробном перечислении видов условно-постоянных расходов ГП: амортизация основных средств, общие эксплуатационные расходы, прочие расходы.

В то же время условно-переменные расходы ГП, такие как оплата труда, растут с ростом точек учета с коэффициентом пропорциональности равным 1, что означает, что удельные условно-переменные расходы ГП будут постоянны для каждой точки учета.

В итоге, с увеличением числа точек учета у потребителей ГП удельные затраты ГП на обслуживание одной точки учета снижаются за счет снижения удельных условно-постоянных затрат. Это, в свою очередь, приводит к снижению размера удельной сбытовой надбавки ГП и вознаграждения ГП, оплачиваемого потребителями в отношении каждой точки учета.

Более строгое доказательство этого факта с иллюстрацией на численных примерах приводится ниже.

Предположим, что:

Х – величина суммарных (то есть на все точки учета электроэнергии) переменных затрат компании, исполняющей функцию ГП (например, расходов на оплату труда^²⁶); суммарная величина переменных затрат растет линейно с ростом числа точек учета;
У – величина условно-постоянных затрат компании, исполняющей функцию ГП (например, расходы на поддержание базы данных потребителей электроэнергии); величина условно-постоянных затрат растет с ростом числа точек учета не линейно, а с коэффициентом меньше 1 (так называемый эффект экономии на масштабах);
П – нормативная прибыль компании, установленная для каждой точки учета
с – величина вознаграждения (сбытовой надбавки) компании, исполняющей функции ГП, утверждаемая органом государственного регулирования для каждой точки учета,
n – число обслуживаемых ГП точек учета.

Тогда величина сбытовой надбавки ГП, оплачиваемой в отношении каждой точки учета исчисляется как

с = (Х + У)/n + П (1)

Предполагается, что все рассматриваемые здесь затраты на исполнение функции ГП являются экономически обоснованными.

Принимая во внимание, что условно-постоянные затраты компании с ростом числа точек учета растут с коэффициентом меньше 1, чем больше точек учета у ГП, тем меньше будет величина сбытовой надбавки ГП. При этом валовая прибыль ГП растет, так как норматив прибыли установлен одинаковым для каждой точки учета.

Таким образом, с ростом числа обслуживаемых ГП точек учета стоимость услуг ГП для конечного потребителя из расчета на одну точку учета снижается, что доказывает экономическую эффективность целевой схемы тарифообразования ГП, основанной на числе обслуживаемых им точек учета.

В целях иллюстрации этого факта рассмотрим числовой пример. Предположим, что на определенной территории действуют компания, исполняющая функцию ГП, которая несет условно-постоянные затраты в размере 40 000 руб. в год, которые увеличиваются в 1,5 раза при росте точек учета в 2 раза, и удельные переменные затраты в размере 5 руб. в год (на одну точку учета). Эти затраты являются экономически обоснованными. РЭК данной территории устанавливает также нормативную прибыль компании за исполнение функции ГП в размере 2 рубля на каждую точку учета. Предположим, что на первоначальном этапе своего функционирования ГП обслуживает 10 000 точек учета, а на последующем этапе его клиентская база расширяется (например, по причине ухода с рынка конкурентной ЭСК) с 10 000 до 20 000 точек учета. Проанализируем эффект роста числа обслуживаемых ГП точек учета на стоимость обслуживания одной точки учета для потребителя.

Сбытовая надбавка ГП в отношении каждой точки поставки за исполнение функции ГП на первом этапе равняется с₁ = 5 руб. + (40 000 / 10 000) руб. + 2 руб. = 11 руб.

С расширением клиентской базы сбытовая надбавка ГП в отношении каждой точки поставки за исполнение функции ГП будет равняться с₂ = 5 руб. + (40 000 * 1,5 / 20 000) руб. + 2 руб. = 10 руб.

Таким образом, в нашем условном примере рост обслуживаемых ГП точек учета в два раза привел к снижению стоимости обслуживания одной точки учета для потребителя на 1 рубль или на 9% .

Кроме того, приведенные расчеты показывают, что у компании, исполняющей функции ГП, не будет стимула снижать число обслуживаемых точек учета, так суммарная прибыль компании за исполнение функции ГП, R, будет исчисляться как:

R = П * n (3)

Из этой формулы с очевидностью следует, что величина прибыли от исполнения функции ГП растет с увеличением количества обслуживаемых им точек учета (в нашем примере 40 000 против 20 000 руб.).

2) В случае, если компания была назначена на выполнение функции ГП в результате конкурса, компания, осуществляющая функции ГП, получает вознаграждение (доход), указанный ею в заявке, поданной на этот конкурс. Подробнее механизм проведения конкурса описан в п.2.1.13 настоящей Главы.

2.1.12.Стоимость электроэнергии для конечных потребителей, обслуживаемых гарантирующим поставщиком

Стоимость электроэнергии для каждого потребителя, обслуживаемого ГП, равна:

С_гп = (Ц_опт  V) + (Ц_опт  П_н + T_р  М) + (С_б  К_ту)

(1)

г

де

С_гп – стоимость электроэнергии, поставляемой ГП, руб.;

Ц_опт – цена электроэнергии на оптовом рынке, руб./кВт.ч;

V – объем электропотребления, кВт.ч.;

П_н – объем нормативных потерь в сетях, кВт.ч;

Т_р – распределительный тариф, руб./кВт.;

М – присоединенная мощность потребителя, кВт;

Сб – сбытовая надбавка за осуществление функции ГП из расчета на одну точку учета, руб.;

К_ту – количество точек учета у потребителя

.

Механизм определения распределительного тарифа и нормативных потерь описан в пункте 1.7.4 настоящей Главы “Распределительные компании”.

Цена 1 кВт.ч. электроэнергии на оптовом рынке, Ц_опт., равна:

В целевой модели оптового рынка:

либо почасовым ценам при наличии соответствующих приборов коммерческого учета у потребителя;

либо средневзвешенной из почасовых цен.

В переходной модели:

Ц_опт. = 0,85 x T_рег. + 0,15 x P_конк. (2)

где

T_{э/э рег.} – регулируемый отпускной тариф за электроэнергию и мощность, руб./кВт.ч.;

P_{э/э конк.} – цена электроэнергии на конкурентном сегменте, руб./кВт.ч.

При этом цена для конечного потребителя может усредняться по дням, часам или другим временным периодам. Конкретная формула усреднения устанавливается в методике органа государственного регулирования.

Кроме сбытовой надбавки ГП, в цену за электроэнергию для потребителей – клиентов ГП, должна включаться плата за обслуживание кредита в случае, если потребители не оплачивают электроэнергия по предоплате, а ГП обязан осуществлять предоплату для покупки электроэнергии у поставщиков.

Таким образом, цена за электроэнергию для потребителей, осуществляющих предоплату, должна быть ниже на величину затрат на обслуживание кредита, чем для потребителей, не производящих предоплату.

[ГП может также заниматься вспомогательной деятельностью по оснащению потребителей за их счет сертифицированными приборами коммерческого учета потребляемой электроэнергии, по установке приборов коммерческого учета. В этом случае затраты ГП на осуществление этой деятельности при определенных условиях также должны найти отражение в цене, взимаемой им за электроэнергию.

Так, для менее обеспеченных категорий населения, которые не в состоянии установить за свой счет приборы коммерческого учета с оплатой их стоимости в виде единовременного платежа, а также, возможно, для других заинтересованных категорий потребителей ГП, можно предусмотреть схему постепенной оплаты стоимости приборов коммерческого учета. Такая схема может реализовываться путем включения в цену 1 кВт.ч электроэнергии определенной доли стоимости прибора коммерческого учета, таким образом, чтобы полная стоимость приборов коммерческого учета погашалась за определенный, заранее объявленный период времени (например, 1-2 года) через цену, взимаемую ГП за 1 кВт.ч. поставляемой электроэнергии.

Предлагаемая схема финансирования представляет собой не что иное, как кредитное финансирование покупки малообеспеченными слоями населения приборов коммерческого учета. При желании ГП может взимать определенный процент за фактическую реализацию прибора коммерческого учета в кредит. Максимальная величина этого процента рассчитывается исходя из экономически обоснованных затрат ГП на приобретение и реализацию приборов коммерческого учета и утверждается РЭК.

Преимуществами предлагаемой схемы являются:

Стимулирование потребителей к приобретению в собственность приборов коммерческого учета из-за более точного учета объемов их потребления по сравнению с типовыми графиками и более низкой цены 1 кВт.ч электроэнергии по сравнению ценой 1 кВт.ч, взимаемой с потребителей ГП по типовым графикам потребления;

Сглаживание финансовых потоков для потребителей за счет незначительного (как будет показано ниже в числовом примере) увеличения цены 1 кВт.ч электроэнергии на определенный период времени;

Возможность последующего перехода потребителей от ГП на обслуживание к независимым ЭСК с более привлекательными, чем у ГП, ценами за 1 кВт.ч электроэнергии, поскольку в момент перехода потребители будут оснащены приборами коммерческого учета.

Числовой пример. Предположим, что цена электроэнергии, взимаемой ГП за 1 кВт.ч электроэнергии, поставляемой потребителям, оснащенным сертифицированными приборами коммерческими учета, равняется 1 руб. 50 коп. Годовой объем потребления электроэнергии низкодоходной семьей равен 2 400 кВт.ч. Стоимость прибора коммерческого учета составляет 1 000 руб. Максимальная процентная ставка по кредиту, утверждаемая РЭК, равна 20% годовых (в рублях). Проанализируем эффект изменения цены 1 кВт.ч электроэнергии за счет кредитного финансирования приобретения в собственность вышеуказанной семьи прибора коммерческого учета в течение двух лет.

Приблизительная стоимость прибора коммерческого учета для вышеуказанной семьи с учетом процентов за кредит составляет 1 000 * (1 + 0,4) = 1 400 руб. (На самом деле, для расчета процентов за кредит должна применяться более сложная формула, которая в итоге приведет к цене, несколько меньшей 1 400 руб. Формула расчета простых процентов взята с целью упрощения расчетов).

В результате, максимальный рост цены 1 кВт.ч электроэнергии для указанной семьи составит 1 400 руб. / 4 800 кВт.ч = 29,2 коп. за 1 кВт.ч, а итоговый тариф – 1 руб. 79,2 коп. за 1 кВт.ч, т.е. рост 19,5%. В случае если ГП не взимает проценты за кредит, рост цены составит соответственно 1 000 руб. / 4 800 кВт.ч = 20,8 коп. за 1 кВт.ч или 13,9%. Очевидно, рост цены 1 кВт.ч электроэнергии будет менее значительным при увеличении срока кредитного финансирования приобретения приборов коммерческого учета в собственность потребителей.

Юридическое оформление описанной схемы может предусматривать (по усмотрению ГП или по договоренности с потребителями) два варианта развития событий. По первому варианту (наименее гибкому) компания, исполняющая функцию ГП, указывает в договоре с потребителей, что тот не имеет права перейти от ГП на обслуживание к ЭСК в период действия срока кредитования, по окончании которого прибор коммерческого учета переходит в собственность потребителя. В качестве альтернативы (более гибкий для потребителя вариант) договор между компанией, исполняющей функцию ГП, и потребителем, может включать следующее условие:

“В случае перехода потребителя, использующего схему финансирования покупки прибора коммерческого учета, на обслуживание от ГП к другой ЭСК в период действия схемы финансирования прибор коммерческого учета переходит в собственность потребителя при условии внесения им доплаты за неоплаченную им через цену электроэнергии часть стоимости прибора коммерческого учета с момента перехода от ГП на обслуживание к ЭСК до момента окончания действия схемы финансирования. При нежелании потребителя брать в собственность прибор коммерческого учета ГП возмещает такому потребителю часть стоимости прибора коммерческого учета, оплаченную им через цену электроэнергии с момента начала реализации схемы финансирования до момента перехода этого потребителя от ГП на обслуживание к ЭСК.”

Реализация такой схемы абсолютно легитимна для компании, исполняющей функцию ГП. В момент реализации прибора коммерческого учета ГП учитывает ее на счете реализации и отражает сумму задолженности от потребителя на счете “Расчеты с покупателями и заказчиками”. По мере оплаты потребителем поставляемой ГП электроэнергии, величина задолженности от потребителя на счете “Расчеты с покупателями и заказчиками” уменьшается на соответствующую составляющую, заложенную в цену 1 кВт.ч электроэнергии. С этой целью необходима организация аналитического учета поступающих в пользу ГП платежей с разбивкой, как минимум, на стоимость услуг ГП и стоимость приборов коммерческого учета. В случае взимания ГП процентов за кредитное финансирование величина процентов, получаемая ГП, отражается отдельно на счетах доходов ГП.]

2.1.13.Досрочное фиксирование цены электроэнергии для конечных потребителей гарантирующего поставщика

Досрочное фиксирование цены электроэнергии для конечных потребителей ГП возможно при условии, что средняя цена электроэнергии на оптовом рынке будет установлена заранее как некая средневзвешенная за прошедший период, а все стоимостные небалансы, сложившиеся в результате несоответствия установленной цены фактически сложившейся на оптовом рынке, будут отнесены на следующий период.

Привлекательность выполнения функции гарантирующего поставщика

Выполнение функции ГП с точки зрения коммерческого интереса будет привлекательным по следующим причинам:

данный вид деятельности приносит гарантированный, постоянный доход, обеспечивающий полное покрытие экономически обоснованных затрат компании и норму прибыли;
стоимость обслуживания заемных средств ГП включается в размер выплачиваемого ему вознаграждения;
данный вид деятельности не требует значительного объема инвестиций;
данный вид деятельности обеспечивает быстрый и достаточно высокий процент возврата на вложенный капитал;
управляемость внешних рисков: возможно решение проблемы отключения неплательщиков и достижения договоренности с государством по эффективному регулированию выполнения функции ГП;
потребители, не склонные к риску, заинтересованы в обслуживании ГП, что означает обеспеченность ГП стабильным спросом;
осуществление функций ГП не требует каких-либо специфических знаний, ноу-хау, а требует, скорее, грамотных управленческих решений.

Содержание государственного регулирования функции гарантирующего поставщика

2.1.14.Основные составляющие государственного регулирования

Назначение/выбор ГП путем открытой, прозрачной процедуры на основе конкурса.

Регулирование стоимости услуг ГП:

утверждение размера дохода от выполнения функции ГП;
контроль за соблюдением установленных правил выполнения функций ГП.

Установление четких критериев оценки качества выполнения функции ГП и зависимости размера оплаты услуг от утвержденных стандартов качества.

Установление жестких критериев выбора к компаниям на выполнение функции ГП с целью снижения указанных рисков.

2.1.15.Органы, назначающие компанию на выполнение функции гарантирующего поставщика

Органы государственного регулирования электроэнергетической отрасли (ФЭК России и РЭК) являются ответственными за назначение компании, исполняющей функции ГП. Федеральный орган государственного регулирования (ФЭК России) утверждает общую методологию и процедуру назначения ГП, а региональные органы государственного регулирования (РЭК) реализуют утвержденные процедуры.

2.1.16.Требования к процедуре назначения компании на выполнение функции гарантирующего поставщика

Процедура назначения компании на выполнение функции ГП основывается на принципах конкурсности, открытости и прозрачности. Условия конкурса и требования, предъявляемые к компании, желающей исполнять функцию ГП, публикуются в СМИ.

2.1.17.Критерии отбора компании на выполнение функции гарантирующего поставщика

Критерием выбора компании на исполнение функции ГП из нескольких претендентов является наименьшая цена, требуемая компанией за выполнение функции ГП, при условии соблюдения стандартов качества выполнения этой функции, установленных органом государственного регулирования, а также требований, изложенных в п. 3.4 “Требования к компании, выполняющей функции ГП”.

Кроме того, при выборе компании на исполнение функции ГП необходимо оценивать возможности компании и предлагаемый ею план работы с потенциально трудными (в отношении платежей) категориями потребителей. Задачей компании, выполняющей функции ГП, должно быть не доводить ситуацию с платежами до отключений потребителей от энергоснабжения, а построить эффективную систему сбора платежей с потребителей.

2.1.18.Стандарты качества выполнения функции гарантирующего поставщика

Стандарты качества выполнения функции ГП устанавливаются органом государственного регулирования. Минимальные требования включают:

Период принятия потребителя на обслуживание (оперативность);
Оплата за потребленную электроэнергию оптовому рынку или поставщику электроэнергии по договору в срок и по установленным правилам;
Организация учета и сбора оплаты за потребленную электроэнергию потребителями наиболее удобным и компромиссным для них способом;
Работа в рамках типового договора между ГП и потребителями электроэнергии, утвержденного органом государственного регулирования;
Территориальная близость к потребителям и удобство в обслуживании для потребителей.

3.9. Функции гарантирующего поставщика в переходный период

На начальном этапе введения на розничном рынке института ГП нецелесообразно проводить конкурс на исполнение функции ГП в силу следующих причин:

отсутствие практики выполнения функции ГП и, соответственно, нереальность формирования детальных требований к компании, претендующей на исполнение функции ГП;
отсутствие достаточного числа компаний, имеющих опыт энергосбытовой деятельности;
отсутствие опыта государственного регулирования в отношении отбора и оценки деятельности компании, претендующей на исполнение функции ГП;
необходимость сохранения управления со стороны государства и РАО "ЕЭС России" деятельностью компании, исполняющей функции ГП, в начальный период реформирования.

Отсюда следует, что в начальный период реформирования компания, исполняющая функцию ГП, назначается органом государственного регулирования.

3.9.1. Анализ вариантов назначения гарантирующего поставщика

Таблица. Сравнительный анализ вариантов формирования компании, исполняющей функцию ГП

Варианты	Преимущества	Недостатки	Вывод
1. ГП на базе СК, независимой от АО-энерго	реализация принципа недискриминационного доступа к сети в части разделения сетевого и сбытового бизнеса; РАО "ЕЭС России" перестает быть ответственным за энергоснабжение всех потребителей	Все недостатки существующих ОПП; Потеря контроля над финансовыми потоками в генерацию и сети РАО "ЕЭС России" и АО-энерго.	ВОЗМОЖЕН, НО В случае наличия адекватных финансовых гарантий (например, со стороны градообразующих предприятий и/или муниципалитетов)
2. ГП на базе ОП Энергосбыт	Реализация принципа недискриминационного доступа к сети в части разделения сетевого и сбытового бизнеса; Сохранение корпоративного контроля.	Отсутствуют активы, очень высокие риски; Субсидирование конкурентного сбыта за счет ГП – угроза конкуренции в сбыте.	ВОЗМОЖЕН, НО В случае наличия дополнительных финансово-имущественных гарантий
3. ГП на базе ТГК	Генерация – гарант стабильности за счет активов и финансовых потоков; Реализация принципа недискриминационного доступа к сети в части разделения сетевого и сбытового бизнеса;	неуниверсальный вариант; смешение регулируемого и конкурентного бизнеса  непрозрачность и перекрестное субсидирование  угроза конкуренции; нет легитимного, кроме корпоративного, ресурса “заставить”; отсутствие у ТГК опыта сбытовой деятельности.	ВОЗМОЖЕН, НО В случае желания ТГК и: достаточности её активов для финансовых гарантий; предоставления убедительных доказательств разделения конкурентного и регулируемого бизнеса.
4. ГП – холдинг АО-энерго	подконтрольность и управляемость; наличие ликвидных активов в виде акций; наличие административного ресурса	Неуниверсальный и нестабильный вариант; Смешение регулируемого и конкурентных бизнесов  непрозрачность и перекрестное субсидир-е  угроза конкуренции; нет легитимного, кроме корпоративного, ресурса “заставить”;	ВОЗМОЖЕН, НО в случае желания АО-энерго и предоставления убедительных доказательств разделения конкурентного и регулируемого бизнеса
5. ГП – РК	единая ответственность за коммерческие потери; традиционность: комбинация “сети+сбыт” легче воспринимается электоратом; государственное регул-ние обоих видов деятельности; технологическая общность обоих видов деятельности (учет, отключения, клиентская база данных).	Видимость необеспечения недискриминационного доступа к сетям	! НАИБОЛЕЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНЫЙ ВАРИАНТ

3.9.2. Приемлемые и наиболее целесообразный варианты назначения компании на исполнение функции гарантирующего поставщика

Анализ, приведенный в таблице, показывает, что приемлемыми вариантами формирования компании, исполняющей функции ГП в начальный период реформирования, являются:

Специализированная компания, созданная на базе ОП “Энергосбыт” АО-энерго, при наличии у неё дополнительных активов или финансовых гарантий;
Компания, созданная на базе материнской компании – АО-энерго;
Компания, созданная на базе сетевого имущества АО-энерго (РК).

Из всех вышеприведенных вариантов наиболее целесообразным является вариант РК, созданной на базе сетевого имущества АО-энерго, по следующим причинам:

РК имеет активы и постоянный финансовый доход в виде распределительного тарифа;
Не смешиваются регулируемый и конкурентный виды деятельности, поскольку деятельность РК в любом случае регулируется государством;
Сохраняется единая ответственность за коммерческие потери электроэнергии, что устраняет потенциальные конфликты между РК и ГП;
Отсутствуют технологические риски в случае банкротства, так как соседняя РК всегда будет заинтересована принять на себя исполнение функции ГП;
Сохраняется управляемость со стороны РАО “ЕЭС России” и АО-энерго в переходный период;
РК не может отказаться от заключения договора на выполнение функций ГП – из-за статуса естественной монополии и при “узкой” трактовке “§6” ГК и определения энергоснабжающей организации;
РК, исполняющая функции ГП, привычна и, соответственно, понятна большинству участников розничного рынка.

Выполнение функции ГП может быть привлекательно для самой РК по следующим соображениям:

Это предоставляет ей дополнительную возможность эффективно организовать сбор распределительного тарифа и избежать неплатежей распределительного тарифа, альтернативного ГП и ОПП;
Обеспечивает дополнительный стабильный доход за счет исполнения функции ГП;
Управляемость рисков деятельности ГП для РК максимальна, так как РК имеет прямой доступ к отключениям потребителей-неплательщиков и имеет достаточное влияние в регионе, чтобы договориться с органами государственного регулирования;
Избегает конфликтов с ГП по поводу коммерческих потерь электроэнергии.

Особенности функционирования ГП при образовании межрегиональных РК и ГК

Межрегиональный характер ГП не противоречит положениям настоящей модели.

Главным требованием является наличие одного и только одного ГП на территории, под которой может подразумеваться одна или несколько единиц административно-территориального деления (например, один или несколько субъектов Федерации, один или несколько городов и т.п.).

Основным вопросом, возникающим при образовании межрегиональных РК и ГК, и, соответственно, межрегионального ГП, является регулирование величины вознаграждения компании за осуществление функций ГП.

Утверждение такого вознаграждения должно производиться Единым тарифным органом (ЕТО).

При отсутствии ЕТО размеры вознаграждения утверждаются соответствующими РЭК в пределах своих территорий. При этом при отсутствии механизма согласования величин вознаграждения ГП между РЭК различных субъектов Федерации вполне вероятны существенные различия в величине вознаграждения ГП внутри субъектов Федерации, обслуживаемых одним ГП, что в итоге может означать возврат к перекрестному субсидированию одних групп участников розничного рынка за счет других.

3.9.3. Действия органа государственного регулирования в переходный период

1) Одновременно с назначением компании на исполнение функции ГП орган государственного регулирования объявляет приглашение всем компаниям, отвечающим указанным в п.2.1.13 требованиям, по подаче заявлений с выражением намерения к исполнению функции ГП с указанием условий выполнения этой функции.

2) В момент, когда в орган государственного регулирования поступает несколько (не менее трех) заявлений, удовлетворяющих установленным требованиям, органом государственного регулирования объявляется конкурс на исполнение функции ГП;

3) В случае, если в ходе проведения конкурса не было получено более трех заявок от компаний, отвечающих требованиям, указанным в п.2.1.3, или условия, включая цены, предложенные за исполнение функций ГП в заявках, не приемлемы (например, слишком завышены цены), конкурс объявляется несостоявшимся и функции ГП продолжает исполнять действующая компания.

Приложение 1. Таблица. Оценка вероятных объемов доходов компании от исполнения функции ГП

Энергосистема	Годовая величина дохода ГП (сбытовая надбавка), млн. руб.		Месячная (30-дневная) величина дохода ГП (сбытовая надбавка), тыс. долл. США
Энергосистема	Максимальный объем обслуживания ГП	Наиболее вероятный объем обслуживания ГП	Максимальный объем обслуживания ГП	Наиболее вероятный объем обслуживания ГП
Свердловэнерго	322	179	894	497
Белгородэнерго	122	79	339	220
Мариэнерго	43	35	121	97
Янтарьэнерго	75	49	207	135
Удмуртэнерго	173	80	421	223
Ленэнерго	297	297	824	824
Липецкэнерго	52	44	144	122
Брянскэнерго	68	13	189	36
Калугаэнерго	71	23	198	65

Примечания к приложению 1

Максимальный объем обслуживания ГП есть ситуация, при которой крупнейшие потребители выходят на оптовый рынок, а все остальные потребители переходят на обслуживание к ГП;
Наиболее вероятный объем обслуживания ГП есть ситуация, при которой часть потребителей переходят на обслуживание к независимым электросбытовым компаниям;
Расчетный обменный курс: 30 руб. за 1 долл. США;
Размер сбытовой надбавки ГП, определяющей ее доход, принят равным 5% от стоимости электроэнергии для потребителя.

Приложение 2А. Таблица. Оценка вероятных объемов задолженности от исполнения функции ГП за электроэнергию оптовому рынку, млн. руб.

Энергосистема	Максимальный объем обслуживания ГП		Наиболее вероятный объем обслуживания ГП
Энергосистема	Минимальный размер задолженности (31-дневное потребление электроэнергии), млн. руб.	Вероятный размер задолженности (45-дневное потребление электроэнергии), млн. руб.	Минимальный размер задолженности (31-дневное потребление электроэнергии), млн. руб.	Вероятный размер задолженности (45-дневное потребление электроэнергии), млн. руб.
Свердловэнерго	554	804	308	447
Белгородэнерго	210	305	136	198
Мариэнерго	75	108	60	88
Янтарьэнерго	128	186	84	122
Удмуртэнерго	298	433	138	201
Ленэнерго	483	483	701	701
Липецкэнерго	90	130	76	110
Брянскэнерго	117	170	22,5	33
Калугаэнерго	122,5	178	40	58

Приложение 2Б. Таблица. Оценка вероятных объемов задолженности от исполнения функции ГП за электроэнергию оптовому рынку, млн. руб.

Энергосистема	Максимальный объем обслуживания ГП		Наиболее вероятный объем обслуживания ГП
Энергосистема	Минимальный размер задолженности (31-дневное потребление электроэнергии), млн. долл. США	Вероятный размер задолженности (45-дневное потребление электроэнергии), млн. долл. США	Минимальный размер задолженности (31-дневное потребление электроэнергии), млн. долл. США	Вероятный размер задолженности (45-дневное потребление электроэнергии), млн. долл. США.
Свердловэнерго	18,5	26,0	10,0	14,5
Белгородэнерго	7,0	10,0	4,5	6,5
Мариэнерго	2,5	3,5	2,0	3,0
Янтарьэнерго	4,0	6,0	3,0	4,0
Удмуртэнерго	10,0	14,0	4,5	6,5
Ленэнерго	16,0	16,0	23,4	23,4
Липецкэнерго	3,0	4,3	2,5	3,7
Брянскэнерго	3,9	5,7	0,8	1,1
Калугаэнерго	4,1	5,9	1,3	1,9

Приложение 3А. Таблица. Максимальная оценка стоимости электроэнергии, поставляемой ГП на первом этапе реформы в некоторых энергосистемах

Энергосистема	Месячная (30-дневная) стоимость полезного отпуска электроэнергии, тыс. руб.	Доля электроэнергии (в стоимостном выражении), отпускаемая ГП	Месячная (30-дневная) стоимость электроэнергии, отпускаемая ГП, тыс. руб.
Свердловэнерго	1 191 667	45,0%	536 000
Белгородэнерго	550 000	37,0%	204 000
Мариэнерго	99 050	73,0%	72 000
Янтарьэнерго	124 952	99,5%	124 000
Удмуртэнерго	377 000	76,5%	288 000
Ленэнерго	1 045 000	44,7%	467 000
Липецкэнерго	240 000	36,1%	86 640
Брянскэнерго	114 000	99,6%	113 500
Калугаэнерго	126 000	94,2%	118 500

Приложение 3Б. Таблица. Наиболее вероятная оценка стоимости электроэнергии, поставляемой ГП на первом этапе реформы в некоторых энергосистемах

Энергосистема	Месячная (30-дневная) стоимость полезного отпуска электроэнергии, тыс. руб.	Доля электроэнергии (в стоимостном выражении), отпускаемая ГП	Месячная (30-дневная) стоимость электроэнергии, отпускаемая ГП, тыс. руб.
Свердловэнерго	1 191 667	25,0%	298 000
Белгородэнерго	550 000	24,0%	132 000
Мариэнерго	99 050	59,0%	58 000
Янтарьэнерго	124 952	65,0%	81 000
Удмуртэнерго	377 000	35,5%	134 000
Ленэнерго	1 045 000	44,7%	467 000
Липецкэнерго	240 000	30,6%	73 440
Брянскэнерго	114 000	19,2%	21 900
Калугаэнерго	126 000	30,8%	39 000

Примечания к приложениям 1 и 2

Минимальный размер задолженности ГП есть стоимость его 31-дневного полезного отпуска электроэнергии;
Наиболее вероятный размер задолженности ГП есть стоимость его 45-дневного полезного отпуска электроэнергии;
Максимальный объем обслуживания ГП есть ситуация, при которой крупнейшие потребители выходят на оптовый рынок, а все остальные потребители переходят на обслуживание к ГП;
Наиболее вероятный объем обслуживания ГП есть ситуация, при которой часть потребителей переходят на обслуживание к независимым ЭСК;
Расчетный обменный курс: 30 руб. за 1 долл. США.

Приложение 4. Таблица. Наиболее вероятная структура потребления электроэнергии в целевой модели розничного рынка в некоторых энергосистемах

Энергосистема	Месячный (30-дневный) объем потребления э/э, тыс. руб.	Предполагаемая структура потребления э/э
Энергосистема	Месячный (30-дневный) объем потребления э/э, тыс. руб.	Потребители, имеющие потенциал для выхода на оптовый рынок	Потребители, представляющие интерес для обслуживания у ЭСК	Потребители, вероятнее всего переходящие на обслуживание к ГП
Свердловэнерго	1 191 667	55,0%	20,0%	25,0%
Белгородэнерго	550 000	63,0%	13,0%	24,0%
Мариэнерго	99 050	27,0%	14,0%	59,0%
Янтарьэнерго	124 952	0,5%	34,5%	65,0%
Удмуртэнерго	377 000	23,5%	41,0%	35,5%
Ленэнерго	1 045 000	0%^²⁷	55,3%	44,7%
Липецкэнерго	240 000	63,9%	5,5%	30,6%
Брянскэнерго	114 000	0,4%	80,4%	19,2%

Blog