16.04.2015

Сетевые организации после реформы электроэнергетики

Двенадцать лет назад, 26 марта 2003 года, Президентом РФ были подписаны законы «Об электроэнергетике» и «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период». Формально была определена система отношений субъектов электроэнергетики, направления и принципы реформирования.

  Двумя годами раньше, в июле 2001 года, было принято постановление Правительства РФ №526, утвердившее основные направления реформирования электроэнергетики, в которых были определены цели, задачи, этапы, сроки и итоги реформирования.
  
  Целями реформирования электроэнергетики Российской Федерации являются обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, повышение эффективности производства и потребления электроэнергии, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.
  Стратегической задачей реформирования является перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, обеспечение на этой основе надежного, экономически эффективного удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе.

  Реформирование электроэнергетики носит последовательный характер и будет осуществляться в три этапа.
• Первый этап реформы осуществляется в течение трех лет.
Первый этап включает в себя две фазы, продолжительностью по полтора года каждая.
В результате первого этапа будут созданы условия для функционирования конкурентного рынка электроэнергии, достигнута финансовая прозрачность организаций электроэнергетики.
• Второй этап реформы займет два–три года и явится периодом становления оптового и розничных рынков электроэнергии на территории Европейской, Уральской и Сибирской энергозон.
  В результате будет в основном проведено реформирование отрасли, сформирована система рыночного ценообразования на оптовом и розничных рынках электроэнергии, созданы условия для широкомасштабного привлечения инвестиций.
• Третий этап проведения реформы должен быть осуществлен в течение трех–четырех лет. Его основным содержанием станет обеспечение притока инвестиций в конкурентные сектора электроэнергетики.

  В результате будет закончено формирование конкурентных оптового и розничных рынков электроэнергии, достигнут высокий уровень конкуренции в секторах производства и сбыта электроэнергии, государство перестанет выполнять несвойственные ему функции хозяйственного управления конкурентными секторами энергетики.
Таким образом, первый этап должен был завершиться в 2004 году, второй – в 2007 году и третий – в 2011 году.
  Сегодня, в 2015 году, мы должны были четвертый год жить в режиме устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, обеспечении на этой основе надежного, экономически эффективного удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе.

Необходимо отметить очень важный пункт Постановления:

3. Установить, что решение о реализации последующих мероприятий плана, указанного в пункте 2 (плана мероприятий первого этапа реформирования) настоящего Постановления, принимается после анализа эффективности выполнения основных предшествующих им мероприятий.

Что касается сетевых организаций, то про них отдельно было сказано немного, но серьезно: отнесение передачи, распределения электрической энергии и диспетчеризации к исключительным видам деятельности, осуществление которых возможно только на основании специальных разрешений (лицензий).

Однако очевидно, что нормальная деятельность сетевых организаций возможна только при стабильной, прозрачной, эффективной работе сбытовых компаний, поскольку взаимоотношения сетевиков с потребителями ограничиваются только вопросами технологического присоединения и ответственности в пределах акта разграничения принадлежности сетевых объектов. Соответственно, как ни дели энергетику по видам деятельности, эффективна она все равно будет только при условии четкой работы, в пределах прав и обязанностей всех своих субъектов, в том числе и потребителей электрической энергии.
  Сетевые компании в основном относятся к субъектам розничных рынков электроэнергии, за исключением Федеральной сетевой компании, в ведении которой национальная электрическая сеть, и отдельных сетевых компаний, сохранивших пока еще сети высших напряжений.
  Розничные рынки электроэнергии – наиболее неудавшаяся часть реформированной электроэнергетики. О проблемах розничных рынков писалось и говорилось очень много, достаточно сказать только одно: называть их рынками нельзя, ничего рыночного в них нет. Есть чрезвычайно высокая монополизация сбытовых компаний (конкуренция просто отсутствует), вновь появившиеся сложности реконструкции и капитального ремонта электрических сетей после того, как они попали в перечень работ, требующих членства в строительных, проектных и изыскательских СРО, полное отсутствие прозрачности деятельности сбытовых компаний и многие другие «неожиданности», не рассматривавшиеся при определении основ реформирования электроэнергетики.
   Например, в начале реформирования появилась необходимость введения «котлового» тарифа на услуги по передаче электроэнергии в пределах субъекта Федерации. Мысль была правильной: для конечного потребителя должна быть единая стоимость услуг по передаче электроэнергии независимо от того, сколько сетевых компаний работает в этой цепочке. Основная проблема была в том, кто будет котлодержателем: котел снизу, котел сверху, котлодержатель – сбытовая организация, которая расплачивается со всеми сетевиками. В разных условиях, в различных регионах были приняты все эти три схемы, правда, позже, неожиданно для многих, «котлодержание» было изъято у сбыта, сетевые компании стали оказывать услуги по передаче электроэнергии друг другу, а котлодержатель – потребителю, как правило, через сбыт. Все бы хорошо, но как считать стоимость услуг: тарифы рассчитываются по двум ставкам – за мощность и электроэнергию и могут быть двухставочными и одноставочными (сведенными ставками за мощность и электро­энергию в плату за переданный кВт/час). В реальной жизни совпадения в плановых расчетах и фактических энергопотреблении и нагрузках быть не может, поэтому в любом случае одна из сетевых компаний недополучает свои кровные деньги. Причем поскольку правила для взаимоотношений потребителя услуг по передаче и сетевой компании едины, то котлодержатель может маневрировать с подходом оплаты услуг по передаче как хочет: выгодны ему двухставочные тарифы для расчета со смежной сетевой организацией, он заявляет их, выгодны одноставочные тарифы – значит, будут они.
  Однако это не главная беда: почему-то при разработке «котловой идеологии» никто не задумался – сколько может появиться сетевых компаний: достаточно приобрести подстанцию или даже просто линию электропередачи, посчитать затраты на ее содержание, заявиться в регулирующий орган – и ты сетевая организация, получающая плату за свои услуги. Следствием введения «котла» было массовое увеличение числа сетевых организаций, во многих регионах – в разы. По сегодняшним оценкам их число сейчас – три–четыре тысячи, причем абсолютно большая часть передает по своим сетям от нескольких сот тысяч до нескольких миллионов кВт/час электроэнергии, не может содержать квалифицированный персонал, но при этом имеет соответствующие руководящие кадры, зарплату, транспорт и т.д.

   Дело дошло до того, что ситуация с количеством сетевых компаний отдельным вопросом была включена в Стратегию развития электросетевого комплекса, утвержденную Распоряжением Правительства РФ от 03.04.2013 №511-р, дано поручение Минэнерго РФ разработать критерии определения сетевых организаций, которые и были утверждены постановлением Правительства РФ от 28.02.2015 №184. К сожалению, утвержденные критерии весьма несовершенны, по крайней мере в двух направлениях: с их появлением появилась реальная угроза проблем с энергоснабжением потребителей, присоединенных к промышленным предприятиям, для которых передача электроэнергии – не основной вид деятельности, но которые не могут от нее отказаться и при этом не удовлетворяют критериям: потеряв статус сетевой организации, они автоматически теряют тариф, но далеко не всегда могут передать свои сетевые объекты на обслуживание иной сетевой организации. Второй недостаток – отсутствие экономических критериев: если выдерживаются количественные критерии, то они могут работать с любой нагрузкой, передавая минимальные объемы электроэнергии. Стоимость такой передачи может достигать любых величин: тариф – это частное от НВВ (необходимой валовой выручки) и объема передаваемой электроэнергии. Чем меньше объем, тем больше тариф.
Еще одно серьезное поручение стратегии – использование сравнительного анализа (бенчмаркинга) в целях повышения эффективности сетевых компаний по ряду направлений.
Связано это с тем, что в результате реформирования электроэнергетики стоимость услуг по передаче электроэнергии, во-первых, многократно выросла, во-вторых, отличается в разных регионах в разы, особенно на высоком и на низком уровнях напряжения.

  Следует иметь в виду, что бенчмаркинг и сравнительный анализ – не совсем одно и то же, но главное здесь – нужно проанализировать все составляющие тарифа, все причины, по которым он высок, сравнить их значение в разных регионах и сетевых компаниях и сформировать соответствующие правила, требования и т.д.
Выдающаяся работа была проведена по внедрению бенчмаркинга в дело сокращения потерь электро­энергии при ее передаче, о чем было отдельное поручение в Стратегии.
Дело в том, что около десяти лет одной из функций Минэнерго России было утверждение норматива технологических потерь электроэнергии при ее передаче, который учитывался при определении объема средств в тарифах сетевой компании для оплаты этих самых потерь. Поскольку потери электроэнергии в России существенно выше, чем в прочем мире, было решено навести в этом деле порядок.
  Решение долго созревало, многократно обсуждалось и отвергалось профессионалами, но 30 сентября 2014 года было принято приказом Минэнерго России №674. Суть этого решения в том, что определены усредненные значения потерь электроэнергии по уровням напряжения (высокое, два средних и низкое) в целом по всей стране. Применив их с учетом своего баланса, любая сетевая компания (или регулирующий орган) может определить норматив своих потерь, который будет учтен в тарифе.
Никакого анализа величины потерь по составляющим (нагрузочные в ЛЭП и в трансформаторах, условно-постоянные в оборудовании, в системе учета) эта «методика» не учитывает вообще. Никакого анализа того, из чего сложились те самые потери, с которыми нужно бороться, проведено не было, а то, что обсуждалось, – не учтено. Наконец, единого определения, что такое потери и как с ними бороться, в нормативно-правовой базе нет.

  Возникает вопрос – почему же принят такой подход? Ответ простой – потому что сроки принятия решения прошли и нужно было выполнить поручение.
Самое интересное здесь то, что такой уровень потерь электрической энергии – во многом следствие реформирования, аналогично проблемам «котлового тарифа».
С разделением предприятий по видам деятельности (сбыт и сети), сетевые организации утратили договорные отношения с потребителями, особенно на низких уровнях напряжения. Сбытовая компания оплатила объем электроэнергии, купленный у генерирующих компаний, и получила плату за нее с потребителей. То, что не оплачено потребителем, – это потери. Однако где они возникли – в электрических сетях, за которые несут ответственность сетевые компании, или это недоплата потребителей? По словам председателя Некоммерческого партнерства гарантирующих поставщиков, потери электроэнергии составляют порядка 15% от всего объема, а в некоторых сетях достигают 30%(!).

  Технологически таких потерь быть не может. Отчасти это подтверждается Правилами функционирования розничных рынков, в которых говорится, что если выявлены случаи безучетного или бездоговорного потребления, в том числе за прошедшие периоды, то такой объем электроэнергии должен уменьшать «фактические» потери периода, в котором это было обнаружено. Передача электро­энергии – мгновенный процесс и ее потери – тоже. Они обусловлены физическими процессами в сетях и не могут увеличиться или уменьшиться в каком-то ином времени, это абсурд. Есть заключенный договор между сбытом и потребителем или нет – сетевая компания не знает, так же, как и уровень оплаты потребителем электроэнергии; ее дело – содержать в порядке сети и обеспечивать их безаварийную работу. Отношения с населением – вообще отдельная тема: взаимоотношения трех сторон: сбытовая компания, население и сетевая компания, которая не имеет с ним финансовых отношений и регулярно получает «дополнительные потери» за счет неполной оплаты населением электроэнергии, не урегулированы ни в жилищном законодательстве, ни в нормативно-правовой базе электроэнергетики.
Представляется, что борьба с потерями должна начинаться с определений: что такое технологические потери, за которые отвечает сетевая организация, что такое фактические, коммерческие и отчетные потери. Только после этого можно определить ответственность каждого субъекта электроэнергетического рынка и начинать бороться с потерями.
В Минэнерго была сформирована неплохая методология определения технологических потерь электро­энергии: их нужно считать не только для тарифной составляющей. Грамотный расчет технологических потерь точно показывает перегруженные или недогруженные линии, узлы и центры питания, что необходимо для корректной программы как текущего и капитального ремонтов, так и модернизации сетей, для определения объема работ по развитию сетей для выполнения технологических присоединений. Методика Минэнерго взята за основу и широко применяется в ряде стран ближнего зарубежья, а теперь нам предстоит через несколько лет догонять не только развитый мир, но и ближайших соседей.
  
  Анализ результатов применения нового подхода Минэнерго к определению нормативов потерь показал, что совпадений такого расчета и технологических потерь, рассчитанных корректно, практически нет. Следствие – у многих сетевых компаний будет дефицит средств на оплату реальных потерь, их придется оплачивать за счет средств на ремонты и прочие расходы. Надежности энергоснабжения это никак не прибавит.
  Несколько лет назад все сетевые компании были поделены: крупные, входящие в холдинг МРСК, перешли на RAB-регулирование (метод доходности инвестированного капитала) и прочие, для которых инвестиции не предусмотрены. Признаков дискриминационного подхода никто не обнаружил. Цель RAB-регулирования была в развитии сетевого комплекса и поэтапного сокращения операционных расходов (зарплата, содержание зданий и сооружений, автотранспорта и т.д.), которые к 2010 году, когда RAB-регулирование начало внедряться, выросли очень существенно (опять вследствие реформирования – увеличение численности руководящего состава в электроэнергетике получилось колоссальным, потребность в административных помещениях выросла и т.д.). По результатам работы холдинга МРСК в 2010–2014 годах операционные расходы не сократились, а выросли на 62%, инвестпрограмма не исполнена.
  Одной из целей реформирования электроэнергетики было сокращение перекрестного субсидирования. Сколько по этому вопросу принималось решений, в том числе на самых высоких уровнях, – не счесть. По итогам 2014 года объем перекрестного субсидирования вырос на 11% и оценивался уже в 245 млрд рублей.
Постановлением №526, как сказано выше, предусматривалось продолжение мероприятий по реформированию электроэнергетики после анализа, сделанного ранее. Закону «Об электроэнергетике» исполнилось 12 лет, Постановлению №526 – скоро 14 (дети в этом возрасте паспорт получают). За эти годы в энергетике сделано многое, но в том числе, к сожалению, много неправильного, непродуманного. Очевидно, что возврата к старому (к РАО ЕЭС России) нет и быть не может. Однако нельзя продолжать нагромож­дение ошибок, их исправление, часто кривое и ведущее к новым ошибкам далее, недопустимо. Ясно, что полное разделение деятельности по передаче электроэнергии и сбытовой было излишним: вероятно, оно может быть оправданным на высоких уровнях напряжения, с крупными потребителями, на оптовом рынке, но не с мелкими потребителями на напряжении 0,4–6–10 кВ. Рыночных отношений в рознице не сложилось, да и сложиться еще долго не сможет: как минимум для этого нужна полная либерализация цен, отсутствие перекрестного субсидирования всех видов, полная автоматизация учета, в том числе и у населения. Много несообразностей в системе технологического присоединения, особенно в части последующих тарифных компенсаций, а также практически во всех остальных направлениях, связанных с обеспечением надежного энергоснабжения.
Отдельная, но необходимая тема – синхронизация и взаимоучет реформирования электроэнергетики, теплоснабжения и жилищно-коммунального хозяйства, что само по себе большая проблема, о которой тоже немало сказано.
  Представляется, что давно назрела необходимость создания независимой рабочей группы, с достаточно широкими полномочиями, для анализа того, что было на начало реформирования, того, к чему пришли, и на этой основе выработки предложений – что делать дальше. Отдельные решения – очевидны, но нужно, наконец, посмотреть шире, исходя не из узковедомственных интересов, а из интересов всего общества.