Масштабы оптовой торговли на ФОРЭМ остались довольно ограниченными, что стало результатом неполной реализации указа Президента Ґ 923.
В условиях избытка генерирующих мощностей вместо отбора лучших мощностей и вывода из эксплуатации неэффективных мощностей произошло нерациональное распределение нагрузки между всеми производителями электроэнергии.
Вытеснение бартерными операциями нормальных схем денежных расчетов за поставленную электроэнергию сильно усложнило и повысило затраты на функционирование расчетной системы ФОРЭМ. Непрозрачность механизма платежей и отчетности на ФОРЭМ затруднило контроль за проведением расчетов между участниками оптовой торговли, что не могло не отразиться на снижении доверия к оптовому рынку и заинтересованности производителей и покупателей электроэнергии участвовать в такой оптовой торговле.
Регулирование цен.
Ценовое регулирование электроэнергетики, основанное на чисто затратных принципах (при ограниченных возможностях ФЭК России и региональных энергетических комиссий по проверке этих затрат), не стимулировало к эффективной работе предприятия отрасли, а возникающие в связи с этим дополнительные затраты перекладывались на потребителей электроэнергии.
Контроль за инвестициями.
Постановлением Правительства Российской Федерации Ґ 48 от 29 января 1992 г. для финансирования капиталовложений в электроэнергетику было разрешено образование целевых инвестиционных фондов, расходы из которых относились на себестоимость продукции (услуг). С незначительными изменениями этот порядок финансирования был сохранен до конца 1996 г. постановлениями Правительства Российской Федерации Ґ 513 от 29 июня 1993 г. и Ґ 140 от 13 февраля 1996 г. Однако из-за отсутствия должного контроля со стороны государства не было обеспечено использование инвестиционных средств предприятиями отрасли рациональным образом и только по прямому назначению.В результате за последние годы неоправданно разрослось число новых инвестиционных проектов, имеющих сомнительную эффективность и не обеспеченных финансовыми источниками.
Отчисления в инвестиционные фонды, увеличивая уровень тарифов на электрическую и тепловую энергию, ухудшали ситуацию с платежами потребителей, что не позволяло в полной мере аккумулировать планируемые инвестиционные ресурсы.
Участие представителей государства в акционерном управлении.
Не была выработана концепция участия государства в акционерном управлении, определяющая в чем заключаются имущественные и иные интересы государства в этой отрасли, а также механизмы их представления и защиты. В число представителей государства в совете директоров РАО «ЕЭС России» входил Президент РАО «ЕЭС России», а почти все представители субъектов РФ и акционеров в этом органе управления являлись одновременно генеральными директорами АО-энерго. В результате государство, являющееся самым крупным владельцем акций РАО «ЕЭС России», практически полностью потеряло возможности осуществлять внутренний акционерный контроль за работой аппарата управления этого акционерного общества.
5.1.3 Программа 1997 г.
С целью создания структурных предпосылок для развития конкуренции намечены следующие меры по реструктуризации:
создание независимой организации — оператора оптового рынка;
создание на базе тепловых электростанций РАО «ЕЭС России» ряда генерирующих компаний, каждая из которых не будет занимать монопольное положение ни в одной из зон оптового рынка.;
ГЭС, выполняющие общесистемные функции, сохранятся в составе РАО «ЕЭС России». Тарифы на электрическую энергию и мощности, поставляемые этими ГЭС на оптовый рынок, будут регулироваться Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.
В сфере государственного регулирования намечены сдежующие шаги.
Завершить формирование федеральных и региональных органов регулирования сферы естественной монополии в электроэнергетике.
Разработать и утвердить комплекс нормативно-правовых документов по государственному регулированию тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации, которые должны обеспечить:
включение в тарифы всех обоснованных производственных затрат регулируемых организаций электроэнергетики и получение обоснованной прибыли на используемый капитал;
дифференциацию тарифов для различных групп потребителей и регионов Российской Федерации, в наибольшей мере отражающую различие издержек в энергоснабжении;
поэтапное прекращение перекрестного субсидирования;
введение тарифов на транспортировку электрической и тепловой энергии.
Структурную реформу предполагается осуществлять в три этапа. Подготовительные этапы рассчитаны на 1997 и 1998 гг., а к 2000 г. предусмотрены:
переход к конкуренции электростанций по полным затратам с выводом из эксплуатации неэкономичных мощностей;
расширение состава крупных потребителей, выведенных на оптовый рынок;
участие в оптовом рынке ТЭЦ в составе региональных акционерных общества энергетики и электрификации;
прекращение регулирования цен на электроэнергию, формируемых на спотовом рынке, развитие контрактных отношений на оптовом рынке;
формирование окончательной структуры энергетических компаний, которая будет соответствовать условиям конкуренции.
5.1.4 Оценка первых результатов и задачи дальнейшего реформирования
Реструктуризация и развитие конкуренции.
Была проделана определенная работа по упорядочению внутрихозяйственной структуры РАО «ЕЭС России» и установлению контроля за его финансовыми потоками .
Вместе с тем не разработаны обоснования и планы формирования генерирующих компаний, работа по формированию независимого оператора оптового рынка началась только в марте 1998 г. Выполнение задач по реструктуризации и развитию конкуренции усугубляется следующими обстоятельствами:
РАО «ЕЭС России», не перестроившее свою внутреннюю корпоративную структуру в соответствии с новыми задачами, не имеет внутренней мотивации и достаточного кадрового потенциала для проведения широкомасштабной реформы;
нет четкого распределения ответственности за реализацию (сопровождение) плана реформ отрасли и необходимого взаимодействия федеральных органов исполнительной власти;
нет диалога и поиска компромиссных решений с субъектами Российской Федерации;
участие самих энергетиков в реформировании отрасли весьма ограничено, на ключевых постах в отрасли пока очень мало подготовленных и ориентированных на реформы руководителей;
смысл и принятые решения по реформированию электроэнергетики плохо объясняются и освещаются в средствах массовой информации.
Ценообразование.
Среди нерешенных проблем ценообразования на оптовом рынке электроэнергии в 1997 г. следующие.
Неоптимальность плановых балансов электрической энергии и мощности.
Отсутствие связи между планируемыми потоками электроэнергии и мощности, положенными в основу расчета тарифов, и реальными режимами работы субъектов ФОРЭМ и станций АО-энерго, вдечет за собой ряд негативных следствий:
не обеспечивается минимизация расходов потребителей на покупку электроэнергии (мощности);
использование цен, рассчитанных на основе планового баланса электрической энергии и мощности ФОРЭМ, не может гарантировать, что финансовые средства, полученные электростанциями (или АО-энерго), соответствуют их расчетной потребности в финансовых средствах, установленной в процессе регулирования тарифов;
отсутствие механизмов учета отклонений плановых и фактических режимов работы оптового рынка электроэнергии в процессе очередного пересмотра тарифов сохраняет весь экономический эффект «дооптимизации» исходно неоптимального баланса в отрасли и не стимулирует использование для расчетов оптовых тарифов оптимального планового баланса электрической энергии (мощности).
Неполный переход на двухставочные тарифы.
В условиях существующей организации оптовой торговли электроэнергией, когда АО-энерго сохраняют в своем составе генерирующие мощности, чрезвычайно важно, чтобы отпускной тариф с оптового рынка был двухставочным с раздельными ставками оплаты за электрическую энергию и мощность, поскольку одноставочный тариф не обеспечивает правильных ценовых сигналов для загрузки собственных мощностей АО-энерго.
Попытка ФЭК России ввести такие двухставочные тарифы в 1997 г. не удалась. Из-за заметного удорожания покупной электроэнергии с оптового рынка от этой схемы ценообразования пришлось отказаться в энергозоне Сибири. Для других энергозон (Центра, Северо-Запада, Юга, Волги и Урала) были сохранены двухставочные тарифы, но им была предложена альтернатива – использовать одноставочные тарифы на электрическую энергию, дифференцированные по зонам времени суток, отпускаемую с ФОРЭМ.
Введение такой альтернативной схемы ценообразования на ФОРЭМ трудно признать продуманным решением по следующим причинам:
оплата электроэнергии и мощности, получаемых с оптового рынка, по-прежнему, не дает правильных экономических сигналов АО-энерго для загрузки собственных мощностей. Наоборот, она стимулирует загрузку даже самых дорогих мощностей АО-энерго: ставка оплаты, установленная для периода максимума нагрузки в размере 300 руб./кВт-ч, дороже конденсационной выработки на станциях АО-энерго;
высокая зональная ставка для периода максимума нагрузки является сильным стимулом для покупателей уйти из этой зоны графика нагрузки, что в условиях статичной схемы ценообразования будет вести к хронической нехватке финансовых средств на оптовом рынке (через единую ставку оплачиваются постоянные расходы, которые электростанции ФОРЭМ несут вне зависимости от того, производят они электроэнергию или нет);
одновременное и несогласованное использование двух схем ценообразования также затрудняет обеспечение финансовой сбалансированности на оптовом рынке.