В 1990 году в Великобритании внедрена англо-уэльская модель энергорынка, которая способствовала развитию конкурентной среды, привлечению в энергетику значительных (свыше $5 млрд.) отечественных и зарубежных инвестиций, снижению цены на электроэнергию на 15% при одновременном повышении надежности энергоснабжения, эффективности и прибыльности энергокомпаний.

Тем не менее, в 1998 году началось реформирование рынка, вызванное главным образом тем, что используемая модель «допускает некоторые ценовые «игры» при предложении электроэнергии», и тем, что «правила в пуле слишком сложны».

Пятью годами позже в Украине Указом Президента № 244/94 от 21 мая 1995 года создан оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ), в основу которого положена модель энергетического пула Англии и Уэльса.

Оптовый рынок электрической энергии Украины создан на основании договора (ДЧОРЭ) между членами ОРЭ – субъектами хозяйственной деятельности. Модель энергорынка потребовала новой структуры ОЭС Украины, а именно [1,2]

  • четыре генерирующие акционерные компании тепловых электростанций (Донбассэнерго, Днепроэнерго, Центрэнерго, Западэнерго);
  • национальная акционерная энергетическая компания Украины (НАК «ЭКУ»), включающую государственную акционерную компанию (ГАК) «Укргидроэнерго» и ряд крупных ТЭЦ (Днепродзержинская, Николаевская, Харьковская, Одесская, Херсонская);
  • государственное предприятие Национальная атомная энергогенерирующая компания (ГП НАЭК) «Энергоатом»;
  • 27 энергопоставляющих компаний (25 облэнерго и 2 горэнерго);
  • национальная энергетическая компания (НЭК) «Укрэнерго;
  • государственное предприятие (ГП) «Энергорынок»;
  • крупные энергоемкие промышленные предприятия.

Одновременно с развитием оптового рынка электрической энергии создан орган государственного регулирования деятельности субъектов электроэнергетики с помощью механизмов лицензирования, регулирования деятельности природных монополистов, контроля тарифов и процессов ценообразования на оптовом и розничном рынках электрической энергии - Национальная комиссия регулирования электроэнергетики (НКРЭ).

Сегодня в энергетической отрасли Украины сосуществуют элементы частной собственности и централизованное административное управление. Ибо, с одной стороны, государство, выполняя обязательства перед международными финансовыми организациями, согласилось передать в руки частных собственников некоторые областные энергопоставляющие компании (облэнерго), а с другой стороны, не намерено выпускать из своих рук финансовые потоки в энергетике.

Монопольными видами являются деятельность по передаче электрической энергии магистральными и межгосударственными электрическими сетями, а также передача электрической энергии местными (локальными) электрическими сетями, которые в основном принадлежат поставщикам электроэнергии по регулируемому тарифу.
Конкурентным сегментом рынка производителей являются энергогенерирующие компании ТЭС, у которых тарифы на отпуск электрической энергии формируются на основе почасовых ценовых заявок. В настоящее время потребители электроэнергии (кроме населения) имеют право выбрать независимого поставщика электрической энергии или поставщика по регулируемому тарифу.

Основными ориентирами при оценке приемлемости принятой модели энергорынка за истекший период должны быть достижение стабильного устойчивого развития отечественной электроэнергетики, повышение надежности энергообеспечения, технического уровня отрасли, эффективности использования производственных мощностей, увеличение производства электроэнергии и снижение тарифов, привлечение в энергетику инвестиций. Способствовала ли используемая модель энергорынка организации эффективного функционирования энергетики Украины или нет?

Неэффективность формирования закупочных цен на электроэнергию от производителей

Цены покупки электроэнергии от производителей делятся на две группы.

Первая группаэто тарифы, которые «в ручном режиме» формирует Национальная комиссия регулирования электроэнергетики для продажи электроэнергии в Оптовый рынок атомными электростанциями Национальной атомной энергогенерирующей компании ГП НАЭК "Энергоатом", теплоэлектроцентралями, гидроэлектростанциями, ветровыми установками. При этом в тариф для АЭС не заложены огромные затраты на утилизацию ядерного топлива, модернизацию или закрытие атомных реакторов после истечения срока их эксплуатации.

Тариф на передачу электроэнергии по высоковольтным сетям формируется методом «почтовой марки».

Вторая группаэто цены, которые формируются для генерирующих компаний тепловых электростанций по Правилам Оптового рынка электрической энергии.

В англо-уэльской модели энергорынка существенным элементом является рыночный механизм ценообразования на покупную и продаваемую электроэнергию по часам предстоящих суток, реализуемую на конкурентной основе через подачу ценовых заявок и включения в диспетчерский график энергоблоков ТЭС по мере возрастания их заявляемой себестоимости.

В соответствии с правилами энергорынка устанавливается граничная

(предельная, маргинальная) цена, по которой оплачивается электроэнергия, закупленная у производителя. Предельная цена системы представляет собой ценовую заявку наиболее дорогого маневренного энергоблока, участвующего в покрытии графика нагрузки в каждый час предстоящих суток.

В ценовой заявке каждого энергоблока ТЭС отражены реальные производственные затраты при работе блока в заданном режиме исходя из оплаты за электроэнергию, заявленную рабочую мощность, маневренность, дополнительной оплаты за пуски блоков, недовыработку (надвыработку) электроэнергии по условиям работы Объединенной энергосистемы Украины. При формировании указанных платежей (оплат) учитывается выполнение каждым блоком диспетчерского графика нагрузки и в случае, если есть нарушения, которые диспетчер фиксирует в электронном диспетчерском журнале, блоки тепловых электростанций "штрафуются", т.е. уменьшается оплата за проданную ими в Оптовый рынок электроэнергию [1,3].

Производитель заинтересован в снижении затрат, чтобы получить прибыль за счет маржи между предельной ценой и ценой электроэнергии энергоблока . Чем ниже себестоимость производства электроэнергии у энергоблока, тем больше его маржа при продаже электроэнергии ГП «Энергорынок»

(1)

где – цена электроэнергии g – го энергоблока.

На величину маржи в формуле (1) влияет величина предельной цены электроэнергии . В англо-уэльской модели энергорынка высокие значения предельной цены обеспечивают газотурбинные установки (ГТУ) – малоэкономичные пиковые мощности. Из-за низкого КПД цена выработки электроэнергии на ГТУ достаточно высока. А поскольку ГТУ включаются в сеть только в часы максимума нагрузки, это увеличивает предельную цену системы и, следовательно, прибыль производителей электроэнергии. Отношение предельных цен в часы максимума нагрузки и в ночное время в англо-уэльской модели . В структуре генерирующих мощностей ОЭС Украины роль пиковых мощностей выполняют ГЭС с их дешевой электроэнергией и пылеугольные ТЭС с вынужденным остановом на ночь, что сказывается на пределиных ценах на электроэнергию, не вызывая заинтересованности производителей в регулировании режимов электропотребления. Отношение предельных цен на электроэнергию в пиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки ОЭС Украины не превышает . В таких условиях энергогенерирующие компании ТЭС мало заинтересованы в снижении цены поставляемой в энергорынок электроэнергии.

Кроме того, в англо-уэльской модели имеются гарантированные резервы маневренных мощностей, а предложения генерации всегда превышают спрос.

Неэффективность формирования средней оптовой цены на электроэнергию

ГП «Энергорынок» продает электроэнергию поставщикам: энергопередающим компаниям (облэнерго и горэнерго), крупным энергоемким потребителям (участникам Энергорынка) и независимым поставщикам по оптовой рыночной цене. Средняя оптовая рыночная цена формируется на каждый час предстоящих суток как средневзвешенная на основе цен на вырабатываемую производителями электроэнергию с учетом предполагаемой структуры ее производства на тепловых, атомных и гидростанциях.

При определении средней оптовой цены на электроэнергию производители атомной, тепловой и гидроэлектроэнергии ставятся в равные условия по отношению к потребителю и, при этом, вроде бы экономически поддерживается тепловая энергетика, которая сегодня намного затратнее атомной и гидроэнергетики. Но, с другой стороны, в условиях превышения спроса над предложением такой подход убивает конкурентную среду, не способствует повышению эффективности работы генерирующих предприятий, не стимулирует снижение себестоимости производства и замедляет развитие и техническую реконструкцию отрасли.

Британцы же ставили перед собой совершенно иную цель: развивать такие виды производства электроэнергии, которые являются наиболее эффективными и наименее затратными, постепенно избавляясь от неэффективных типов генерирующих компаний. Так, вследствие появления дешевого газа отечественной добычи на морском шельфе и внедрения эффективных газотурбинных технологий, в Великобритании за последние годы значительно развита газовая генерация электроэнергии. При этом существенно снизилось производство электроэнергии на угольных электростанциях, многие из которых были закрыты как неэффективные.

Наличие перекрестного субсидирования как на уровне производителей, так и на уровне потребителей

По Правилам Оптового рынка электроэнергии к средней оптовой цене покупки электроэнергии от производителей добавляется надбавка, которая включает затраты на содержание ГП «Энергорынок», затраты на передачу Национальной энергетической компанией НЭК «Укрэнерго» электроэнергии магистральными и межгосударственными линиями электропередачи, диспетчерский центр, фонд развития ветроэнергетики. Это три основные составляющие надбавки, которые устанавливаются Постановлениями НКРЭ и добавляются почасово к средней цене покупки электроэнергии от производителей [1].

Дотационные сертификаты – ежемесячные объемы компенсации убытков от поставки электроэнергии отдельным категориям потребителей (населению, в том числе льготникам, сельскохозяйственным потребителям). Каждый поставщик за регулированным тарифом защищает в НКРЭ объем дотационных сертификатов, исходя из структуры своих собственных потребителей.

В действующей модели ОРЭ имеет место дотационная система как на уровне производителей, когда, например, АЭС дотируют ТЭС, так и на уровне потребителей. По данным Минтопэнерго оптовая рыночная цена электроэнергии ОРЭ с февраля 2007-го по октябрь 2008-го увеличилась на 76% – до 385,53 грн за 1 МВт·ч (без НДС). Рост цены в октябре 2008 года составил 4%. Получаемые при этом финансовые средства вбрасываются в систему, отличительной особенностью которой является перекрестное субсидирование. Уже сейчас объем этих дотаций посредством дотационных сертификатов превышает миллиард гривен в месяц или 12 миллиардов в год. И чем больше будет расти оптовая цена, тем больше будет объем дотаций для производителей и потребителей.

Цены на электроэнергию ГАК «Укргидроэнерго» и ГП НАЭК «Энергоатом» постоянны и значительно уступают ценам акционерных генерирующих компаний тепловых электростанций:

.

Малая цена электроэнергии ГЭС налагается на высокую цену ТЭС в часы пиков нагрузки, поэтому диапазон изменения оптовых цен в течение суток еще более узок, чем у покупных. В итоге поставщики (облэнерго, крупные промышленные потребители, независимые поставщики) не имеют достаточных стимулов регулировать график нагрузки ОЭС, т. е. уменьшать потребляемую мощность в периоды утреннего и вечернего максимумов и повышать ее ночью, выравнивая тем самым график нагрузки и снижая напряженность энергетического баланса.

Неэффективность формирования розничных тарифов на электроэнергию

Розничные тарифы на электроэнергию, которая поставляется потребителям облэнерго, кроме фиксированных тарифов для населения, формируются как сумма прогнозируемой оптовой рыночной цены (ежемесячно утверждается НКРЭ), тарифа на передачу электроэнергии распределительными сетями, тарифа на поставку электроэнергии (оба тарифа утверждаются НКРЭ отдельно для каждого облэнерго) и предусматривают компенсацию нормативных технических и части нетехнических (коммерческих) потерь электроэнергии при передаче распределительными сетями. Для независимых поставщиков тариф на поставку электроэнергии не регулируется.
Сегодня тарифы на электроэнергию в целом занижены; они компенсируют текущие затраты энергетических компаний, но недостаточны для финансирования или окупаемости инвестиций в электроэнергетике, активы которой, в первую очередь тепловые электростанции и теплоэлектроцентрали, изношены.

В соответствии с Условиями и Правилами осуществления предпринимательской деятельности по поставке электроэнергии на основе оптовой цены областные энергопоставляющие компании рассчитывают розничные тарифы на электроэнергию по классам напряжения (1 класс – 154-35 кВ и 2 класс – 10-0,38 кВ) по формуле


(2)


где i – группа потребителей; j – класс напряжения распределительных сетей; – средняя оптовая цена покупки электроэнергии с ОРЭ на расчетный месяц; по расчетам НКРЭ удельный вес оптовой цены в розничной цене электроэнергии составляет около 80 процентов; экономические коэффициенты нормативных технологических потерь электроэнергии на ее передачу через распределительные сети соответствующего класса напряжения.

Тариф на передачу электроэнергии распределительными сетями j – го класса напряжения и тариф на поставку электроэнергии i – му потребителю . регулируются НКРЭ Украины.

Система средних розничных тарифов на электроэнергию по классам напряжения потребителей не учитывает неравномерность режимов производства и потребления электроэнергии по зонам суток.

Чтобы отразить неравномерность удельных затрат на производство электроэнергии, связанную с резко выраженными в течение суток колебаниями потребности в электроэнергии, НКРЭ ввело в практику расчетов с потребителями зонные тарифы на электроэнергию.

Постановлением НКРЭ от 06.12.02. № 1358 ставка зонного тарифа для потребителей j-го класса напряжения определяется путем умножения розничного тарифа для потребителей j-го класса напряжения Тj на тарифный коэффициент kt соответствующего периода суток

j=1,2; t=н, пп, п.

Величины тарифных коэффициентов и продолжительность зонных периодов приведены в таблице.


Таблица. Тарифные коэффициенты и продолжительность зонных периодов
н – ночной, пп – полупиковый, п – пиковый

Период времени

Тарифные коэффициенты

Продолжительность

периода времени, ч

Ночной

0,4

7

Полупиковый

1,2

11

Пиковый

1,85

6


Выбор тарифных коэффициентов (см таблицу) не учитывает конфигурацию суточных графиков нагрузки потребителей j-го класса напряжения в различных энергопередающих компаниях. Тарифные коэффициенты не могут быть одинаковы для всех облэнерго, поскольку их суточные графики нагрузки имеют различную конфигурацию. Очевидно, что для облэнерго с плотными графиками нагрузки (коэффициент неравномерности kнер=Рмин/Рмах≥0,85) и для облэнерго с острыми утренними и вечерними пиками (kнер≈0,6) для выравнивания их графиков нагрузки (т.е. приближение коэффициентов неравномерности к единице) необходимы различные тарифные коэффициенты в соответствющих периодах суток. Следовательно, у каждого облэнерго должны быть свои тарифные коэффициенты.

Кроме того, величины тарифных коэффициентов и, следовательно, тарифные ставки, дифференцированные по зонам суток, должны быть выбраны такими, чтобы при их применении суммарная плата по среднему тарифу не изменилась. Плата, получаемая по зонным тарифам от потребителей j- го класса напряжения в течение суток, должна покрывать расчетные затраты энергопередающей компании на электроснабжение указанных потребителей. Между тем плата, получаемая по льготному тарифу в ночной период от потребителей электроэнергии, не будет покрывать расчетные затраты энергопередающей компании в ночное время. В целях компенсации потребители должны нести дополнительные затраты, например, в часы максимумов нагрузки, причем дополнительные затраты в часы максимумов должны быть равны экономии затрат в ночной период [4]. Действующие сейчас тарифные коэффициенты не обеспечивают баланс затрат, т.е. экономия затрат в ночной период не равна (≠) перерасходу затрат в полупиковый + пиковый периоды. Следовательно, промышленным потребителям невыгодно применять введенные Постановлением НКРЭ от 06.12.02 № 1358 тарифные коэффициенты для каждого периода суток.

Между тем научнообоснованные пропорции между тарифными ставками различных зон графика нагрузки могли бы стать важным фактором энергосберегающей политики. Стимулируя выравнивание суточного режима электропотребления, они способствуют снижению расхода топлива за счет улучшения режима работы оборудования, уменьшения числа пусков и остановов котлов и турбин (на пуск одного энергоблока мощностью 300 МВт затрачивается 70 т мазута).

Отсутствие резко выраженной максимальной нагрузки ОЭС снизит потери электроэнергии в линиях, трансформаторах и т.д. Снизится необходимость вводов в период максимума нагрузки неэкономичных пиковых электростанций, перевода в форсированный режим всех генерирующих мощностей, что приведет к экономии топлива и т.д.

Крупным недостатком действующей системы розничных тарифов на электроэнергию является тот факт, что концепция их формирования основана на затратной методике (затраты + норма рентабельности) и жестко регулируются НКРЭ. В развитых странах тарифы формируются по предельной (замыкающей) стоимости электроэнергии (топлива), определяемой удельным приростом затрат по ОЭС в целом на 1 кВт·ч дополнительной выработки электроэнергии в долгосрочный период.

Таким образом, дифференцирования системы розничных тарифов лишь по классам напряжения (причем всего по двум классам напряжения) и по зонам суток явно недостаточно. В формировании системы розничных тарифов на электроэнергию отсутствует комплексный подход. Так, например, во Франции тарифы на электроэнергию дифференцированы по напряжению, заявляемой мощности и продолжительности ее использования, объему потребляемой электроэнергии, зонам суток, сезонам года. Каждому потребителю предоставлено право выбора из 196 вариантов (опций) тарифных ставок подходящий для него вариант в соответствии с его режимом потребления и финансовыми возможностями на основе расчетов и сравнений. В итоге во Франции практически все потребители рассчитываются за электроэнергию по дифференцированным тарифам и эффективно участвуют в регулировании графика суммарной нагрузки, выигрывая при этом в величине платы за потребленную электроэнергию и мощность [5].

В Украине система дифференцированных тарифов на электроэнергию не стала приоритетным направлением научно-технологического развития отрасли; не выполняет регулирующей функции, т.е. не стимулирует потребителей к выравниванию суточного графика нагрузки и снижению напряженности энергетического баланса; не способствует самофинансированию отрасли; не стала важным факторов энергосберегающей политики.

Расчет тарифов по формуле (2) основан на покрытии заявленных расходов и в условиях отсутствия конкуренции в производстве и распределении энергии не способствует снижению затрат, сохраняя сколь угодно долго малоэкономичные производство и передачу электроэнергии. На уровни тарифов в первую очередь должны оказывать влияние конъюнктура рынка, и формироваться они должны на основе свободных договорных отношений между производителями и потребителями электроэнергии, что возможно лишь в условиях оптового и потребительского рынков, акционирования и приватизации энергетических предприятий.

Неурегулированны вопросы, связанные с потерями электроэнергии на ее передачу в распределительных сетях

Согласно формуле (2) точность расчета розничных тарифов на электроэнергию зависит от точности расчета экономических коэффициентов нормативных технологических потерь , которые, в свою очередь, определяются с помощью нормативных технологических потерь. По данным Минтопэнерго в 2007 году нормативная величина технологических потерь электроэнергии в ОЭС Украины достигла 22,4 млрд. кВт∙ч или 12,65% от поступления электроэнергии в сети.

Сверхнормативная (коммерческая) составляющая технологических потерь – 0,5 млрд кВт·ч или 0.27 %.

Величина общих технологических потерь электроэнергии на ее передачу электрическими сетями Минтопэнерго всех классов напряжения составила 22,9 млрд. кВт∙ч или 12,92% общего отпуска электроэнергии в сети.

По отдельным энергопередающим компаниям нормативные потери еще больше, например, в Черновцыоблэнерго – более 20 %.

Приведенные значения нормативных технологических потерь электроэнергии на передачу по электрическим сетям рассчитаны с помощью действующего в настоящее время в Украине нормативного документа ГНД 34. 09.104-2003 Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-154 кВ, аналізу його складових і нормування технологiчних витрат електроенергiї, який затверджено наказом № 757 Мінпаливенерго України від 17.12.03 [6].

Указанная Методика представляет собой отрывистые, не связанные между собой сведения, заимствованные, в основном, из статей московских авторов (без ссылок). Перегружена известными формулами, которые используются, в основном, при решении проектных, а не эксплуатационных задач. Распределительная сеть представлена большей частью упрощенно эквивалентными сопротивлениями агрегированных элементов (линий, трансформаторов); не предусмотрен контроль показателей надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергии, поэтому вызывает сомнение факт, что, например, в Черновцыоблэнерго нормативные потери могут превышать 20 % без потери качества электроснабжения электроприемников по напряжению; в радиальной распределительной сети поэлементный расчет потерь в трансформаторах вообще не предусмотрен, а используются групповые эквивалентные сопротивления трансформаторов определенной ступени напряжения и суммарный пропуск электроэнергии; расчет потерь в ЛЭП производится «сверху-вниз», т.е. по замерам потока электроэнергии в головном участке фидера. Поскольку поток в головном участке может содержать и несанкционированный отбор электроэнергии, то результат расчета норматива потерь будет явно завышенным и т.д.

В Методике нет экономического обоснования уровня нормативных потерь, что делает нормирование важнейшим организационным инструментом стимулирования энергопередающих компаний к проведению экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь электроэнергии. Сейчас весьма приближенный результат расчета технологических потерь выдается за норматив потерь.

Между тем норматив технологических потерь используется для расчета розничных тарифов на электроэнергию и для формирования ежемесячного баланса выработанной и потребленной электроэнергии [7].

Небаланс платежей в ОРЭ

За основу всех финансовых расчетов между ГП "Энергорынок" и субъектами ОРЭ принимаются показания счетчиков электроэнергии и датчиков телемеханики, которые ГП "Энергорынок" «в ручном» режиме в виде специальных табличных форм получает от структурных подразделений НЭК "Укрэнерго" и один раз в месяц использует для обобщения данных о том, сколько электроэнергии поступило от генерирующих компаний и направлено в магистральные сети НЭК "Укрэнерго", сколько электроэнергии получили распределительные компании из магистральных сетей НЭК "Укрэнерго". Но если счетчики имеют соответствующий метрологический сертификат, который разрешает использовать их для коммерческих расчетов, то датчики телемеханики можно использовать только для технологических потребностей из-за их недопустимо большой погрешности измерений.

Несмотря на конкретное целевое различие, показания обоих видов учетных приборов используются, кроме коммерческих расчетов, еще и для формирования ежемесячного баланса выработанной и потребленной электроэнергии в Украине, распределения "разницы" между фактическими (на основе измерительных приборов) и расчетными значениями так называемых нормативных потерь электроэнергии при ее транспортировании. Трудности балансирования усугубляются отсутствием в Украине автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) и полное отсутствие АСКУЭ бытовых потребителей (АСКУЭ БП). Показания приборов вносятся в обобщающие учетные формы для дальнейших финансовых расчетов между субъектами ОРЭ, преимущественно, «в ручном режиме». Далее эти цифры поступают должностным лицам ГП «Энергорынок» и фактически без объективной независимой проверки используются для финансовых расчетов между электрогенерирующими и распределительными компаниями. Кроме того, на базе этих технических данных во взаимодействии с тем же НЭК «Укрэнерго» ГП «Энергорынок» раз в месяц формирует баланс выработанной и потребленной электроэнергии в Украине и распределяет разницу (небаланс). По разным оценкам (в зависимости от регионов и структуры их потребителей) указанный небаланс достигает 25-30% в месяц. Стоимость этого небаланса после его «перераспределения», как правило, перекладывается на конечных потребителей и в первую очередь на промышленность.

Безадресность поставки электроэнергии потребителям

В соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии Украины вся выработанная энергогенерирующими компаниями энергия поступает в ГП «Энергорынок» т.е. безадресно к конкретному потребителю, а плату за поставленную электрическую энергию потребитель вносит на текущий счет оптового энергопоставщика в уполномоченном банке. Из текущего счета оптового поставщика электрической энергии отмеченные средства направляются:

  • энергогенерирующим компаниям и другим субъектам предпринимательской деятельности, которые осуществляют продажу электрической энергии оптовому поставщику электрической энергии;
  • предприятию, которое осуществляет диспетчерское управление объединенной энергетической системой и передачу электрической энергии магистральными электрическими сетями;
  • на текущий счет оптового поставщика электрической энергии;
  • другим лицам, которые имеют право на получение средств из инвестиционной составляющей оптового тарифа на электрическую энергию, утвержденной НКРЭ Украины, в том числе на общее финансирование развития нетрадиционных источников электрической энергии.

Таким образом, вся произведенная электроэнергия продается в Оптовый рынок, а потом по усредненной цене покупается поставщиками (энергопоставляющими компаниями), которые затем продают ее потребителям. Оплата электроэнергии проводится по той же схеме, что и продажа, через централизованный расчетный счет: деньги со счетов региональных энергопоставляющих компаний через систему транзитных счетов ежесуточно аккумулируются на едином счету, а затем распределяются в обратном порядке. При этом часть средств направляется не на нужды энергетики. А распределение оставшегося происходит вовсе не по принципу реальной прибыльности каждого из участников оптового рынка.

Минтопэнерго, официально управляющее процессом распределения средств, давало согласие и на отчисление некоторой суммы с общего счета на нужды бастующих шахтеров, и на не согласованное с участниками оптового рынка централизованное погашение долгов отдельных компаний перед поставщиками топлива. Из сказанного понятно, почему государственные органы не заинтересованы в децентрализации финансовых потоков в энергетике, однако их действия приводят к вымыванию средств из отрасли.

Главной особенностью модели ОРЭ в Украине является система распределительных счетов со специальным режимом использования, через которые осуществляются расчеты за электрическую энергию между участниками ОРЭ [1]. Распределительные счета открываются каждому облэнерго и оптовому поставщику электроэнергии, однако они не имеют права самостоятельно распоряжаться перечисляемыми на эти счета средствами. Алгоритм распределения средств, как правило, устанавливается советом ОРЭ и утверждается регулирующим органом. В соответствии с алгоритмом каждый из участников ОРЭ получает отчисления с распределительных счетов, на которых аккумулируются платежи потребителей за электроэнергию.
В практике функционирования ОРЭ распределительные счета используются НКРЭ также как инструмент административного регулирования деятельности облэнерго. Например, уменьшение отчислений с распределительных счетов на текущие счета облэнерго применяется НКРЭ как санкция, в частности за неполную оплату купленной электроэнергии, за превышение норматива технических и коммерческих потерь и т. д.

Главным недостатком такой схемы стала изоляция производителей и потребителей электроэнергии друг от друга. Как следствие - производители не отвечали за качество электроэнергии и за практиковавшиеся в последние годы отключения от сети даже исправно выполняющих свои обязательства потребителей. Потребители, в свою очередь, не имея четких обязательств перед конкретным производителем электроэнергии, часто не платили за электроэнергию областным энергораспределяющим компаниям, у которых появились задолженности перед Энергорынком. Следовательно, существующая система финансовых отношений на рынке электроэнергии неэффективна, ибо она, создавая искусственные барьеры между производителями, поставщиками и потребителями, не предусматривает механизмов взаимной ответственности между ними.

Выводы

Действующая модель украинского оптового рынка электроэнергии уже исчерпала себя, и Украине следует переходить на прямые договора, как это делается во всем мире. Несмотря на наличие органов управления договорного объединения его членов (общее собрание, совет ОРЭ), независимого аудитора и арбитражной комиссии для решения споров между участниками рынка, ОРЭ не стал саморегулируемой рыночной структурой.

Литература

  1. Закон України «Про Електроенергетику» від 27.04.2007 із змінами і доповненнями, внесенними Законами України.
  2. Кальченко В.М. Оптовий ринок електричної енергії України: функціонування, проблеми, досвід та перспективи // Энергетика и электрификация.- спецвыпуск- 2001.-август.
  3. Продан Ю.В. Державне регулювання електроенергетики та формування тарифної і цінової політики України //Энергетика и электрификация.- спецвыпуск-2001.-август.
  4. Дерзский В.Г. Расчет тарифных коэффициентов по зонам суток к розничным тарифам для промышленных потребителей //Энергетическая политика Украины.-2004.-№ 6.
  5. Чекаленко М.И. Тарифы на электроэнергию во Франции // Энергетика и электрификация.-1996.-№ 3.
  6. ГНД 34.104-2003 Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-154 кВ, аналізу його складових і нормування технологічних витрат електроенергії. Затверджено наказом № 757 Мінпаливенерго України від 17.12.03.
  7. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Обоснование уровня нормативных потерь электроэнергии в распределительных сетях //Энергетика и электрификация.-2007.-№ 12.