Внедряемая структура рынка электроэнергии предоставит предприятиям-потребителям инструменты, за счет эффективного использования которых в среднесрочной перспективе они смогут экономить на обеспечении себя электроэнергией 1,5-2,0 млрд долл. в год. Многие из таких инструментов будут доступны уже в ближайшее время.

    Реформа электроэнергетики набрала ход. Уже зафиксирована компоновка оптовых генерирующих компаний (ОГК) и активно идут обсуждения механизмов их продажи; создано ОАО <эФСК ЕЭС> и близка к утверждению компоновка межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК); продолжаются обсуждения компоновки территориальных генерирующих компаний (ТГК) и механизмов их формирования; наконец, запущен и наращивает объемы сектор свободной торговли электроэнергией.
    Все эти действия проводятся в целях преобразования структуры субъектов, вовлеченных в поставку энергии, а также механизмов их взаимодействия с потребителями. Что же касается самих потребителей, то, несмотря на приобретение несколькими крупнейшими финансово-промышленными группами (ФПГ) пакетов акций РАО <эЕЭС России> и энергосистем, подавляющее большинство предприятий пока мало вовлечены в орбиту реформ.
    Являясь наряду с поставщиками и инфраструктурными организациями важнейшими фигурами на рынке, промышленные потребители также должны будут изменить свои подходы к взаимодействию с ним. Но, в отличие от поставщиков электроэнергии, реформирование производств которых проходит по общим принципам, каждый из промышленных потребителей должен будет определять свои действия и время их осуществления самостоятельно. Для многих этот выбор окажет заметное влияние на успешность бизнеса в целом.
    Набор задач, стоящих перед промышленными потребителями, мало меняется со временем и включает:
    1. Снижение затрат и рисков, связанных с потреблением энергии. Здесь можно выделить следующие подзадачи:

• снижение средней стоимости единицы потребляемой энергии;
• снижение объемов потребления энергии;
• защита от рисков, связанных с колебаниями цен.
      2. Развитие электроэнергетики как самостоятельного направления бизнеса.
      Вторую задачу ставят перед собой лишь относительно немногие компании, и автор не будет детально на ней останавливаться. Что же касается первой задачи, то за ближайшие несколько лет принципиально изменится как степень ее важности, так и набор инструментов для ее решения (рис. 1).
      Оставаясь основной категорией потребителей электроэнергии, промышленные потребители и транспорт потребляют свыше 2/3 объема электроэнергии в стране (без учета потерь) (рис. 2) и ежегодно тратят на нее около 15 млрд долл. При существующем подходе к закупкам электроэнергии под влиянием роста цен и объемов потребления через 5-7 лет этот показатель, вероятно, превысит 25 млрд долл. в год вследствие значительного роста цен, а также объемов потребления (подробнее об этом пойдет речь ниже).
      Реформирование рынка электроэнергетики коренным образом изменит его структуру и значительно расширит арсенал инструментов, которыми будут располагать промышленные потребители для взаимодействия с поставщиками и получения необходимой электроэнергии. При грамотном и продуманном использовании предоставляемых инструментов промышленные компании могут сократить свои расходы на электроэнергию по крайней мере на 5-10%, что в абсолютном выражении означает ежегодную экономию в масштабе около 1,5-2,0 млрд долл. в год через 5-7 лет.
      Многие из таких инструментов появятся в распоряжении промышленных потребителей уже в ближайшее время. Активное использование этих средств не только принесет краткосрочные финансовые выгоды, но и позволит выстроить и отладить механизмы максимизации экономии и защиты от рисков к тому моменту, когда их потенциал станет наиболее ощутимым.
      В этой статье предлагается рассмотреть на реформу электроэнергетики с точки зрения промышленных потребителей, остановившись на их задачах и важности, на инструментах решения задач и механизмах использования этих инструментов. В частности, будут затронуты следующие вопросы:
  
• объемы потребления электроэнергии и перспективы их развития;
• перспективы развития оптовых цен на электроэнергию;
• инструменты, которые появляются в распоряжении потребителей:
      а) для снижения средней стоимости единицы потребляемой электроэнергии;
      б) для снижения объемов потребления электроэнергии;
      в) для защиты от рисков, связанных с колебаниями оптовых цен на электроэнергию;
  
• оптимизация управленческих механизмов компаний для оптимального использования упомянутых выше инструментов.
  

      Объемы потребления электроэнергии в России
      Начнем с обсуждения объемов потребления электроэнергии и перспектив их изменения.
      Широко распространено мнение, что по эффективности использования электроэнергии Россия намного уступает развитым странам. Обычно основанием для этого утверждения служит сравнение электроемкости ВВП России и других стран. Под электроемкостью ВВП страны понимается отношение объема потребления электроэнергии к ВВП соответствующей страны, переведенному в долларовый эквивалент по текущему курсу соответствующего периода, - назовем этот показатель электроемкостью ВВП по текущему курсу.
      Электроемкость российского ВВП по текущему курсу действительно в 2 раза превышает показатели Центральной Европы (Польша, Чехия, Венгрия) и более чем в 5 раз - уровень развитых стран (Германия, Франция, США), включая страны с холодным климатом (Канада, Финляндия, Швеция).
      Оцененный таким образом потенциал снижения электроемкости экономики и соответственно абсолютных объемов потребления значительно преувеличен. Для более точной оценки следует использовать ВВП сравниваемых стран, переведенные в долларовый эквивалент по паритету покупательной способности (ВВП по ППС). Такая оценка, во-первых, более адекватно отражает сравнительный <эфизический> объем экономик различных стран (так как учитывает разницу во внутренних ценах на аналогичные товары и услуги) и, во-вторых, не зависит от краткосрочных колебаний валютного курса.
      На рис. 3 представлено среднедушевое потребление электроэнергии в различных странах OECD (Организации экономического сотрудничества и развития) в зависимости от размера среднедушевого ВВП по ППС. Как и следовало ожидать, объем потребления электроэнергии зависит не только от степени экономической развитости страны, но и от ее климата. У развитых стран с холодным климатом (Канада, Финляндия, Швеция, Норвегия) электроемкость ВВП по ППС почти в 2 раза выше показателей развитых стран с умеренным климатом (Германия, Франция, Канада).
      При таком подходе разница между электроемкостью российской экономики и экономик других стран не так бросается в глаза, но остается по-прежнему заметной. Электроемкость развитых стран с холодным климатом в среднем на 10-15% ниже показателей России, а электроемкость стран с умеренным климатом - на 50-60% (рис. 4).
      Учитывая географическое распределение населения и промышленного производства России, можно приблизительно оценить минимальный потенциал снижения энергоемкости ВВП России в 20-30% от существующего уровня.
  

      Перспективы развития объемов потребления
      Чтобы понять, каким образом вышеозначенный потенциал может быть реализован, давайте сначала выясним, как он возник.
      Рост энергоемкости экономики России наблюдался прежде всего в период спада в 1990-1998 гг., когда снижение производства не сопровождалось пропорциональным снижением потребления электроэнергии. В результате в 1998 г. энергоемкость российской экономики превысила уровень 1990 г. на 30%, а удельное потребление электроэнергии в промышленности - более чем на 40%.
      Такой скачок был вызван двумя взаимосвязанными факторами. Во-первых, несмотря на снижение объемов производства, а зачастую и утрату экономического смысла своей деятельности, многие промышленные предприятия продолжали функционировать, не пытаясь ограничить потребление электроэнергии. И происходило это в значительной мере под влиянием второго фактора: цены на электроэнергию в России (даже для промышленных потребителей) были и остаются очень низкими - намного ниже, чем в развитых странах. Кроме того, в середине 1990-х гг., в условиях экономики бартера и частых неплатежей, подобные долги иногда попросту игнорировались.
      Оба упомянутых фактора теперь постепенно теряют свою значимость.
      За последние 5 лет (1999-2003 гг.) ВВП России вырос более чем на 30% в реальном выражении, а потребление электроэнергии - не более чем на 10%. С постепенным возвращением российской экономики к <эдореформенному> уровню потребление электроэнергии в стране развивается по траектории, приблизительно на 10% менее энергоемкой, чем 10 лет назад (рис. 5).
      Тенденция к более экономичному потреблению, вероятно, сохранится, в частности, по причине того, что оптовые потребители будут уделять больше внимания снижению энергопотребления. И вынуждать их к этому будет изменение уровня цен на электроэнергию, которые, с нашей точки зрения, за ближайшие 5-7 лет значительно вырастут.
  

      Перспективы изменения оптовых цен на электроэнергию
      В этой статье не ставится задача дать точный количественный прогноз изменения цен на электроэнергию. Решение такой задачи требует сложного количественного моделирования, которое, впрочем, тоже не гарантирует надежность результата. Для наших целей достаточно ограничиться качественным анализом ситуации.
      Можно выделить 5 основных факторов, которые будут влиять на динамику оптовых цен на электроэнергию в ближайшие 5-7 лет (рис. 6):
      1. Снижение перекрестного субсидирования промышленными потребителями населения будет иметь место в связи с непосредственным выходом промышленных потребителей в оптовый сегмент рынка.
      2. Перераспределение нагрузки в пользу более эффективных генерирующих мощностей произойдет вследствие усиления конкуренции в оптовом секторе рынка.
      3. Повысятся внутренние цены на первичные энергоносители. Прогнозируемый рост внутренних цен на газ мало для кого является неожиданностью. Количественные оценки этого показателя разнятся, но в любом случае он исчисляется десятками процентов. Энергетическая стратегия России, утвержденная Правительством РФ в августе 2003 г., предполагает, что только за 2004-2006 гг. цены на газ для промышленных потребителей вырастут приблизительно на 40% в реальных рублях и на 60% в долларах США (разница объясняется усилением реального курса рубля). Согласно этому же документу для обеспечения необходимого роста инвестиций в газовую отрасль к 2010 г. внутренние цены на газ в реальных рублях должны вырасти не менее чем в 2 раза (долларовый рост будет еще более впечатляющим). Газ составляет до 70% топливного баланса тепловых электростанций России - на него приходится 50-65% всех затрат средних по производительности газовых электростанций. Наконец, именно тепловые электростанции занимают полупиковую зону кривой предложения и будут определять средний уровень оптовых цен в условиях конкурентного рынка. Сопоставляя эти факты, мы можем дать приблизительную оценку влияния роста внутренних цен на газ на уровень оптовых цен на электроэнергию.
      4. Снижение операционных затрат используемых генерирующих мощностей (исключая затраты на топливо) произойдет вследствие конкурентного давления в оптовом секторе рынка.
      5. Возникнут потребности в инвестициях. Вероятность возникновения дефицита генерирующих мощностей и необходимость привлечения инвестиций для его предотвращения приводились как важнейшие аргументы в пользу реформы с начальных стадий ее обсуждения. На сегодняшний день износ активной части фондов в электроэнергетике составляет 60-65%. Через 5-7 лет при отсутствии масштабных частных капитальных вложений этот показатель превысит 70%. Наряду с ростом потребления электроэнергии это сделает совершенно очевидной необходимость капитальных инвестиций в электроэнергетические объекты. Для обеспечения окупаемости таких инвестиций существующий на сегодняшний день уровень оптовых цен явно недостаточен и должен быть кардинально увеличен.
      Количественные оценки влияния указанных факторов на уровень оптовых цен на электроэнергию (рис. 5) очень приблизительны.
      На их основе мы хотим сделать лишь следующий вывод: в ближайшие 5-7 лет влияние <эповышающих> факторов на уровень оптовых цен на электроэнергию (повышение внутренних цен на первичные энергоносители и обострение потребности в строительстве новых мощностей), вероятно, будет более значимым, чем влияние <эпонижающих> факторов (снижение перекрестного субсидирования розничных потребителей оптовыми, перераспределение нагрузки в пользу более эффективных генерирующих мощностей, снижение операционных затрат производителей электроэнергии). В результате на этом временном отрезке нас может ожидать значительный - по меньшей мере в 1,5-2 раза в сопоставимых рублевых ценах - рост оптовых цен.
      При таком развитии уровня оптовых цен на электроэнергию необходимость оптимизации взаимодействия с рынком электроэнергии для решения вышеперечисленных задач будет осознаваться промышленными потребителями постепенно, но неминуемо. Первыми подобную необходимость поймут компании наиболее энергоемких секторов - таких, например, как черная и цветная металлургия, химия, нефтехимия, производство цемента. За ними по мере повышения цен на электроэнергию последуют и потребители других отраслей.
      Несмотря на постепенное внедрение этой идеи, значительная часть инструментов оптимизации будет доступна уже в ближайшее время. Разумное их использование может позволить промышленным потребителям уже сейчас получить заметные дивиденды и наращивать их в дальнейшем.
  

      Снижение средней стоимости единицы потребляемой электроэнергии
      Начнем с инструментов, которые могут быть использованы для снижения средней стоимости единицы потребляемой электрической энергии.
      Первый из них - осуществление части закупок электроэнергии непосредственно на оптовом рынке, а не только у своей энергосистемы, что в большинстве случаев наблюдается сейчас. Прямые закупки в оптовом секторе позволят промышленным потребителям уйти от необходимости субсидировать население за счет своих завышенных тарифов, как это происходит при закупках через энергосистему.
      Кроме того, функционирующий в настоящий момент механизм оптового рынка более благоприятен для покупателей, чем для поставщиков. Начиная с января 2004 г. оптовые поставщики, по сути, вынуждены продавать до 15% от своих поставок через конкурентный сектор, так как на ФОРЭМе они могут получить компенсацию только за 85% от своей мощности. В то же время покупатели сохраняют право не покупать в конкурентном секторе, если находят это нецелесообразным. Такая структура, очевидно, приводит к снижению цен в конкурентном секторе. Разумеется, преимущество покупателей в конкурентном секторе - лишь временное явление, связанное с издержками переходной модели рынка. Тем не менее пока это преимущество в силе, почему бы им не воспользоваться?
      Возможности непосредственного выхода потребителей в оптовый сектор значительно расширились с началом деятельности и активным развитием сектора свободной торговли. Запущенный с ноября 2003 г. конкурентный сектор оптового рынка электроэнергии в феврале 2004 г. уже охватывал около 6% от объемов оптового рынка электроэнергии.
      В решении о предоставлении конкретному потребителю права оперировать в конкурентном секторе оптового рынка <эполитическая> составляющая не так значительна, как в случае с выходом в регулируемый сектор - ФОРЭМ. Отчасти это может быть связано с тем, что даже после получения права оперировать в конкурентном секторе объемы закупок каждого потребителя ограничены <эверхней планкой> в 30% от его общего объема потребления. Но, во-первых, 30% - это в общем немало. А во-вторых, очевидно, что эта планка будет постепенно повышаться, чтобы уже через 3 года достичь 100%. При такой динамике можно ожидать, что уже через год с небольшим потребители, вышедшие в конкурентный сектор, смогут закупать там до половины объема своего потребления.
      Основные препятствия для выхода потребителя в конкурентный сектор, в отличие от ФОРЭМа, возникают не на национальном, а на региональном уровне. Связаны они с нежеланием энергосистем <эотпускать> промышленных потребителей, завышенные тарифы которых позволяют поддерживать относительно низкие тарифы для населения соответствующего региона. Чтобы часть их потребления не перешла в оптовый сегмент, энергосистемы зачастую, по сути, отказывают потребителям в заключении договоров на передачу электроэнергии или (за счет отношений с местными регуляторами) искусственно завышают тарифы на такие услуги. Подобная тактика региональных энергетиков и регуляторов, конечно, не стимулирует потребителей к выходу в оптовый сектор, но и не является непреодолимым препятствием для компаний, посчитавших такой выход целесообразным.
      Другой инструмент снижения средней стоимости единицы потребляемой электроэнергии - планирование основных операций с учетом краткосрочных (внутридневных) колебаний цен на электроэнергию. Дело в том, что разница между уровнем оптовых цен на электроэнергию в часы пикового и часы минимального потребления исчисляется десятками и сотнями процентов (см. ниже анализ колебаний оптовых цен на электроэнергию). В связи с этим для компаний со значительной долей электроэнергии в структуре затрат даже частичный сдвиг наиболее энергоемких технологических операций на периоды низких цен может привести к значительному экономическому эффекту. Тот факт, что в настоящий момент внутридневные колебания цен в конкурентном секторе оптового рынка не столь значительны, объясняется в основном особенностью действующей модели переходного периода. Как только будет введен в действие полноценный конкурентный оптовый рынок, внутридневные колебания неминуемо вырастут.
  

      Снижение объемов потребления электроэнергии
      <эЧтобы тратить меньше денег на электроэнергию, нужно меньше ее потреблять>. Ученые не выработали единого мнения относительно происхождения этого афоризма. Разные школы приписывают его философам древности или Винни-Пуху. Но в истинности утверждения не сомневается никто.
      А если говорить серьезно, то очевидно, что снижение потребления электроэнергии - не менее важный способ сокращения затрат на нее, чем снижение средней стоимости единицы потребляемой энергии. Однако для каждого конкретного предприятия решение задачи сокращения объемов потребления связано со спецификой его взаимодействия с рынком электроэнергии в значительно меньшей степени, чем решение задачи снижения себестоимости единицы электроэнергии. В большей степени решение зависит от производственных операций предприятия по его основному виду деятельности, от структуры его производственных активов и оборудования.
      Среди возможных инструментов сокращения объемов потребления следующие:
  

• выведение из эксплуатации неэффективных и малозагруженных мощностей, которые тем не менее сохраняют свой минимальный <эфоновый> объем потребления;
• инвестиции во внедрение новых технологий основного производства, в числе достоинств которых, помимо всего прочего, - большая энергоэффективность.
      Оптимальный набор действий по сокращению объемов потребления очень индивидуален для разных предприятий, и поэтому не будет затрагиваться подробно в этой статье.
      
      Защита от рисков, связанных с колебаниями цен на электроэнергию
      Сама природа электроэнергии как товара приводит к тому, что в условиях конкурентного рынка цены на нее подвержены значительным колебаниям. Электроэнергию нельзя хранить в промышленных масштабах, а значит, нельзя создавать <эбуферные> запасы, которые могли бы использоваться для удовлетворения краткосрочных скачков спроса и пополнение которых могло бы загружать мощности производителей в периоды падения спроса. Масштабы колебаний оптовых цен зависят от модели рынка и структуры производства и потребления, но сами колебания неизбежны.
      Существующие в настоящий момент колебания оптовых цен на электроэнергию в конкурентном секторе невелики. Прежде всего это связано с тем, что у его участников остается возможность оперативно покинуть данный сектор, переключившись на альтернативные способы реализации или покупки электроэнергии, если он предлагает слишком низкие или, наоборот, слишком высокие цены (если цены достаточно низкие, переход из конкурентного сектора в регулируемый может иметь смысл даже для поставщиков, несмотря на потерю части оплаты мощности). С уменьшением возможностей таких переключений колебания цен в оптовом секторе значительно возрастут.
      Конечно, существуют компании, которые строят свой бизнес на колебаниях и рисках. Но задача большинства - сгладить колебания и защититься от рисков. В условиях российского оптового рынка электроэнергии можно выделить три основных инструмента такой защиты.
      Первый из них - двусторонние договоры. В настоящий момент основной формой торговли в конкурентном секторе является торговля на сутки вперед (<эспотовая торговля>), при которой цены определяются отдельно для каждого часа следующих суток в зависимости от соотношения спроса и предложения, а сами контракты обезличены (участники рынка взаимодействуют с Администратором торговой системы, а не друг с другом). Такому механизму торговли свойственен значительный уровень колебаний цен. По причинам, указанным выше, в конкурентном секторе российского оптового рынка эти колебания пока еще не ярко выражены. Но с его расширением ситуация заметно изменится.
      При этом почасовая торговля на сутки вперед - не единственный механизм, предусмотренный моделью оптового рынка России. Правила рынка позволяют заключать непосредственные двусторонние договоры между поставщиком и потребителем, которые будут снижать риски обеих сторон. Пока такие договоры распространены в меньшей степени, чем спотовая торговля (если не считать взаимоотношений между географически близкими потребителями и производителями электроэнергии, аффилированными с одними и теми же финансово-промышленными группами). Но распространение такой формы взаимодействия - одно из важнейших направлений развития конкурентного рынка.
      Второй из возможных инструментов - частичная вертикальная интеграция бизнеса путем приобретения электрогенерирующих активов или строительства новых.
      При существующем уровне оптовых цен на электроэнергию инвестиционные проекты по строительству новых электрогенерирующих объектов становятся рентабельными лишь при наличии у них дополнительных преимуществ. Например, проекты по строительству относительно небольших (до 200 МВт) и в общем недешевых (по объему инвестиций в расчете на установленную мощность) парогазовых электростанций (ПГУ) становятся привлекательными для нефтяных компаний во многом потому, что у них имеется в наличии попутный газ. Он, во-первых, достается им практически бесплатно как побочный продукт добычи нефти, а во-вторых, вследствие неразвитости газотранспортной сети в большинстве мест его добычи крайне ограничены альтернативные возможности применения попутного газа, основной из которых зачастую продолжает оставаться его сжигание. Себестоимость электроэнергии, производимой на таких ПГУ, имеет достаточно высокую постоянную (амортизация основных средств, оплата труда, ремонт и обслуживание), но при этом очень низкую переменную составляющую (топливо). Следовательно, приобретение такой электроэнергии - экономически привлекательная альтернатива закупкам у местной энергосистемы и даже в оптовом секторе рынка.
      Во многих других случаях приобретение собственного источника электрической энергии за счет строительства новых генерирующих мощностей пока еще не является экономически оправданным.
      Подчеркнем, что сказанное выше относится к строительству объектов, главное назначение которых - обеспечить их собственников электрической энергией. В плане снабжения тепловой энергией сложилась иная ситуация, во многом объясняющаяся различиями структуры рынков электрической и тепловой энергии. Во-первых, рынки тепла по своей сути являются и всегда останутся региональными. Межрегиональный оптовый сегмент, подобный существующему на рынке электроэнергии, на рынке тепла невозможен просто потому, что тепло невозможно эффективно транспортировать на значительные расстояния. Во-вторых, в большинстве регионов конкуренция на рынках тепла невозможна по инфраструктурным причинам. А в тех регионах, где она теоретически могла бы иметь место, ее внедрение - в лучшем случае вопрос будущего. Вследствие этого цены на региональных рынках тепла по-прежнему будут устанавливаться местными регуляторами. В значительной мере сохранится и существующее перекрестное субсидирование цен на тепло для населения за счет цен для промышленных потребителей, а значит, и завышенный уровень тарифов на тепло для последних.
      В этой ситуации зачастую становится экономически целесообразным строительство собственных мини-ТЭЦ со значительной долей тепла в общем объеме выпуска энергии или даже котельных, производящих только тепло, что и делают сейчас многие промышленные предприятия.
      Третий потенциальный инструмент снижения рисков, связанных с колебанием оптовых цен на электроэнергию, - использование производных финансовых инструментов. Примером такого инструмента являются двусторонние соглашения по компенсации разницы в ценах (contracts for differences), широко распространенные на конкурентных рынках электроэнергии развитых стран. Так, на рынке Англии - Уэльса, считающемся флагманом либерализации мировой энергетики, 80-90% объемов торговли в оптовом секторе <эна сутки вперед> до недавнего времени были <эприкрыты> двусторонними контрактами на компенсацию разницы в ценах. (Изменение этой ситуации в 2001 г. было обусловлено пересмотром модели рынка. Обязательная <эбиржевая> торговля на сутки была заменена рыноком, построенным на основе двусторонних контрактов на поставку в комбинации с развитыми форвардными рынками различных временных горизонтов.)
      Практическая применимость контрактов на компенсацию разницы в ценах в условиях России потребует проверки временем. Являясь чисто финансовыми соглашениями, не сопровождаемыми физическими поставками электроэнергии и не предполагающими предварительного резервирования значительной доли средств, эти документы, по сути, напоминают фьючерсы, миф об эффективности которых в качестве инструмента хеджирования в условиях России был развеян событиями 1998 г. Впрочем, конкурентный рынок электроэнергии будет внедрен в стране на более высоком этапе как ее экономического развития в целом, так и развития ее финансовых рынков. Возможно, в новых условиях применение производных инструментов окажется более успешным, чем прежде.
      Управленческие механизмы использования инструментов снижения затрат на электроэнергию
      Для практического снижения энергетических затрат недостаточно просто расширить имеющийся в арсенале промышленных потребителей набор инструментов. Ключевое значение имеет способность компаний реализовать на практике имеющиеся возможности, определяемая эффективностью внедренных в компании управленческих механизмов и процессов.
      У подавляющего большинства российских промышленных потребителей эти механизмы и процессы пока еще не адаптированы к новым рыночным условиям. За обеспечение компании электрической и тепловой энергией традиционно отвечает служба главного энергетика, в свою очередь обычно подчиняющегося главному инженеру предприятия. Обычно основная задача службы главного энергетика - только инженерная: обеспечение работоспособности электро- и теплоэнергетического оборудования компании. Взаимодействие с поставщиками электрической и тепловой энергии - лишь следующий по важности момент. Более того, в рамках поставленной задачи названные службы в основном выполняют функции технически бюрократического характера: контроль поставок и расчетов с соответствующей энергосистемой, обмен документацией.
      В своем нынешнем виде службы главного энергетика большинства предприятий не подготовлены к принятию управленческих решений в условиях рынка и к эффективному управлению инструментами, перечисленными в данной статье. Для решения этой проблемы может потребоваться перестройка внутренней системы управления компании. В числе прочего могут быть приняты следующие меры:
  
• пересмотр роли службы главного энергетика;
• передача функций по взаимодействию с конкурентным рынком в другие подразделения, уже существующие или вновь созданные для решения этой задачи. При этом инженерные функции, вероятно, целесообразно сохранить за подразделениями главного энергетика;
• для компаний, в состав которых входят несколько предприятий, - определение оптимального уровня централизации функции по обеспечению компании электрической энергией;
• построение системы оценки и вознаграждения деятельности по обеспечению компании электрической энергией.
      Подчеркнем, что это лишь некоторые возможные варианты. Оптимальное распределение функций по обеспечению компании электрической энергией и взаимодействию с ее поставщиками строго индивидуально для каждой компании.
  

      Заключение
      Необходимость сокращения затрат на электроэнергию существует объективно, несмотря на то что для многих промышленных потребителей она станет очевидной лишь через некоторое время - с ростом оптовых цен на электроэнергию.
      Тем не менее инструменты, с помощью которых такое сокращение может быть достигнуто, имеются в наличии уже сегодня. Тот, кто первый осознает их полезность и научится эффективно их использовать, сможет уже в краткосрочной перспективе получить заметные дивиденды, которые с течением времени будут только увеличиваться.