В предыдущей статье мы показали возможность применения методологии экономического анализа к нормативной базе реформы электроэнергетики на примере федерального закона № 35 <эОб электроэнергетике>. Данная методология также применима к выработке и нормативному закреплению новых решений в области регулирования отрасли. Используя экономические методы проектирования нормативных актов при решении проблем, возникающих в ходе реформирования электроэнергетики, мы получаем возможность достройки <эправовых основ экономических отношений в сфере электроэнергетики>, зафиксированных в ФЗ № 35 <эОб электроэнергетике>, до норм более низкого уровня, конкретизирующих отдельные аспекты отраслевых правоотношений в новых условиях и отвечающих текущим потребностям реформирования отрасли. Востребованность такой работы в ближайшие несколько лет очевидна.     Экономический подход к проектированию правил в данной статье будет показан на примере анализа проблемы перекрестного субсидирования.     Предлагаемые решения являются результатом научно-прикладных исследований авторов, отражают их собственную позицию и могут не совпадать с позицией компаний, с которыми авторы сотрудничают.

    В прошлой статье мы заявили, что некоторая обобщенность норм, содержащихся в ФЗ <эОб электроэнергетике>, является не недостатком, а достоинством, так как предполагает большую гибкость реализации за счет их достраиваемости по ходу осуществления реформы. Ниже мы докажем это на примере проблемы перекрестного субсидирования, показав наличие экономически эффективных вариантов решения данной проблемы, легитимизация которых возможна в рамках нормативных актов более низкого уровня, достраивающих положения ФЗ <эОб электроэнергетике>.
    Общий алгоритм проектирования выглядит следующим образом:
    1. Описание проблемного поля;
    2. Формулирование проблемы;
    3. Выявление альтернатив (возможных вариантов решения);
    4. Определение критерия выбора варианта;
    5. Выбор оптимального решения;
    6. Анализ возможных вариантов внедрения, в частности формализации выбранного варианта.
    Реализация целевой модели реформы предполагает последовательное формирование оптового и розничных рынков электроэнергии: правила оптового рынка задают базовые ограничения на правила более низкого уровня - правила розничных рынков. Ключевым моментом развития конкурентного оптового рынка электроэнергии на современном этапе является расширение его субъектного состава. Основным препятствием допуска на рынок новых потребителей стала проблема перекрестного субсидирования. В общем виде механизм перекрестного субсидирования выглядит следующим образом: при сохранении неизменным объема денежных средств, собираемых с различных групп потребителей в оплату определенного количества потребленной ими электроэнергии, соотношение тарифов изменяется таким образом, что одни группы потребителей (доноры) оплачивают не только собственное потребление электроэнергии, но отчасти и потребление других групп (реципиентов)1 - см. рис. 1-3.
    В электроэнергетике перекрестное субсидирование имеет различные формы и механизмы реализации. Можно выделить межрегиональное и внутрирегиональное субсидирование. В рамках внутрирегионального субсидирования выделяют субсидирование через дифференциацию тарифов на электроэнергию и субсидирование через дифференциацию тарифов на передачу по сетям различного напряжения. Мы не будем вдаваться в подробности; для целей нашего исследования достаточно в общем виде зафиксировать тот факт, что промышленные потребители дотируют потребление электроэнергии населением.
    Проблема заключается в том, что:

• уход некоторой части промышленных потребителей региона на оптовый рынок ведет к необходимости повышения тарифов для потребителей, оставшихся на рознице, что, в свою очередь, подталкивает их к выходу на оптовый рынок;
• уход на рынок всех промышленных потребителей региона или большей их части ведет к необходимости повышения тарифов для населения и соответственно росту социальной напряженности в регионе и подрывает экономику АО-энерго, отвечающих за энергоснабжение региона.
      Проблема не нова. С момента образования ФОРЭМ, промышленные потребители, заинтересованные в минимизации затрат на электроэнергию, предпринимали активные действия по выходу на ФОРЭМ, что встречало неминуемый отпор со стороны местных властей в лице региональных энергетических комиссий, а также региональных энергоснабжающих организаций - АО-энерго: разница в тарифах на оптовом и розничном рынках в значительной степени была обусловлена наличием на рознице перекрестного субсидирования. С появлением конкурентного рынка эта проблема, оставшись нерешенной, в конечном итоге стала принципиальным ограничителем дальнейшего развития рынка и реформы электроэнергетики в целом: в условиях идущей реструктуризации АО-энерго массовый уход потребителей на оптовый рынок значительно снижает надежность энергоснабжения. По оценке экспертов, цена данного вопроса составляет примерно 60 млрд руб. в год.
      Общим местом стало то, что перекрестное субсидирование как пережиток административно-командного регулирования экономики, искажающий экономические стимулы субъектов, должно быть ликвидировано. Однако вопрос, как это сделать с минимальными негативными социальными последствиями, остается до сих пор нерешенным. В соответствии с экономической логикой в конечном итоге перекрестное субсидирование должно трансформироваться в адресную социальную поддержку тех, кто действительно в ней нуждается. Однако разработка, легитимизация и внедрение механизма адресной социальной поддержки - вопрос нескольких лет. Следует ли из этого, что на период формирования такого механизма развитие конкурентного оптового рынка должно быть заморожено? Каким образом этого можно избежать? В данной статье мы, оставив в стороне вопрос окончательной ликвидации перекрестного субсидирования, рассмотрим варианты временного решения проблемы перекрестного субсидирования, не препятствующие полноценному развитию рынка.
      Проанализируем два полярных варианта перераспределения бремени перекрестного субсидирования:
      1. Неизбирательный вариант - распределение издержек среди всех групп субъектов рынка (<эразмазывание на всех>). В таком виде бремя распределяется среди множества субъектов оптового рынка пропорционально их потреблению, однако экономический эффект для различных субъектов будет далеко не равнозначный: больше всех пострадают энергоемкие потребители с наиболее высокой долей затрат на электроэнергию, например предприятия цветной металлургии. При реализации такого варианта в большей или меньшей степени проигрывают все потребители-субъекты оптового конкурентного рынка.
      2. Избирательный вариант - возложение бремени на определенную группу субъектов (<эодин за всех>). В данном случае возможно нахождение варианта, снижающего совокупный проигрыш субъектов относительно неизбирательного варианта. Однако для определения наиболее эффективного избирательного варианта необходим корректно сформулированный комплексный критерий отбора: именно от него в конечном счете зависит итоговый результат.
      По сути, два описанных варианта являются взаимоисключающими (табл. 1).
  

  	Неизбирательный	Избирательный
  Преимущества	Распределение бремени между всеми - интуитивно-справедливое решение	Решение удовлетворяет критериям эффективности; возможно целенаправленное воздействие на структуру стимулов отдельных групп субъектов
  Недостатки	Грубое решение; фактически никогда не удовлетворяет критериям эффективности; участники с наименьшей рентабельностью могут оказаться в наибольшем проигрыше	Многообразие избирательных вариантов и стремление найти вариант, удовлетворяющий критерию эффективности, предполагают значительные издержки по ситуационному анализу; для выбора оптимального варианта необходим достаточно сложный критерий; для сравнительного анализа вариантов требуется значительный массив информации

      Теоретически возможны следующие варианты перераспределения бремени перекрестного субсидирования.
  

      Неизбирательный вариант
      1. Распределить бремя между всеми участниками конкурентного рынка. Легитимизация подобного решения возможна на уровне не ниже федерального закона, так как затрагивает существенные условия регулирования деятельности участников рынка. В этом варианте АО-энерго (после реструктуризации - энергосбытовые компании, созданные на базе энергосбытовых подразделений АО-энерго) проигрывают дважды: они теряют и деньги, и своих потребителей, уходящих на рынок. На региональные бюджеты ложится значительная нагрузка. Порог эффективного участия прочих потребителей и производителей возрастает. В большей или меньшей степени проигрывают все субъекты рынка. Сопротивление субъектов реализации такого варианта будет значительным.
  

      Избирательные варианты
      1. Распределить бремя между всеми участниками (продавцами и покупателями) конкурентного рынка за исключением АО-энерго. Заинтересованность потребителей в выходе на рынок снижается, у них появляются стимулы оставаться на розничном рынке либо строить собственные генерирующие объекты. Легитимизация варианта возможна на уровне не ниже федерального закона. Сопротивление потребителей (через политическое лоббирование и т. д.) реализации данного варианта будет значительным. Падение платежеспособного спроса на рынке в силу наличия у энергоемких потребителей альтернативных вариантов энергоснабжения приведет к снижению рентабельности и соответственно инвестиционной привлекательности генерации.
      2. Распределить бремя между всеми потребителями - участниками рынка. Этому варианту присущи многие негативные черты предыдущего: легитимизация возможна на уровне не ниже федерального закона, сопротивление потребителей будет значительным и т. д. Наибольшая заинтересованность в выходе на рынок при реализации данного варианта будет у потребителей с наибольшим розничным тарифом. А поскольку величина розничного тарифа напрямую зависит от объема перекрестного субсидирования, лежащего на потребителе, образуется замкнутый круг.
      3. Распределить бремя между всеми производителями - участниками рынка. При росте цен на топливо ситуация может выйти из-под контроля, что представляет собой запретительно высокий риск. При реализации данного варианта значительно снижается инвестиционная привлекательность генерации. Повышение порога эффективного участия вытесняет с рынка значительную часть тепловой генерации.
      4. Возложить бремя на отдельную группу потребителей либо производителей. Данный вариант содержит множество подвариантов, рассмотрение которых целесообразно провести после определения критерия отбора (это может позволить сразу отсеять значительную часть подвариантов).
      Рассмотрев в общем виде основные варианты решения проблемы, перейдем к формулированию критерия отбора. Экономически эффективным мы будем считать такое решение проблемы перераспределения бремени перекрестного субсидирования, при котором ни для одной из групп субъектов не происходит ухудшения условий, а для одной или нескольких групп субъектов наблюдается улучшение (в экономической теории такую ситуацию называют Парето-улучшением). Также к разряду эффективных отнесем решение, при котором часть субъектов проигрывает, однако выигравшие субъекты компенсируют проигравшим потери, доводя ситуацию до Парето-улучшения2. Соответствие выбранного варианта решения одному из указанных выше критериев эффективности является важным, но не решающим условием признания его наилучшим.
      В комплексный критерий отбора необходимо внести еще ряд параметров: экономическую эффективность в масштабах национальной экономики (о чем мы подробно говорили в предыдущей статье), издержки реализации, соответствие варианта специфическим задачам реформы электроэнергетики.
      Предлагаемый нами критерий отбора включает в себя два общих параметра: издержки реализации и последствия внедрения. К издержкам реализации относятся временные затраты на проработку варианта и выполнение всех необходимых формальных процедур (соответственно и легитимизацию), а также возможное сопротивление субъектов его внедрению. Важным параметром является оцениваемость собственно издержек реализации: издержки по такой оценке могут оказаться запретительно высокими. Заметим, что время, необходимое для реализации варианта, в нашем случае - важнейший параметр. Какое бы решение ни было выбрано, в период его реализации доступ на конкурентный рынок для розничных потребителей должен быть закрыт. В противном случае мы получим неконтролируемую ситуацию в отрасли с крайне негативным исходом - от замораживания рынка до полного его сворачивания. Таким образом, вариант, проходящий по всем прочим параметрам, но требующий для своей реализации несколько лет, отбрасывается. Напомним, что мы рассматриваем не окончательные варианты решения проблемы перекрестного субсидирования, а временные, актуальные именно в данный момент.
  

  В электроэнергетике перекрестное субсидирование имеет различные формы и механизмы реализации. Можно выделить межрегиональное и внутрирегиональное субсидирование.

      Последствия внедрения различных вариантов следует оценивать по следующим параметрам:
      1) соответствию критерию экономической эффективности;
      2) влиянию на стимулы и соответственно на стратегии поведения заинтересованных групп;
      3) влиянию на информационную асимметрию, т. е. искажение рыночных сигналов;
      4) влиянию на инвестиционную привлекательность отрасли.
      Первый параметр мы уже рассмотрели выше. Второй параметр, по сути, представляет собой критерий экономической эффективности в широком смысле, описанный нами в предыдущей статье: экономически эффективным считается решение, положительно влияющее на стимулы субъектов к расширению границ ведения хозяйственной деятельности, ведущее к росту производства стоимости, максимизации создаваемого богатства в масштабах национальной экономики.
      Рассмотрим подробнее третий параметр. Оставляя за скобками причины неравного положения различных групп потребителей, мы полагаем, что проблема перекрестного субсидирования заключается не только в его существовании, но и в абсолютной непрозрачности его размера и структуры как для субъектов отрасли, так и для регулирующих органов. В результате у субъектов снижается заинтересованность в экономически обоснованном использовании энергетических ресурсов, поскольку они не видят связи между своими действиями в этом направлении и конечным результатом - снижением стоимости электроэнергии. Кроме того, непрозрачность сказывается на инвестиционной привлекательности - четвертом параметре сравнения, который должен показать влияние внедрения варианта на перспективы решения одной из важнейших задач реформы - повышения инвестиционной привлекательности отрасли.
  

  В соответствии с экономической логикой в конечном итоге перекрестное субсидирование должно трансформироваться в адресную социальную поддержку тех, кто действительно в ней нуждается.

      Очевидно, что экономически эффективные, предполагающие Парето-улучшение решения надо искать среди тех вариантов избирательного перераспределения, в которых бремя перекрестного субсидирования возлагается на субъектов, получающих максимальный выигрыш от развития конкурентного оптового рынка. К таковым можно отнести атомную и гидрогенерацию (производители) и предприятия цветной металлургии (покупатели): у атомной генерации и гидрогенерации наименьшая себестоимость производства электроэнергии, что в условиях конкурентного рынка позволяет им извлекать высокие прибыли; у предприятий цветной металлургии доля затрат на электроэнергию в общей структуре производственных затрат наиболее высока среди промышленных потребителей - даже относительно малое снижение цены электроэнергии позволяет им получить значительный в абсолютном выражении выигрыш.
      Экспресс-анализ, проведенный выше, показал, что большинство рассмотренных вариантов не содержат решений, предполагающих Парето-улучшение, т. е. не удовлетворяют по крайней мере одному параметру комплексного критерия отбора. Таким образом, отбор вариантов мы начинаем с рассмотрения четвертого избирательного варианта - переложения бремени перекрестного субсидирования на отдельную группу потребителей либо производителей. Поскольку именно этот вариант потенциально содержит наиболее эффективные решения, постольку найденное в рамках данного варианта решение, при условии его соответствия всем параметрам комплексного критерия, мы признаем наилучшим без рассмотрения прочих вариантов.
      Сравнение отобранных альтернатив по издержкам внедрения
      По этому параметру из рассмотрения сразу выпадают предприятия цветной металлургии: невозможно сконструировать легитимный механизм переложения на них бремени перекрестного субсидирования без запретительно высоких издержек его внедрения. Остаются атомная генерация и гидрогенерация. Концерн <эРосэнергоатом>, которому принадлежит вся атомная генерация России, не заинтересован в переложении бремени перекрестного субсидирования на его предприятия, издержки по преодолению его сопротивления варианту атомной генерации будут значительны. В то же время контрольные пакеты акций большинства объектов гидрогенерации принадлежат РАО <эЕЭС России>. Учитывая непосредственную заинтересованность РАО <эЕЭС России> в решении проблемы перекрестного субсидирования, развитии рынка и реформы в целом, можно предполагать содействие РАО <эЕЭС России> в реализации любого варианта, способствующего сбалансированному продвижению реформы.
      <эВариант гидрогенерации> представляет собой внутриотраслевое решение с однозначно меньшими, нежели в варианте атомной генерации, издержками внедрения, причем его легитимизация возможна на уровне постановления Правительства РФ. Так как по правилам рынка ГЭС обязаны подавать ценопринимающие заявки, соглашаясь с любой ценой, которая складывается на рынке, то в условиях, когда эта цена намного выше себестоимости вырабатываемой электроэнергии, ГЭС получают значительный дополнительный доход - ренту от использования уникальных естественных условий производства электроэнергии. Таким образом, <эвариант гидрогенерации> фактически представляет собой опосредованное возвращение населению природной ренты, что при должной информационной поддержке обеспечит общественное одобрение его реализации.
      Итак, у нас остается один вариант - вариант гидрогенерации. Проверим его на соответствие прочим параметрам критерия отбора.
  

      Последствия реализации
      I параметр. В условиях рынка изменяется принцип загрузки станций. При этом наименьшей себестоимостью электроэнергии обладают гидрогенерации, которые в долгосрочном периоде получают значительный выигрыш - сверхприбыли - от развития рынка даже в случае, если на них временно ляжет бремя перекрестного субсидирования. Рынок дает преимущества наименее затратным производителям электроэнергии. При этом в наибольшем выигрыше оказываются ГЭС. Дело в том, что в условиях регулируемых государством тарифов все поставщики тарифицировались по принципу <ээкономически обоснованных затрат>. В результате ГЭС среди поставщиков получали минимальный тариф, который состоял в основном из затрат на уплату водного налога (в отличие от тепловых федеральных станций ГЭС не надо покупать топливо!) и постоянных затрат: зарплата, амортизационные отчисления, ремонтные работы, общехозяйственные расходы. Рынок предоставляет ГЭС возможность продажи электроэнергии в определенных узлах по замыкающей цене, которая, как правило, устанавливается на уровне замыкающих тепловых электростанций. Себестоимость их производства, естественно, выше, чем у ГЭС. Соответственно и цена продажи электроэнергии для ГЭС на конкурентном оптовом рынке оказывается значительно выше их себестоимости.
      II параметр. Опосредованно через РАО <эЕЭС России> объекты гидрогенерации фактически находятся в государственной собственности и не имеют в среднесрочном периоде мотивации рыночных игроков.
      Если вспомнить о варианте атомной генерации, то по этому параметру он также значительно проигрывает варианту гидрогенерации. В части заинтересованности в расширении границ ведения хозяйственной деятельности и производстве дополнительной стоимости по итогам реализации того или иного варианта атомная генерация и гидрогенерация попадают в разные условия. Из-за значительных затрат на проведение мероприятий по охране окружающей среды средняя себестоимость 1 кВт.ч у атомной генерации значительно выше, нежели у гидрогенерации. В случае переложения на атомную генерацию бремени перекрестного субсидирования ее инвестиционные перспективы ухудшаются. Осуществление варианта гидрогенерации позитивно повлияет на структуру стимулов прочих участников рынка: временный частичный уход гидрогенерации с рынка сделает предложение оставшихся производителей более однородным по исходным ценовым параметрам, повысит привлекательность работы на рынке для средне- и высокозатратной тепловой генерации, увеличит конкуренцию между производителями, что весьма важно на этапе формирования рынка. В силу более высокой себестоимости производства электроэнергии позитивное влияние атомной генерации будет намного ниже.
  

  Правовые основы     Федеральный закон № 36 <эОб особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием федерального закона "Об электроэнергетике">, ст. 9:     <эАтомные электростанции в соответствии с федеральными законами об использовании атомной энергии могут находиться исключительно в федеральной собственности.     В процессе преобразования Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "Единая энергетическая система России" - не допускается снижение доли участия Российской Федерации (если указанная доля составляет свыше 50 процентов) в уставном капитале: акционерных обществ, которые владеют на праве собственности или ином предусмотренном федеральными законами основании гидроэлектростанциями, введенными в эксплуатацию на день вступления в силу настоящего федерального закона>.

      III параметр. Влияние варианта гидрогенерации на информационную асимметрию минимально: объекты гидрогенерации не являются рыночными агентами и их регулирование не искажает рыночные сигналы. К тому же, поскольку переменные затраты гидрогенерации состоят исключительно из средств для уплаты водного налога, постольку государство имеет возможность регулировать деятельность ГЭС посредством изменения налога на воду.
      IV параметр. Реализация варианта гидрогенерации предполагает рост инвестиционной привлекательности отрасли. Повышение конкурентоспособности и соответственно рентабельности в сочетании с воздействием на рациональные ожидания игроков стереотипа <энет ничего более постоянного, чем временные решения> повысят инвестиционную привлекательность объектов тепловой генерации, по крайней мере в краткосрочном и среднесрочном периодах (до пяти лет).
      Таким образом, по совокупности параметров, вариант гидрогенерации с точки зрения экономической эффективности выглядит наиболее предпочтительным (табл. 2).
  

  Влияние перераспределения	Производители	Потребители
  На совокупный выигрыш	Бремя ложится на поставщиков наиболее дешевой электроэнергии	Бремя ложится на наиболее энергоемких потребителей
  На инвестиционную привлекательность отрасли	Остающиеся на рынке тепловые станции более интересны для инвесторов, поскольку они в конечном счете определяют цену на рынке	Потребители будут стремиться уйти с оптового рынка путем строительства собственной генерации
  На конкуренцию	С рынка уйдут поставщики наиболее дешевой энергии, так как их дешевизна связана с естественными природными условиями, оставшиеся поставщики оказываются в примерно равных условиях - тепловые станции становятся основными поставщиками на рынке	Выигрывают те субъекты, расходы которых на электроэнергию несущественны, деформируется структура стимулов - конкуренция носит внеэкономический характер
  Сроки реализации	Не требует пересмотра тарифов на этот год	Требует пересмотра тарифов, но они уже утверждены на этот год - не раньше следующего года
  Необходимые изменения нормативной базы	Возможно в случае реализации на уровне корпоративных внутриотраслевых процедур	Необходимо закрепление на уровне закона о дополнительном сборе с потребителей электроэнергии, а также поправки в Налоговый кодекс
  Риски	Риски противодействия этому решению со стороны "претендентов" на дешевую электроэнергию по двусторонним договорам	Существенные риски противодействия со стороны всех крупных потребителей, риски затягивания при прохождении закона в Думе
  Общественный резонанс	Практически незаметный, можно перевести его исключительно в положительный информационный эффект	Сильный, неизбежно его усиления через PR-акции крупных промышленных потребителей, противодействующих этому варианту

      В переходный период механизм субсидирования может быть построен на двусторонних договорах между ГЭС и гарантирующими поставщиками - энергосбытовыми компаниями, обслуживающими население определенного региона. При этом цена договора должна обеспечивать ГЭС нормальную прибыль. Собственно, на это и направлена ст. 6 федерального закона № 36 <эОб особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием федерального закона "Об электроэнергетике">, которая дает Правительству РФ право <эопределять условия долгосрочных договоров поставки электрической энергии гарантирующим поставщикам электрической энергии>. Однако на эти договоры накладывается два ограничения:
  

• начальная цена на электроэнергию, поставляемую по двусторонним договорам, должна быть не ниже тарифа, установленного для генерирующей компании на момент заключения договора;
• цена на электроэнергию, поставляемую по двусторонним договорам, должна зависеть от средней цены на электроэнергию на оптовом рынке с ежегодным уменьшением разницы между этими ценами.     Указанные договоры должны быть публичными, и из них в явном виде должна следовать сумма дотаций населению. Это позволит перевести тему перекрестного субсидирования с политической на экономическую платформу. Заключение двусторонних договоров с участием ГЭС повысит востребованность на рынке электроэнергии, вырабатываемой тепловыми станциями, что усилит их инвестиционную привлекательность. Возможна также частичная дотационная нагрузка на АЭС - в периоды маловодья для ГЭС.
      В дальнейшем возможен переход к адресной социальной поддержке посредством перераспределения сверхприбылей ГЭС, получаемых на рынке, через некий фонд между нуждающимися в поддержке группами населения. Для проектирования конкретного нормативного акта, легитимизирующего вариант ГЭС, необходимо выбрать оптимальный алгоритм собственно реализации варианта. Различные варианты переложения бремени перекрестного субсидирования на ГЭС мы рассмотрим в следующем номере журнала.