Современное состояние электроэнергетической отрасли России


1 Электроэнергетическая отрасль: понятие и основные элементы
2 Реформа электроэнергетической отрасли 1992-2008 годов
3 Состояние и проблемы электроэнергетической отрасли
Заключение

1 Электроэнергетическая отрасль: понятие и основные элементы

Электроэнергетика – отрасль экономики Российской Федерации, включающая в себя комплекс экономических отношений, возникающих в процессе производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), передачи электрической энергии,

оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, сбыта и потребления электрической энергии с использованием производственных и иных имущественных объектов (в том числе входящих в Единую энергетическую систему России), принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики или иным лицам. Электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения [1].
В результате реализации основных мероприятий, связанных с реформированием отрасли, структура электроэнергетики стала достаточно сложной. Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую отведённую ей отдельную функцию.
Основные группы компаний и организаций:
1. Генерирующие компании оптового рынка
2. Электросетевые компании
3. Энергосбытовые компании
4. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России
5. Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков)
6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли
7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии
Рассмотрим ключевые характеристики групп компаний и их состав.
1 группа – Генерирующие компании:
Генерирующие компании – крупные компании, активами которых являются электростанции разных типов. Всего было учреждено 20 новых тепловых генерирующих компаний, а также 1 генерирующая компания, производящая электрическую энергию и мощность на большинстве гидроэлектростанций России. Кроме того, существует 1 компания, управляющая всеми атомными электростанциями в стране. Так, атомными электростанциями управляет Росэнергоатом, почти всеми гидроэлектростанциями владеет РусГидро. Среди тепловых электростанций – 6 оптовых генерирующих компаний (ОГК), управляющих крупными тепловыми станциями – ГРЭС, суммарная установленная мощность каждой из таких компаний более 8 ГВт. Электростанции каждой ОГК находятся в различных регионах России. Также создано 14 территориальных генерирующих компаний, которым принадлежат среднего размера ТЭС и ТЭЦ. Электростанции и теплоэлектроцентрали, принадлежащие одной ТГК, расположены на одной территории (1 регион или ряд соседних регионов страны).
Кроме указанных генерирующих компаний, существует ещё несколько достаточно крупных генкомпаний, которые не контролировались РАО ЕЭС на момент начала реформы, а поэтому не сменили собственника. Речь о четырёх так называемых «назависимых» АО-энерго: Татэнерго, Башкирэнерго, Новосибирскэнерго, Иркутскэнерго. Эти компании лишь формально (путём учреждения своих дочерних компаний) выполнили требование закона о разделении конкурентных и монопольных видов деятельности. Например, Татэнерго учредила «генерирующую компанию», «сетевую компанию» и Татэнергосбыт – как дочерние компании, управляющие соответственно генерирующими активами, сетевыми активами и энергосбытовой деятельностью на территории республики Татарстан. Аналогично поступили и другие компании из этой четвёрки. Многие из остальных генерирующих активов контролируются государством, поскольку находятся на так называемых территориях неценовых зон (ввиду серьёзного дисбаланса объёма генерирующих мощностей и спроса на электрическую энергию, либо ввиду замкнутости и небольшого размера территориальных энергосистем). К «нерыночным» территориям относятся удалённые от центральных регионов страны, обладающих развитой электроэнергетической инфраструктурой, территории: территория Дальнего востока, Камчатки, Чукотки, о. Сахалин, большая часть территории Якутии, Калининградская область, а также территории республики Коми и Архангельской области. Правда, генерирующие мощности двух последних регионов находятся всё же в частных руках – принадлежат ТГК-2, ТГК-9, ОГК-3.
2 группа – Электросетевые компании:
Электросетевые компании представлены, во-первых, компанией-гигантом: Федеральной сетевой компанией (ФСК), которой принадлежат так называемые магистральные сети – то есть линии электропередач (ЛЭП) высокого напряжения (преимущественно 220 кВ, 330 кВ, 500 кВ). Условно говоря, это транспортные артерии, связывающие различные энергосистемы в масштабах огромной территории страны, то есть обеспечивающие возможность перетока значительных объёмов электроэнергии и мощности на дальние расстояния, между удалёнными крупными эенргосистемами. ФСК, таким образом, имеет стратегическое значение не только для электроэнергетической отрасли, но и для экономики всей страны. Поэтому она контролируется государством, которому принадлежит почти 80% акций компании.
Во-вторых, электросетевые компании представлены крупными межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), объединёнными в единый холдинг – Холдинг МРСК. Время от времени появляются предположения о будущем объединении региональных МРСК, но пока Холдинг имеет сложную корпоративную структуру: региональные МРСК и собственно головная холдинговая компания, которой принадлежат крупные пакеты акций региональных «дочек». Такая сложная структура – не лучшая форма организации с точки зрения управления, региональные МРСК обладают определённой долей самостоятельности, усложняются и многие процедуры в связи с «многокорпоративностью» по своей сути единой организации. Дочерними компаниями Холдинга МРСК являются:
– МРСК Центра и Приволжья
– МРСК Юга
– МРСК Северного кавказа
– МРСК Волги
– МРСК Урала
– МРСК Сибири
– Тюменьэнерго
– Московская электросетевая компания
– Ленэнерго
– Янтарьэнерго
Последняя группа сетевых компаний – это малые территориальные сетевые организации (ТСО). Эти организации обслуживают, как правило, электросети небольших муниципальных образований, могут принадлежать как муниципальным властям, так и частным региональным инвесторам. Число таких организаций велико, однако доля их услуг в стоимостном выражении в сравнении со стоимостью услуг Холдинга МРСК и ФСК не столь значительна. Здесь же стоит упомянуть и о существовании бесхозных сетей – то есть таких электросетей, право собственности на которые не закреплено ни за каким владельцем. Такое стало возможно в результате множественных экономических преобразований, потрясших экономику страны в течение последних десятилетий.
Ввиду слабой управляемости и низкого уровня контроля за деятельностью малых ТСО со стороны муниципальных и региональных властей, других государственных органов, а также ввиду слабой мотивации текущих собственников развивать и поддерживать в требуемом состоянии электросети своих ТСО, всё чаще появляются предложения о поглощении малых сетевых компаний компаниями структуры МРСК. Это, с одной стороны, безусловно идёт в разрез с идеями реформы отрасли (рост числа участников и развитие конкуренции), но с другой стороны, в условиях российской действительности (неэффективность малых собственников, настроенных на краткосрочное пользование доставшимся активом с максимальной краткосрочной отдачей в ущерб инвестиционному развитию) может оказаться и эффективным.
3 группа – Энергосбытовые компании:
Главными представителями этой группы компаний отрасли являются эенргосбыты – наследники империи РАО ЕЭС. Это «осколки» вертикально-интегрированных АО-энерго, получившие особый статус – статус гарантирующего поставщика. Ввиду такой специфики энергосбытовой сегмент, пожалуй, на сегодня является самым нереформированным сегментом из всех.
Кроме гарантирующих поставщиков существуют и независимые энергосбытовые компании. Это, в первую очередь, компании, осуществляющие поставку электрической энергии и мощности крупным потребителям непосредственно с оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Кроме таких компаний, существуют и те, которые осуществляют деятельность по купле-продаже электрической энергии на розничных рынках. Но таких компаний значительно меньше ввиду особенностей правил рынка.
4 группа – Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России:
Это, в первую очередь, Системный оператор Единой энергетической системы России (СО ЕЭС), а также его территориальные подразделения. Системный оператор несёт важную «интеллектуальную» нагрузку с технологической точки зрения. Он управляет электроэнергетическими режимами в энергосистеме. Его команды обязательны к исполнению для субъектов оперативно-диспетчерского управления (в первую очередь, для генерирующих и электросетевых компаний).
В пределах технологически изолированных территориальных энергосистем управление режимами осуществляет отдельная компания, на которую возложены функции по оперативно-диспетчерскому управлению в местной энергосистеме. Это может быть сетевая организация. (Такая ситуация может быть в изолированных энергорайонах, например, на северных территориях, в Якутии).
Группа 5. Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков):
На сегодняшний день это, во-первых, некоммерческое партнёрство «Совет рынка» (НП Совет рынка), а, во-вторых, его дочерние компании: ОАО «АТС» – он же коммерческий оператор и ЗАО «ЦФР» – центр финансовых расчётов, осуществляющий расчёт и зачёт встречных финансовых обязательств и требований.
НП Совет рынка, как ясно из его названия, имеет форму некоммерческого партнёрства, членами которого являются все участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Он разрабатывает и дорабатывает договор о присоединении к торговой системе оптового рынка, обязательный к заключению всеми участниками ОРЭМ. Этот договор с учётом приложений – регламентов ОРЭМ определяет правила, порядок функционирования ОРЭМ, детально описывая различные процессы, порядок расчётов и т.п. Договор о присоединении должен соответствовать Правилам оптового рынка, утверждённым Постановлением Правительства РФ, а также иным нормативно-правовым актам. При внесении изменений в Правила ОРЭМ вносятся и изменения в договор о присоединении. Важные решения принимает и утверждает наблюдательный совет Совета рынка. Совет рынка также осуществляет разработку правил функционирования розничных рынков (в пределах своих полномочий), отвечает за развитие отрасли на основе баланса интересов субъектов электроэнергетики.
ОАО «АТС» является коммерческим оператором оптового рынка. Он организует работу рынка и взаимодействие участников рынка.
ЗА «ЦФР» проводит финансовые расчёты на рынке.
Группа 6 – Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли:
Контроль и регулирование в отрасли в пределах своих полномочий осуществляют различные органы исполнительной власти: как Российской федерации, так и её субъектов. Непосредственное влияние на процессы в отрасли оказывает Минэнерго. Весомую роль играют Федеральная служба по тарифам (ФСТ), Минэкономразвития, непосредственно Правительство РФ, а также Ростехнадзор, государственная корпорация Росатом и др. Со стороны субъектов федерации на розничном рынке в регулировании отрасли участвуют органы исполнительной власти в области регулирования тарифов (региональные энергетические комиссии, комитеты по тарифам и т.п.).
Группа 7 – Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии:
Это множество различного масштаба предприятий, организаций – субъектов экономики РФ, а также граждан страны, осуществляющих потребление электрической энергии для собственных нужд.
С точки зрения современной структуры отрасли всех потребителей можно разделить на потребителей розничных рынков (самая многочисленная группа) и потребителей оптового рынка. Потребителями оптового рынка могут стать лишь крупные предприятия, к тому же осуществившие ряд необходимых мероприятий: установку АИИС КУЭ (автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электрической энергии), совершивших ряд организационных мероприятий для получения статуса субъекта ОРЭМ и получения допуска к торговой системе ОРЭМ. Поскольку все эти мероприятия требуют финансовых вложений, то их эффективность для каждого конкретного потребителя следует проверять отдельно.
Поскольку рынок электрической энергии и мощности в России начал функционировать совсем недавно, а стимулов для активного развития мелких электростанций по существу не создано до сих пор, малые производители электрической энергии представлены, главным образом, промышленными предприятиями, имеющими в собственности небольшие (по масштабам ОРЭМ) тепловые электрические станции, чаще ТЭЦ, которые были построены во времена существования СССР в целях удовлетворения собственных производственных потребностей в энергоресурсах (электрическая и тепловая энергия). Поскольку производство во многих секторах экономики со времён распада СССР существенно сократилось, такие предприятия получили возможность реализовывать излишки генерируемой электрической энергии и мощности другим потребителям. Эти предприятия становятся поставщиками на розничных рынках. Ввиду изменений в Федеральный закон №35-ФЗ, которые были внесены в июле 2010 года, уже с 2011 года многие из этих произодителей будут обязаны осуществлять куплю-продажу электрической энергии и мощности на ОРЭМ. Тем самым количество розничных производителей, которое и сейчас невелико, сократится до незначительного числа.
Объектом нашего исследования является ОАО «Тюменская энергосбытовая компания», относящаяся к 3-й группе. Поэтому остановимся подробнее на понятии и сущности энергосбыта.
Энергосбытом называют коммерческую деятельность по продаже электрической энергии. Энергосбыт – это еще и сокращенное название организаций, которые занимаются непосредственной продаже электроэнергии потребителю. Причем это может быть как приобретенная электроэнергия, так и произведенная.
Главными составляющими энергосбыта являются:
– энерготрейдинг, или приобретение энергии у производителя оптом и в розницу;
– заключение договоров с потребителями на передачу электрической энергии и взаимодействие с сетевыми организациями;
– ведение работы на розничном рынке – заключение договоров по энергоснабжению, контроль показаний приборов учета, расчет отпуска электроэнергии и начисление сумм за фактическое и плановое потребление электроэнергии, выставление счетов потребителям, прием платежей, принятие мер по взысканию задолженностей.
С 2005 года энергосбыт перестал существовать как вид деятельности (в качестве филиала или подразделения) в энергокомпаниях: АО-энерго («Мосэнерго», «Белгородэнерго», «Смоленскэнерго» и др.), муниципальных организациях, осуществляющих деятельность по продаже и сбыту электро- и тепловой энергии, а также дочерних компаниях РАО «ЕЭС России».
В 2004-2005 годах была проведена реструктуризация российской энергетики. В результате энергосбытовые подразделения АО-энерго были выделены в отдельные юридические лица. Акции многих сбытовых компаний, которые были образованны в результате этой реформы, были куплены РАО «ЕЭС России» на аукционах еще до момента прекращения основной деятельности компании в июле 2008-го года.
В связи с запретом на соединение в рамках одного юридического лица или нескольких аффилированных лиц «естественно-монопольных» (осуществляющих передачу и диспетчирование электрической энергии) и «конкурентных» (осуществляющих генерацию и сбыт электрической энергии) видов деятельности, большая часть муниципальных энергетических компаний были разделены, и из их состава были выделены энергосбытовые компании.
Энергосбытовые компании, которые осуществляют деятельность по энергоснабжению потребителей, в случае необходимости могут получить статус гарантирующего поставщика. Согласно Постановлению Правительства № 530 от 1 сентября 2006 года первые организации, получившие такой статус, начали выполнять свои функции уже с 1 января 2008 года.

2 Реформа электроэнергетической отрасли 1992-2008 годов

Единая энергетическая система России (ЕЭС России) – совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике .
В российской электроэнергетике в конце 1980-х – начале 1990-х годов на фоне торможения экономики и последующей трансформации социально-экономической системы из плановой социалистической в рыночную нарастали признаки стагнации: обновление производственных мощностей происходило медленнее, чем рост спроса на электроэнергию. В начале 1990-х годов резкое ухудшение общей экономической ситуации в стране привело к существенным проблемам в развитии отрасли :
– по технологическим показателям (удельный расход топлива, средний коэффициент полезного действия оборудования, рабочая мощность станций и др.) российские энергетические компании отставали от своих аналогов в развитых странах;
– отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению;
– приток капитала резко упал и был недостаточен, неуклонно рос физический и моральный износ основных средств отрасли;
– в отдельных регионах происходили перебои энергоснабжения, наблюдался энергетический кризис, существовала высокая вероятность крупных аварий;
– отсутствовала платежная дисциплина, были распространены неплатежи;
– предприятия отрасли были информационно и финансово «непрозрачными»;
– доступ на рынок электроэнергии фактически был закрыт для новых независимых игроков.
Для изменения существующей ситуации на рубеже 2000-х годов было принято решение провести коренную перестройку структуры отрасли и ее организационно-управленческой системы на основе опыта зарубежных стран по либерализации электроэнергетики. Реформа отрасли должна была создать систему стимулов для повышения эффективности и инвестиционной привлекательности энергетических компаний, а также привлечь необходимый объем инвестиций в отрасль, снизить уровень государственного участия в активах конкурентных секторов (в том числе – в генерации), а также привлечь необходимый объем инвестиций в отрасль для ее дальнейшего развития и модернизации.
Суть реформы в первую очередь состояла в изменении структуры отрасли: было произведено разделение естественно-монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) секторов, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, были созданы отдельные компании.
Масштабные структурные преобразования в электроэнергетике России затронули достаточно длительный период и в итоге привели к внедрению рыночных механизмов функционирования отрасли, не достигнув, однако, всех намеченных целей. Среди значимых промежуточных итогов этих преобразований можно отметить следующие :
– создан конкурентный оптовый рынок электроэнергии (мощности), состоящий из рынка на сутки вперед (РСВ) и балансирующего рынка (БР), близкие к целевой модели и аналогичным рынкам электроэнергии в других странах с реформированной электроэнергетикой;
– созданы необходимые инфраструктурные организации, обеспечивающие функционирование электроэнергетики в конкурентных условиях – ОАО «Российские сети», обеспечивающая централизованное управление и развитие электросетевого комплекса страны; Системный оператор (СО) – единая иерархически построенная организация, осуществляющая функции оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России; коммерческий оператор рынка электроэнергии (мощности) – администратор торговой системы (АТС);
– создана (хотя и не до конца отлажена и сильно зависима от государства) система самоуправления российского рынка электроэнергии (мощности) – НП «Совет рынка»;
– с помощью инструмента регулируемых договоров (РД) обеспечен постепенный переход к рыночному ценообразованию для всех категорий потребителей (кроме населения) в европейской части страны, на Урале и в Сибири (кроме изолированных зон);
– разработана и внедрена система регулируемых договоров на поставку мощности (ДПМ), обеспечивающих инвестиции в новые генерирующие мощности до запуска и отладки работоспособных долгосрочных механизмов оплаты мощности.
Также необходимо отметить:
– успешное проведение до начала мирового кризиса 2008 года приватизации большей части тепловой электроэнергетики и нескольких успешных IPO генерирующих компаний, продемонстрировавших возможность привлечения в российскую электроэнергетику частных инвестиций через финансовые рынки;
– начало эксперимента (хотя пока не вполне удачного) с запуском механизма регулирования сетевых компаний на основе метода RAB, общепринятого в мире метода регулирования монопольных компаний общего пользования и обеспечивающего привлекательность этих компаний для инвестиций. Однако остаются нерешенными вопросы эффективного контроля над расходами (в том числе и инвестиционными) сетевых компаний (По данным НП «Сообщество потребителей энергии»: общий объем инвестиций в сети за 10 лет превысил 2 трлн. руб. при стоимости основных фондов 760 млрд. руб. При этом бухгалтерский износ снизился всего на 1%. Подобные данные говорят о том, что назрела острая необходимость формирования системы контроля за расходованием инвестиционных средств естественных монополий в электросетевом комплексе ), планирования их развития на долгосрочную перспективу.
Вместе с тем реформа электроэнергетики России не была последовательно доведена до конца и по ряду направлений не принесла ожидавшихся от нее эффектов.
Обобщая, сложившуюся ситуацию можно охарактеризовать описанием следующих ключевых проблем реформирования электроэнергетики.
1. Отсутствие в обществе консенсуса относительно выбранной модели реформирования электроэнергетики
Реформа электроэнергетики не привела пока к созданию эффективно работающего конкурентного рынка электроэнергии: в секторах генерации и сбыта рыночные механизмы подвергаются сильному регулятивному вмешательству, что искажает их действие и негативно отражается на действии конкурентных сил, демотивируя в конечном итоге всех экономических агентов.
Несмотря на уже сформированную нормативно-правовую базу по переходу к конкурентной электроэнергетике (законов, постановлений правительства, правил и регламентов) и запуск конкурентного оптового рынка электроэнергии (мощности), не прекращаются попытки пересмотреть принятые решения и вернуться к регулируемой электроэнергетике. На практике периодически принимаются бессистемные решения, усугубляющие проблемы нормального функционирование рынка электроэнергии и отрасли в целом – прямое вмешательство в процесс рыночного ценообразования; исключение из рыночного ценообразования большой величины генерирующих мощностей; продолжающееся ухудшение конкурентной структуры генерирующих мощностей из-за слияний, ведущее к увеличению рыночной силы отдельных участников рынка и др.
Уровень конкуренции на российском рынке электроэнергии (мощности) может быть оценен через структуру стоимости электроэнергии для конечного потребителя. Вывод, к сожалению, однозначный – только очень узкий сегмент рынка позволяет говорить о наличии реальной конкурентной среды.
2. Недостатки в проектировании и создании системы рынков электроэнергии (мощности):
– низкий уровень конкуренции на оптовом рынке электроэнергии:
– конкуренция в секторе генерации не превышает 15–20% объемов производства;
– выросла возможность использования рыночной силы из-за существенного укрупнения генерирующих компаний (в том числе с государственным участием, в результате чего доля государственного сектора в отрасли оказалась выше, чем это предполагалось в целевой модели при реформировании электроэнергетики);
– регулятивное давление на формирование свободных цен на рынках электроэнергии и мощности (как через ограничения на подачу ценовых заявок, так и через административные механизмы);
– в созданной структуре рынка электроэнергии (мощности) финансовые механизмы, действующие между субъектами рынка, вступили в противоречие с экономической эффективностью комбинированного энергоснабжения (когенерации) потребителей: в заданных правилах регулирования рынка, а также при устаревшей модели теплоснабжения ТЭЦ оказались недостаточно конкурентоспособными, они во многих случаях недогружены, что увеличивает их предельные издержки и снижает конкурентоспособность на рынке электроэнергии. В целом совокупные финансовые результаты тепловых компаний в последние годы оказываются отрицательными;
– не запущены пока все необходимые экономические механизмы обеспечения оперативной надежности;
– не определен полный состав (дополнительных) системных услуг, необходимых для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в условиях рыночных отношений, и не завершено создание рынков (или иных механизмов оплаты) этих услуг. Многие из таких системных услуг, де-факто оказываемые участниками рынка, предоставляются без надлежащей компенсации, что ставит участников в неравные условия конкуренции;
– рынок мощности оказался зарегулированным, он сегментирован (в 2007 г. – 31 зона свободного перетока (ЗСП), в 2013 г. – 21), и лишь в нескольких из ЗСП действует свободное ценообразование, а в большинстве случаев из-за недостаточной конкуренции регулятор (ФАС) установил ограничение цены (price-cap);
– не созданы экономические механизмы обеспечения балансовой (долгосрочной) надежности энергетической системы в целом;
– слабая связь верхнего (государственные программы) и нижнего (инвестиционные программы энергокомпаний) уровней системы управления развитием электроэнергетики;
– недостаточная увязка системы управления развитием электроэнергетики с национальной инновационной системой для обеспечения модернизации отрасли, недостаточные механизмы стимулирования модернизации генерирующего и электросетевого оборудования;
– недофинансирование инвестиций и ремонтов привело к критическому износу оборудования;
– отставание и непродуманные решения при реформировании розничных рынков электроэнергии.
3. Неотлаженная система государственного регулирования электроэнергетики
Система государственного регулирования электроэнергетики не в полной мере адаптирована к работе в рыночных условиях, а ее решения часто обусловлены краткосрочной конъюнктурной необходимостью, а не объективными экономическими принципами регулирования.
Антимонопольное регулирование: пока не создана эффективная система мониторинга рынка и антимонопольного регулирования; организационных и аналитических возможностей ФАС России (даже совместно с Советом рынка) здесь явно недостаточно;
Ценовое (тарифное) регулирование: система и функции органов тарифного регулирования электроэнергетики мало изменились в процессе перехода к конкурентной модели электроэнергетики.
4. Стратегическое управление развитием электроэнергетики
За прошедшие годы потеряна старая (действовавшая в условиях директивной плановой экономики) и не создана новая система управления перспективным развитием электроэнергетики.
В отрасли, в отличие от международных аналогов, нет эффективно работающей системы формирования и согласования инвестиционных программ хозяйствующих субъектов (годовых в увязке с перспективными), в которой решения по отдельным субъектам были бы увязаны с общей ситуацией в отрасли. В связи с этим возникает значительная неопределенность по целому ряду ключевых показателей, в том числе относительно:
– необходимых уровней (индикаторов) балансовой и сетевой надежности, которые очень сильно влияют на объемы вводов и реконструкции, прежде всего в генерации по типам, и соответственно на потребность в инвестиционных ресурсах;
– обеспечения вводов ресурсами газа;
– возможного объема инвестиций в отрасли через все источники инвестирования в увязке с ограничениями на рост цен и тарифов, устанавливаемыми Минэкономразвития России.
В отсутствие обладающих необходимой компетенцией органов государственного управления вопросы перспективного развития электроэнергетики сосредоточились в руках Системного оператора, ключевой компетенцией которого исторически являлась оперативно-диспетчерское управление. СО обеспечивает надежность энергоснабжения по принципу – «спрос должен быть удовлетворен любой ценой», при этом прогноз спроса, подготовленный СО, чаще всего оказывается завышенным. Издержки такой «сверхнадежности», в том числе на создание и содержание значительных резервов мощностей в генерации и сетях, оплачиваются всеми потребителями, а их мнение практически не принимается во внимание.
Отсутствие конкурентных механизмов влияния потребителей на поставщиков электроэнергетического рынка является одной из главных причин низкой эффективности рынка и необоснованно опережающего роста цен (тарифов) на электроэнергию, темпы ежегодного роста составляют 7–10%. В 2012 г. цена электричества в России для средних промышленных потребителей составила 0,122 евро за кВт-ч – это существенно выше, чем за рубежом: в 2,5 раза по сравнению с США, с Германией – на 41%, со средней ценой в ЕС – на 25%. Подобные ценовые перекосы снижают конкурентоспособность российских промышленных компаний, и, как следствие, конкурентоспособность экономики страны в целом.
При этом потребители не могут выбрать тарифы на электроэнергию, соответствующие требуемым им уровням надежности. Результат – необоснованный рост резервных генерирующих мощностей и электросетевых объектов в одних регионах, соответствующий рост издержек электростанций и сетей (с соответствующим ростом цен) и одновременно невозможность быстрого технологического присоединения к сетям потребителей в других регионах. При этом приоритетом для Системного оператора всегда будут вопросы обеспечения надежности, а вопросы экономики и затрат на электроснабжение останутся на втором плане.
При существующих кадровых и финансовых возможностях роль государственных органов управления в определении стратегических вопросов развития электроэнергетики остается пока ограниченной. Развитие электроэнергетики недостаточно гармонизировано с развитием других инфраструктурных отраслей.
Таким образом, можно сделать следующий вывод: реформирование отрасли не оказало существенных эффектов на динамику ее состояния.

3 Состояние и проблемы электроэнергетической отрасли

Единая энергетическая система России (ЕЭС России) состоит из 69 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно).
В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит около 700 электростанций мощностью свыше 5 МВт. На конец 2014 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 232 451,81 МВт.
Увеличение установленной мощности электростанций ЕЭС России за счет вводов нового, а также модернизации действующего генерирующего оборудования электростанций составило 7 694,83 МВт. Ввод новой мощности в 2014 году на электростанциях ЕЭС России с учетом электростанций промышленных предприятий составил 7 296,31 МВт. Выведено из эксплуатации 1 762,6 МВт неэффективного и устаревшего генерирующего оборудования.
Ежегодно все станции вырабатывают около одного триллиона кВт*ч электроэнергии. В 2014 году электростанции ЕЭС России выработали 1 024,9 млрд. кВт*ч (на 0,14% больше, чем в 2013 году).
Сетевое хозяйство ЕЭС России насчитывает более 10 700 линий электропередачи класса напряжения 110 – 1150 кВ.
Структура выработки электроэнергии в ЕЭС России на 1 января 2015 года показана на рисунке 1.1.
Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России на 1 января 2015 года показана на рисунке 1.2.
Управление электроэнергетическими режимами 7 энергообъединений и энергосистем (рисунок 1.3), расположенных на территории 79 субъектов Российской Федерации осуществляют филиалы ОАО «СО ЕЭС» – объединенные и региональные диспетчерские управления соответственно.

Рисунок 1.1 – Структура выработки электроэнергии в ЕЭС России на 1 января 2015 года

Рисунок 1.2 – Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России на 1 января 2015 года

Рисунок 1.3 – 7 энергообъединений и энергосистем, расположенных на территории 79 субъектов Российской Федерации

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Азербайджана, Белоруссии, Грузии, Казахстана, Латвии, Литвы, Монголии, Украины и Эстонии. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Центральной Азии – Киргизии и Узбекистана. Через энергосистему Украины – энергосистема Молдавии. По линиям переменного тока осуществлялся обмен электроэнергией с энергосистемой Абхазии и передача электроэнергии в энергосистему Южной Осетии.
От электросетей России, в том числе, через вставки постоянного тока, осуществляется передача электроэнергии в энергосистемы Китая, Норвегии и Финляндии.
Через устройство Выборгского преобразовательного комплекса совместно (несинхронно) с ЕЭС России работает энергосистема Финляндии, входящая в энергообъединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ.
Кроме того, параллельно с энергосистемами Норвегии и Финляндии работают отдельные генераторы ГЭС Кольской и Ленинградской энергосистем, а также один из блоков Северо-Западной ТЭЦ.
ОАО «СО ЕЭС», являясь координатором параллельной работы энергосистем, обеспечивает регулирование частоты в энергообъединении стран – участниц синхронной зоны.
Основные итоги работы ЕЭС России в 2014году показаны в таблице 1.1.

Таблица 1.1
Основные итоги работы ЕЭС России в 2014году
Показатель Млн.кВт*ч
Выработка, всего 1024943,4
в том числе:
ТЭС 677335,9
ГЭС 167078,6
АЭС 180528,2
Потребление 1013858,2
Сальдо -11085,2

Одним из важнейших факторов, определивших современное состояние отрасли, стало увеличение размеров энергосистемы для получения эффекта масштаба, уменьшение потребности в резерве мощности за счет реализации эффекта аварийной взаимопомощи между отдельными территориями, оптимизация режимов работы электростанций, повышение гибкости использования энергоисточников на разных территориях, в том числе, с учетом прохождения территориальных максимумов нагрузки в различные моменты времени и др.
Именно эти факторы и определили необходимость создания ЕЭС СССР (ЕЭС России), укрупнение как отдельных генерирующих источников, так и в целом системы. В течение длительного времени альтернатива централизованной системы рассматривалась как заведомо неэффективное решение. Но на текущем этапе развития можно констатировать, что позитивный эффект от масштаба достигнут и во многом уже исчерпан. Кроме того, сверхцентрализация накладывает существенные ограничения на развитие рынка.
Второй фактор – это неявная экономическая деградация, по сути, ставшая обратной стороной предыдущего явления. Рост масштаба, централизация, безальтернативность вариантов развития, сложность и непрозрачность экономической системы способствовали повышению рыночной власти, устраняя возможность контроля системы извне, демотивировали управление к повышению или поддержанию уровня эффективности.
Третий фактор, который определяет текущую ситуацию в электроэнергетике, а также создает ограничения для дальнейшего развития – это ее «политизация». Когда в результате территориального расширения энергосистема достигла масштабов государства, она стала инструментом политики, причем в самых разных формах: и социальной, и экономической, и развития регионов, и безопасности, и целостности и т.д., – собственно, таковой она является и сейчас. Однако если раньше «политическая» составляющая была инструментом развития отрасли, то в настоящее время она все больше становится сдерживающим фактором. Прежде всего, это проявляется в практике перекрестного субсидирования, т.е. в поддержке одних отраслей, регионов или потребителей за счет других.
Четвертым важным фактором, оказавшим существенное влияние на состояние современной электроэнергетики, стало развитие конкуренции, т.е. перенос принципов свободного рынка на процесс электроснабжения, которое началось в 1990-е годы. Формирование модели конкурентного рынка проходило на базе существовавших на тот момент технологий, в основе которых было централизованное энергоснабжение, а возможности технологических изменений еще не обсуждались. Опыт реформирования во многих странах мира показал, что ключевым условием успешной работы такой модели по-прежнему оставалось тщательное регулирование со стороны государства, но уже в иной, адекватной рынку форме: эффективное регулирование естественных монополий (кроме снижения издержек важным стало обеспечение свободного доступа к их услугам), поддержание конкурентной среды среди поставщиков, защита прав конечного потребителя. Также длительный опыт применения конкурентных моделей в электроэнергетике привел к пониманию, что процессы долгосрочного развития отрасли не полностью обеспечиваются рыночными сигналами и требуют специальной поддержки со стороны регуляторов (механизмы оплаты мощности, долгосрочные контракты, государственные гарантии, механизмы поддержки ВИЭ, налоги на выбросы СО и др.).
Пятый фактор, который начал заметно трансформировать электроэнергетику в последнее десятилетие – развитие новых технологий: распределенной генерации, управляемого потребления и «умных» сетей. Помимо экологического тренда, новые технологии формируют иные качества энергосистем: новые принципы обеспечения надежности функционирования (не только за счет общесистемного резервирования, но и с помощью локальных источников), а также значительно более широкие возможности рыночного взаимодействия субъектов (активная роль потребителей, участие малой генерации и др.). В мире пока еще нет реализованных целостных и успешных проектов «smart-grid» в масштабах крупных энергосистем, пока речь идет о локальных проектах, однако это направление быстро развивается. В российской электроэнергетике влияние новых технологий слабое.
На сегодняшний день существуют следующие основные нерешенные организационно-правовые проблемы на рынке электроэнергии:
– потребители искусственно (через правила) ограничены в праве на прямые поставки электроэнергии от источников генерации, расположенных в непосредственной близости, в том числе от независимой, распределенной, сохраняется понуждение к заключению договоров;
– отсутствует технологическая база и инфраструктура для прямых договоров между генерацией и потребителями;
– не работают саморегулирующие рыночные механизмы на уровне регионов;
– системный оператор принимает решения (не всегда прозрачные для субъектов рынка), оказывающие существенное влияние на экономику субъектов рынка, но адекватной ответственности не несет;
– установленная правилами рынка схема покупки электроэнергии для возмещения потерь сетями через ЭСК ГП, создает последним условия получения дохода, стимулируя их к росту потерь.
Вследствие отсутствия конкурентной среды, невозможности для потребителей отказаться от дорогой энергии (коэффициент эластичности рынка равен нулю) происходит завышение тарифов поставщиков (экспертно – на 20-40%).
Таким образом, сформированная структура торговых отношений в электроэнергетике, централизовавшая систему ценообразования для всех электростанций страны на одной торговой площадке, неадекватно отражает физическую и технико-экономическую особенность функционирования систем энергообеспечения, искусственно лишая конкурентоспособности ТЭЦ-генерацию и способствуя развитию затратной «котелизации» страны. Руководство страны не может не видеть этих результатов, дает одно поручение за другим своим министерствам и ведомствам, начиная с 2012 года. Решение заморозить тарифы на несколько лет и разобраться со всеми ценовыми завалами в нашей электроэнергетике продиктовано, видимо, в числе прочего и необходимостью проанализировать модель рынка, которая сегодня сформирована и ввести в ее работу реально конкурентные механизмы ценообразования, давящие на цены «вниз».
В сложившейся ситуации Минэнерго России и другие государственные регуляторы отрасли заявляют о безотлагательной необходимости совершенствования модели рынка. В последние два года идет интенсивное обсуждение 3–4 вариантов, предусматривающих изменения не модели рынка в целом, а лишь отдельных его механизмов. До сих пор никаких решений по изменению действующей модели рынка так и не принято, так как в конечном итоге ни один из предложенных вариантов не может обеспечить перехода к реальной конкуренции. При выборе путей корректировки действующей модели оптового рынка электроэнергии (мощности) или формирования новой модели представляется, что механизмы рыночного ценообразования необходимо выстраивать в первую очередь исходя из интересов потребителя.

Заключение

Структура электроэнергетики достаточно сложная. Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую отведённую ей отдельную функцию. Основные группы компаний и организаций:
1. Генерирующие компании оптового рынка
2. Электросетевые компании
3. Энергосбытовые компании
4. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России
5. Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков)
6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли
7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии
На рубеже 2000-х годов было принято решение провести коренную перестройку структуры электроэнергетической отрасли и ее организационно-управленческой системы на основе опыта зарубежных стран по либерализации электроэнергетики.
Реформа отрасли должна была создать систему стимулов для повышения эффективности и инвестиционной привлекательности энергетических компаний, привлечь необходимый объем инвестиций в отрасль, снизить уровень государственного участия в активах конкурентных секторов (в том числе – в генерации), привлечь необходимый объем инвестиций в отрасль для ее дальнейшего развития и модернизации.
Масштабные структурные преобразования в электроэнергетике России затронули достаточно длительный период и в итоге привели к внедрению рыночных механизмов функционирования отрасли, не достигнув, однако, всех намеченных целей.
Вместе с тем реформа электроэнергетики России не была последовательно доведена до конца и по ряду направлений не принесла ожидавшихся от нее эффектов. На сегодняшний день ключевые проблемы проведенных реформ выявлены и пришло время сделать выводы и продолжить более эффективное реформирование данной отрасли.
В сложившейся ситуации Минэнерго России и другие государственные регуляторы отрасли заявляют о безотлагательной необходимости совершенствования модели рынка. Однако, до сих пор никаких решений по изменению действующей модели рынка так и не принято.

Просмотров: 104