"Реформа электроэнергетики в России"

Содержание:

Введение

Электроэнергетика — это отрасль энергетики, включающая в себя производство, передачу и сбыт электроэнергии. В объеме этой курсовой работы мы рассмотрим развитие электроэнергетики России, реформы, которые были проведены, их итоги и последствия, а также состояние электроэнергетики в настоящее время.

Российская электроэнергетика — одна из важнейших среди отраслей российской экономики. Она предоставляет предприятиям и населению страны услуги по снабжению электроэнергией, а также осуществляет продажу и обмен электроэнергии с сопредельными государствами. Электроэнергетический сектор России — один из проблемных секторов промышленности, транспорта и сельского хозяйства страны. Его проблемы создают проблемы для развития экономики России в целом. Являясь одной из крупнейших в мире по установленной мощности электростанций и объемам вырабатываемой электроэнергии, Россия занимает 4-е место, после США, Китая и Японии. Этому способствовало наследство, доставшееся от Советского Союза - наличие единой энергосистемы и диспетчерского управления на большей части страны, ставшее одним из важнейших преимуществ России на мировом рынке электроэнергетики. Но стоит заметить, что сегодня, по объему производства Россия не достигает уровня производства электроэнергии советского времени (1990г.). В период 90-х годов, после распада Советского Союза, ключевыми влияющими факторами для отрасли на территории России стали:

• Падение платежеспособности и платежной дисциплины потребителей.
• Уменьшение потребления электроэнергии вследствие спада в промышленности.

А как результат первых двух факторов: недостаток инвестиций в новое строительство и обновление основных фондов, как следствие – выбытие генерирующих мощностей.

К концу 1990-ых -началу 2000-ых годов началось восстановление экономического роста и связанный с этим рост потребления электроэнергии. Тогда и начала отчетливо проявляться перспектива нехватки генерирующих мощностей и возможностей сетевой инфраструктуры по удовлетворению потребностей экономики в электроэнергии. В качестве решения данной проблемы, Анатолий Чубайс, стоявший во главе менеджмента РАО «ЕЭС России», предложил решить эти проблемы с помощью реформы. Среди ключевых мер реформирования были предложены и осуществлены:

1. Разделение активов РАО «ЕЭС России» по видам деятельности (монопольные и потенциально конкурентные).

2. Приватизация активов в потенциально конкурентных видах деятельности.

3. Формирование рыночной конкурентной среды.

Разделение активов и их приватизация удалось выполнить в кратчайшие сроки, и в целом, их можно признать успешными. В то же время срокам проведения реформы было принесено в жертву создание рыночной среды. Поэтому, этот фактор нельзя признать успешным и законченным. Реформа также имела ряд негативных последствий, среди которых можно выделить форсированный рост цен на электроэнергию, утрату доверия инвесторов на фоне неясной ситуации с вводом новых генерирующих мощностей.

Глава 1 Электроэнергетика в России

1.1 История развития электроэнергетики в России

Электроэнергетика– первая из естественных монополий России, прошедшая путь преобразований от модели монопольного рынка с доминирующей на нем вертикально интегрированной компанией (РАО «ЕЭС России») к потенциально конкурентному рынку. Разделение РАО «ЕЭС России», приведшее к появлению комплекса новых участников рынка, находящихся в пусть и ограниченно, но конкурентных отношениях, было завершено 1 июля 2008 года, однако процесс построения новой модели экономических отношений в отрасли продолжается.[3]

Российская электроэнергетика стала одним из мировых лидеров по глубине рыночных преобразований и степени либерализации рынка, обогнав большинство стран мира, включая США, Канаду и ведущие страны Европы.

До 1991 года это был единый энергетический комплекс, который находился в подчинении министерства энергетики и включал в себя электрические сети всех классов напряжения от 0,4 до 1150 кВ, электрические станции, энергосбыт и диспетчерское управление.

Из единой иерархии немного выбивались только отдельные муниципальные и заводские электрические сети разных классов напряжения, но последние регулярно переходили на баланс сетевой организации (до границ завода, либо вместе с заводской ПС). Изменение баланса оформлялось простым решением местного исполкома на уровне субъекта РФ и считалось облегчением бюджетных расходов завода на эксплуатацию. Развитие электрических сетей выполнялось следующим образом:

При составлении пятилетки институт Энергосетьпроект формировал схему развития электрических сетей, исходя из сроков ввода запланированных разными ведомствами объектов, прогнозируя электрические нагрузки на пятилетку. Не существовало частного бизнеса, а вероятность изменения планов была относительно небольшая.

ТУ для присоединения потребителей выдавались сетевым предприятием без заключения договоров. Почти все электрические сети строились заявителями и сдавались на баланс (эксплуатацию) в сетевое предприятие после завершения строительства.

Проектированием всех сетевых объектов занимались только специализированные институты — филиал Энергосетьпроекта в регионе (для сетей 35 кВ и Выше), Сельэнергопроект (ВЛ 0,4-10 кВ) и пр., исполнением — специализированные мехколонны. Широкой вариативности исполнителей работ не существовало. Каждый район электрических сетей жил в контакте с бригадиром мехколонны, а те в свою очередь выполняли все работы в своих классах напряжения по любым заказам – как от ведомств по исполнению ТУ, так и от сетевого предприятия, в том числе выполнение ремонтов. В случае необходимости (непогоды, массовых отключений), мехколонны совместно с подразделениями сетевого предприятия привлекались к ликвидации последствий аварий под руководством оперативного штаба при Исполкоме.

Стоит добавить, что допустимый к строительству (реконструкции) объем работ жестко регламентировался по линии министерства, соблюдая режим экономии. Местные требования к объемам работ на уровне сетевых компаний оформлялись решениями научно-технических советов, в которых исследовался опыт эксплуатации оборудования и вводились необходимые (доказанные) изменения. Основой сетевого строительства был типовой номенклатурный перечень продукции отечественного производства.

В общем и целом энергетика развивалась последовательно, без резких толчков, в плановом режиме с заранее известными исполнителями по проектированию и СМР, с узким кругом поставщиков строго номенклатурного оборудования и, что важно, сформированным 5-ти летним планом развития. Не существовало тендерных схем закупок. Такая схема давала возможность планирования бюджета у каждого участника процесса сетевого строительства, и это составляло основу уверенного развития как каждого региона в отдельности, так и всей страны в целом.

Правовой базой преобразования российского электроэнергетического рынка в 2000х годах стало Постановление Правительства от 11 июля 2001 года No 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» . В основу реформы также лег корпоративный документ – «Стратегия реформирования РАО «ЕЭС России» .[6] В тот момент для участников электроэнергетического рынка была очевидна необходимость существенных, возможно, радикальных изменений принципов его организации. Слишком серьезные были вызовы, встававшие перед ними: старение основных фондов, дефицит инвестиций, структурные и территориальные диспропорции в тарифном регулировании и т.д. Правда, мнения о модели трансформаций рынка электроэнергии в России в начале 2000-х высказывались разные.[7] Проведенный спустя 10 лет экспертный опрос, охвативший как руководителей электро-энергетических компаний (генерирующих, сетевых, сбытовых), ассоциаций потребителей, так и исследователей и аналитиков, показал, что в целом выбранная модель реформы российской электроэнергетики себя оправдала. Выдвинувшиеся на первый план в 1990-е – начале 2000-х годов проблемы дефицита инвестиций, надежности электроснабжения, дисбалансов регулирования рынка данные реформы решили. Либерализация рынка придала ему необходимую гибкость, позволила скоординировать его развитие с топливными рынками, которые были либерализованы и дерегулированы раньше (речь идет, прежде всего, о рынке угля и нефти). [4]

Реформа электроэнергетики в России проектировалась и реализовывалась, опираясь на накопленный в мире опыта преобразования энергетических рынков. Но при этом она не стала полной копией реформы ни в одной из других стран. Анализ накопленного и собранного опыта показывал, что лучшего образца реформы рынка электроэнергии не существует. Каждая страна выбирает свой собственный индивидуальный вариант, ориентируясь на свои приоритеты, которые зависят от многих факторов, таких как технологическое состояние электроэнергетического сектора, доступность инвестиций, а кроме всего прочего политический консенсус в обществе по поводу социальных задач энергетики (инновационно-технологический рост, сокращение негативного воздействия на окружающую среду, обеспечение регионального развития и пр.). [17]

Для России ключевыми целями реформы в начале 2000-х были: привлечение инвестиций в электроэнергетику, обновление основных фондов, удержание тарифов на электроэнергию на приемлемом для основных групп потребителей уровне.

Основными инструментами трансформации стали либерализация и дерегулирование рынка, приближение к рынку совершенной конкуренции. Государство не полностью отказалось от своего влияния на рынок: сохранилось на значительный период времени его тарифное регулирование, оно также гарантировало возврат средств, направленных на инвестиции, рассчитывая на приток частных средств.

За 2005–2012годы в отрасль было привлечено инвестиций в объеме 4,6 трлн рублей. Существенно выросли показатели надежности работы системы электроэнергетики.

В других индустриально развитых странах перед реформой электроэнергетики кроме повышения инвестиционной привлекательности сектора также ставились несколько другие задачи: содействие распространению технологий возобновляемой энергетики; сокращение выбросов парниковых газов; энергосбережение и пр. В целом эти задачи также выполнены: более конкурентный рынок электроэнергии создан; существенно выросли поставки электричества сегментом возобновляемой энергетик (кумулятивные установленные мощности только в ветрогенерации в индустриально развитых странах, включая Китай, в 2013 году приблизились к 300 ГВт; хотя совокупные установленные мощности в солнечной энергетике все еще в несколько раз меньше, чем в ветроэнергетике, по прогнозам Clean Edge, к 2021 году будет достигнут ценовой паритет между этими видами генерации и они составят реальную конкуренцию газовой генерации), технологический уровень ВИЭ столь существенно вырос, что в некоторых регионах позволил достичь цен на энергию, сопоставимых с поставками электроэнергии другими видами генерации.[6]

Период реформ начала 2000-х годов закончился и соответственно, почти все поставленные на тот момент задачи, были достигнуты. В середине 2010-х годов можно констатировать, что перед электроэнергетикой в мире в целом, в том числе в России, встает целый комплекс новых вызовов, или ранее недооцененные проблемы выдвигаются на первый план.[8] Общественные дебаты о продолжении энергетических реформ в индустриально развитых странах начавшиеся еще в конце 2000-х, сейчас идут полным ходом.[8] Так, в 2010 году британское Министерство энергетики и изменений климата (Department of Energy & Climate Change) открыло дебаты о реформах, способных перестроить электроэнергетический рынок страны, сделать его более устойчивым, стимулировать применение новых технологий, уходя от прямых субсидий неуглеродной генерации и долгосрочных контрактов на поставку «зеленой энергии» к установлению минимальных цен на электричество, вырабатываемое разными видами генерации, и пр.[9]

В мае 2012 года журнал «The Economist» опубликовал статью с характерным подзаголовком «Правительство запускает радикальную реформу рынка электроэнергии», посвященную дебатам о новом этапе реформы электроэнергетики в британском парламенте и программе реформ Министерства энергетики и изменения климата.[10] Аналогичные публичные дебаты прошли в начале 2010-х, в американском штате Массачусетс, завершившиеся докладом для легислатуры штата, подготовленным Исполнительным офисом жилищного и экономического развития (Executive Office of Housing and Economic Development) по согласованию с Исполнительным бюро по делам энергетики и окружающей среды (Executive Office of Energy and Environmental Affairs). Доклад констатировал, что потенциал развития рынка электроэнергии, открытый Законом о реструктуризации электроэнергетики 1997

года (The 1997 Electric Restructuring Act), который предусмотрел реорганизацию вертикально интегрированных энергетических компаний и разделение компаний по видам деятельности, к началу 2010-х себя исчерпал. Ввиду чего в Массачусетсе было принято решение о запуске нового этапа реформы электроэнергетики.[11]

Количество подобного рода примеров трансформации государственной энергетической политики впечатляет. Роль государства на электроэнергетических рынках, переживших либерализацию, при решении новых проблем ситуационно усиливается. Выявилось, что конкурентные рынки сталкиваются с трудностями в решении целого комплекса новых проблем: новые генерирующие мощности оказываются дороже устаревших, но уже проинвестированных и эксплуатирующихся мощностей; приватизация и либерализация объектов электроэнергетики практически повсеместно не привела к обещанному снижению тарифов на электричество; без государственного вмешательства продвижение на рынки новейших технологий (низкоуглеродных технологий, возобновляемой энергетики, «умных сетей», распределенной генерации и пр.) в конкурентном рынке существенно затруднено[14] и пр.

Таким образом, индустриально развитые страны для решения новых проблем в электроэнергетике вынуждены будут прибегнуть к государственному вмешательству в рыночные процессы и осуществить следующий цикл реформ в данном секторе экономики.

Возможно, что России придется, оценив итоги запущенных в первой половине 2000-х годов реформ в электроэнергетике, перейти к новому этапу реформирования отрасли.

В последние годы среди участников российского рынка электроэнергии не раз возникали споры по вопросу необходимости пересмотра направлений и общей модели реформы, звучали требования об отмене принятых нормативных актов и призывы к скорейшим и радикальным решениям. Высказывались самые разные предложения от усиления государственного регулирования до завершения ранее начатых реформ, связанных с приватизацией, дерегулированием и либерализацией российского электроэнергетического рынка, включая такие его сегменты, как сетевой комплекс и розничный рынок.[15]

1.2 Потребление электроэнергии и развитие генерирующих мощностей

Рост потребления электроэнергии в России за период с начала фазы активного экономического роста в среднем составлял около 1,5% в год, а общий прирост составил чуть более 20% за период с 2000-го года.

Обратимся к прогнозным показателям электропотребления, которые были приняты за основу при разработке базового и стратегического для отрасли документа – Генеральной схемы размещения объектов энергетики до 2030 года. В документе описываются два сценария изменения потребления электроэнергии: базовый и максимальный. Среднегодовые темпы изменения уровня электропотребления были почти в 4 раза меньше, чем прогнозировалось даже в базовом сценарии, не говоря уже о максимальном. Также они не учитывали перспективу экономического кризиса 2009года, который сказался на энергопотреблении. [4]

Уже на стадии разработки документа стало понятно, что оба сценария сильно завышены. Дело в том, что существует устойчивая зависимость, связывающая рост потребления электроэнергии и динамику изменения ВВП. Так называемый коэффициент эластичности электропотребления по ВВП отражает насколько увеличивается потребление электроэнергии при приросте ВВП на 1% в год. Для России этот коэффициент равен 0,3-0,33. Его значимое изменение возможно только на длительных временных промежутках, сопровождающихся либо сменой технологических укладов, либо опережающим ростом энергоэффективности, либо коренным изменением в структуре экономики. Для тех темпов роста потребления электроэнергии, которые были учтены при разработке Генхемы, даже по базовому сценарию среднегодовой рост экономики на очень продолжительном этапе должен был составлять около 12-16%!

Средний за 2006-2010гг.: 5,5%

Средний за 2010-2010гг.: 3,8% - реальное изменение электропотребления.

На фоне стабильного, пусть и невысокого в среднем роста электропотребления неуклонное падение темпов ввода новых мощностей, имевшее место в 2001-2009 годах, выглядит действительно угрожающим: спрос возрастал, а возможностей его удовлетворения не становилось больше. Тем не менее, в течение последних трех лет темпы ввода новых мощностей стабильно растут, причем эти показатели уже приближаются к достижениям советского периода. Так, в 2011 году было введено почти 4,7 ГВт, а в 2012 году – уже 6,1 ГВт новых генерирующих мощностей. Практически весь основной объем вводов, начиная с 2008 года (без учета вводов АЭС и ГЭС), обеспечен механизмом ДПМ, что лишний раз подтверждает выгодность таких договоров для генерирующих компаний. [12]

1.3 Тарифы и цены поставщиков электроэнергии

Выше уже отмечалось, что тарифы в электросетевом комплексе росли ощутимо быстрее цен на оптовом рынке электроэнергии. В итоге доля тарифицируемых государством услуг (передача электроэнергии и сбытовая надбавка) увеличилась с 40% в 2008 году до 47% в 2011 году. Для отдельных категорий потребителей (в основном, мелкомоторные на низком напряжении) доля сетей в конечной цене доходит до 80-85%.

Согласно положениям нормативно-правовых актов в области электроэнергетики на розничном рынке применяется следующая система ценообразования:

1. Население и приравненные категории потребителей оплачивают весь объём потребленной электрической энергии по регулируемым ценам (тарифам), установленным органами исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов соответствующих субъектов РФ.

2. На территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, гарантирующие поставщики осуществляют продажу электрической энергии (мощности) (за исключением объема электрической энергии (мощности), поставляемого населению и приравненным к нему категориям потребителей) на розничных рынках по нерегулируемым ценам не выше предельных уровней нерегулируемых цен, рассчитанных в соответствии с основными положениями функционирования розничных рынков исходя из цен на приобретаемые гарантирующими поставщиками электрическую энергию и мощность на оптовом рынке, сбытовой надбавки гарантирующего поставщика и цен на услуги, оказание которых неразрывно связано с процессом снабжения потребителей электрической энергией. При этом цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую потребителям электрической энергии энергосбытовыми организациями, не являющимися гарантирующими поставщиками, являются свободными, складываются под воздействием спроса и предложения и не подлежат государственному регулированию.

3. Торговля электрической энергией и мощностью на территориях неценовых зон оптового рынка осуществляется по ценам (тарифам) или в рамках предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), определенным исходя из регулируемых цен (тарифов), установленных для поставщиков.

Гарантирующие поставщики рассчитывают значения предельных уровней нерегулируемых цен с учетом особенностей, предусмотренных Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 № 442, по формулам расчета предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) и их составляющих согласно Правилам определения и применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), утвержденным постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1179.

В состав предельного уровня нерегулируемых цен входят следующие составляющие:

- средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности);

- тариф на услуги по передаче электрической энергии (мощности);

- сбытовая надбавка гарантирующего поставщика;

- плата за иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям.

1.4. Анализ итогов реформы электроэнергетики

В соответствии с Постановлением Правительства РФ «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», целью реформы является «обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, повышение эффективности производства и потребления электроэнергии, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей», а стратегической задачей реформирования – «перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, обеспечение на этой основе надежного, экономически эффективного удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе». [2] Получается, что в качестве цели реформы российской электроэнергетики была сформулирована просто ее функция как отрасли народного хозяйства, а реформирование должно было стать условием выполнения этой функции в будущем. Для сравнения цель нынешней реформы электроэнергетики Великобритании, как она была сформулирована руководителем Министерства энергетики и изменения климата Великобритании Крисом Хьюном (Chris Huhne) : «Нам необходимо двигаться к экономике с низкими углеродными выбросами, при этом свет должен продолжать гореть, а затраты потребителей на него – падать». Интересы потребителей – одна из ключевых озвученных целей реформы в почти самой либеральной экономике мира. [16]

Глава 2 Состояние рыночной и регуляторной среды

2.1 Состояние рыночной среды

2.1.1 Оптовый рынок

Наиболее простым и эффективным способом оценки рыночной концентрации (отсутствия доминирования) является индекс Херфиндаля-Хиршмана (HHI), который рассчитывается как сумма квадратов рыночных долей (в процентах) всех субъектов рынка в общем его объеме и отражает распределение рыночной власти между всеми субъектами данного рынка. В 2011 году для оптового рынка электроэнергии России в целом индекс принимает значение 629, что соответствует рынку с низкой рыночной концентрацией и отсутствием доминирования. Однако еще в 2008 году этот показатель был равен 540. Несмотря на то, что показатель все еще находится в зоне низкоконцентрированных рынков, очевидна тенденция повышения концентрации на рынке электроэнергии и усиления рыночного влияния некоторых игроков. Наиболее заметным примером процесса повышения концентрации на рынке стало объединение двух оптовых генерирующих компаний (ОГК-2 и ОГК-6) на базе ОГК-2.

Но такая оценка ситуации на рынке электроэнергии и мощности не совсем корректна, так как значительной частью генерирующих компаний владеют одни и те же собственники. Расчет по отдельным собственникам дает значение индекса в 1 169, что уже соответствует рынку с умеренной концентрацией. Следует заметить, что с 2008 года этот показатель также вырос вследствие процессов укрупнения и консолидации энергокомпаний под контролем нескольких ведущих игроков — тогда он составлял 1020. В структуре собственников нужно уделить особое внимание роли государства. Контролируемые, так или иначе, государством компании вместе занимают более 54% оптового рынка электроэнергии. [15]

Несовершенство условий для конкуренции усугубляется исторически сложившимся территориальным размещением различных типов генерации по ценовым зонам: в первой ценовой зоне (Европа и Урал) преобладает тепловая (в основном, газовая) генерация, во второй (Сибирь) ведущую роль играет гидрогенерация.[3]

Однако для электроэнергетики оценка доминирования на рынке по стране в целом (по собственникам и даже по ценовым зонам) является не совсем корректной ввиду наличия значительных инфраструктурных ограничений на перетоки электроэнергии.

Поэтому в 2007 г. по инициативе ФАС России были введены новые индикативные зоны антимонопольного регулирования — зоны свободного перетока мощности.[10] Новые ценовые зоны, формируемые по границам зон свободного перетока мощности, определяют регионы рынка электроэнергии, на которых оценивается доминирующее положение поставщика. Масштаб рынка для антимонопольного регулирования в условиях существования всего двух ценовых зон был слишком велик и формировал искаженные индикаторы доминирования, поэтому количество зон для их определения было значительно увеличено.

На основании расчетов, проведенных в рамках оценки рыночной концентрации по индексу Херфиндаля-Хиршмана, можно утверждать, что ни одна из зон свободного перетока мощности не является рынком с отсутствием доминирующего положения кого-то из участников. Только две зоны можно назвать рынком с умеренной концентрацией: зона № 8, соответствующая части ОЭС Урала, и зона № 25, объединяющая области Центральной России. Все остальные зоны являются рынками с ярко выраженным наличием доминирования). [3]

2.1.2 Розничные рынки

В отношении розничных рынков, ситуация с конкуренцией требует отдельного освещения. С самого начала реформы было неясно, как возможно внедрить конкуренцию на розничных рынках, где историческая и функциональная роль локальных монополий (бывших АО-энерго) особенно сильна. До сих пор практически во всех регионах энергосбытовые компании, образованные в процессе реформирования АО-энерго (АО-энергосбыты), продолжают действовать в географических границах соответствующего субъекта Российской Федерации, а не по группам точек поставки, т.е. фактически в большинстве регионов отсутствует альтернативный гарантирующий поставщик. Доля каждого АО-энергосбыта на рынке своего региона в 2011 году была не ниже 75%, в большинстве же регионов их доля близка к 100%.

В большинстве случаев, подавляющая часть независимых энергосбытовых компаний, являющихся субъектами оптового рынка, действуют в интересах отдельных крупных (в основном промышленных) потребителей. При этом основная масса независимых энергосбытов являются вторичными перепродавцами, приобретая электроэнергию у гарантирующих поставщиков. Как правило, все компании данной группы занимают доминирующее положение на локальных розничных рынках по границам балансовой принадлежности электрических сетей соответствующей сетевой организации. [7]

Значительное количество потребителей просто не имеют возможности выбрать энергосбытовую компанию в виду отсутствия альтернативного ей поставщика. Это приводит к тому, что энергосбыты становятся локальными монополиями в географических границах сетевой организации, у которой заключен договор на передачу электроэнергии с соответствующей энергосбытовой компанией. И даже эксперимент по «насильному» развитию конкуренции в столичном регионе между компаниями Русэнергосбыт и Мосэнерго был признан неэффективным и быстро прекращен.

2.2 Состояние регуляторной среды

2.2.1 Федеральный уровень

Формально в период реформирования отрасли регуляторные функции возлагались на три субъекта: Минэнерго, ФСТ и ФАС. Фактически же центром принятия решений, отраслевой экспертизы на протяжении реформы было РАО «ЕЭС России» и его руководство. В условиях окончательной реорганизации РАО «ЕЭС России» возник опасный управленческий, организационный и правовой вакуум. Решением в данном вопросе стало создание специальной структуры – НП «Совет рынка».

Первоначально целевая модель реформы не предполагала создание подобного наблюдательного органа (впервые предложение о создании НП «Совет рынка» было 18 озвучено главой администрации президента Сергеем Собяниным в марте 2003 г.). Решение о его создании было принято только в 2008 г., т.к. к концу реформы РАО «ЕЭС России» стало очевидно, что:

• государственные органы (Минэнерго России, ФАС России, ФСТ России) не готовы перенять функции по управлению отраслью, которые выполняло РАО «ЕЭС России», многие из которых осуществлялись благодаря наличию у монополии функций и возможностей хозяйствующего субъекта;
• переход к новым рыночным отношениям в электроэнергетике отнюдь не означает, что «невидимая рука рынка» решит все проблемы сама, и даже наоборот: необходимость в качественном регулировании отрасли и контроле за органами «саморегулирования» значительно возросла.

Некоммерческое партнерство «Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью» (НП «Совет рынка») создано в соответствии с исполнением поручения Правительства от 18 июня 2008 года и основывается на Федеральном законе от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике». В соответствии с п. 1 ст. 35 Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» порядок получения юридическим лицом статуса субъекта оптового рынка, участника обращения электрической энергии (мощности) на оптовом рынке представляет собой совершение им всех установленных процедур, необходимых для начала работы на оптовом рынке, в том числе вступление в члены совета рынка.[1]

Действующее в настоящий момент АО «АТС» является дочерней структурой НП «Совет Рынка». АО «АТС» проводит торги и обеспечивает расчеты между производителями и покупателями электроэнергии. Услуги по проведению финансовых расчетов между участниками оптового рынка электрической энергии предоставляются другой дочерней организацией НП «Совет Рынка» – АО «Центр финансовых расчетов». [9]

НП «Совет рынка» призвано выполнять регулирующие функции: создавать единые стандарты работы на рынке, правила функционирования. Партнерство разрабатывает и утверждает Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка и регламенты оптового рынка, ведет реестр субъектов оптового рынка, осуществляет разрешение споров на рынке, осуществляет контроль за деятельностью Системного оператора, а также контроль за соблюдением участниками оптового рынка правил ОРЭМ. Целями создания НП «Совет рынка» являются:

«обеспечение функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка, эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков, формирование благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику и наличие общей позиции участников оптового и розничных рынков при разработке нормативных документов, регулирующих функционирование электроэнергетики, организация на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией, мощностью, иными товарами и услугами, допущенными к обращению на оптовом и розничных рынках, в целях обеспечения энергетической безопасности Российской Федерации, единства экономического пространства, свободы экономической деятельности и конкуренции на оптовом и розничных рынках, соблюдения баланса интересов производителей и покупателей электрической энергии и мощности, удовлетворения общественных потребностей в надежном и устойчивом снабжении электрической энергией». [14]

Таким образом, функции НП «Совет Рынка» можно свести к двум ключевым:

1.функция оператора коммерческой инфраструктуры (обеспечение торгов);

2.согласование позиций участников рынка в рамках нормотворческого процесса.

Данные функции перешли к НП «Совет Рынка» по наследству от расформированного РАО «ЕЭС России», которое на протяжении всего процесса реформирования было фактическим центром управления отраслью и принятия всех ключевых решений. Широкое распространение получило заблуждение о том, что НП «Совет Рынка» является саморегулируемой организацией с юридической точки зрения. Данное заблуждение вызвано как наличием среди официальных целей партнерства «организации на основе саморегулирования … торговли», так и фактическим 20 статусом Партнерства в качества центра сосредоточия отраслевой экспертизы, хотя официально данный вопрос находится в ведении государственных органов (Минэнерго, ФСТ, ФАС). Тем не менее, государство занимает доминирующее положение в органах управления партнерства. Наблюдательный Совет, где принимаются ключевые решения партнерства, находится под полным контролем государства – его представители формируют полностью состав представителей в Палату органов власти (8 из 8), фактически осуществляют полный контроль над Палатой инфраструктурных организаций (4 из 4), постоянно представлены в Палате продавцов через ОАО «Русгидро» и ОАО «Концерн Росэнергоатом», а также временно – через ОАО «ИнтерРАО» (3 из 5). Таким образом, из 22 мест в Совете государство фактически контролирует 15, т.е. свыше 2/3 голосов. [9]

С другой стороны – позиция потребителей электроэнергии представлена крайне слабо. Среди немногочисленных представителей Палаты покупателей в Наблюдательном совете, присутствует ООО «Русэнергосбыт», аффилированный с компанией-генератором Enel. Остальные члены палаты являются либо выразителями специфических интересов самых крупных потребителей (Русал, НЛМК), либо сбытовых организаций, чьи интересы не в полной мере совпадают с интересами средних и малых потребителей.

Тем не менее, несмотря на указанные недостатки, на протяжении переходного периода (с 2008 г по настоящее время) НП «Совет Рынка» выполнял критически важные функции по поддержанию постреформенного status quo, а также являлся связующим звеном между существенной частью участников рынка и государством. В отсутствии четко выраженной позиции государства, которое имело место в постреформенный период, НП «Совет Рынка» стал фактическим центром формирования политики в области электроэнергетики.

При всех недостатках Совета Рынка в данный момент не существует другого органа, способного квалифицированно осуществлять оперативное нормативное и административное управление структурами оптового рынка. А главный недостаток Совета Рынка, единственный, который является неустранимым – это отсутствие полномочий и ресурсов, которые были у РАО «ЕЭС России» в качестве хозяйствующего субъекта. [12]

2.2.2 Региональный уровень

На уровне регионов ключевые регуляторные функции выполняют региональные тарифные органы – наследники региональных энергетических комиссий (РЭК).

Несмотря на строго ограниченный функционал и необходимость руководствоваться в работе методическими указаниями ФСТ России, на результаты работы региональных регуляторов оказывают влияние следующие негативные факторы:

• отсутствие четкой вертикали власти у органов тарифного регулирования, как, например, у органов антимонопольного регулирования (отсутствие прямого функционального подчинения региональных тарифных органов ФСТ России): у ФСТ России отсутствует механизм обеспечения безусловного выполнения собственных решений со стороны региональных тарифных органов;
• сильная зависимость от распоряжений и ориентиров социально- экономической политики руководства регионов (губернаторов): ориентиры регионального развития, обозначаемые руководством региона, превалируют над целями и задачами федерального тарифного регулирования;
• небольшой численный состав и/или ограниченная квалификация исполнителей и, как результат, – сравнительно низкое качество экспертизы и аудита инвестиционных программ и затрат участников регионального «тарифного котла»;
• отставание в развитии системы статистического учета от изменения методологии и способов формирования и установления тарифов, приводящее к невозможности качественного отслеживания исполнения тарифно- балансовых решений на уровне регионов федеральными органами власти.

Используемые формы статистического наблюдения за ценами на электроэнергию в разрезе различных групп потребителей не всегда позволяют достоверно оценить реальный рост цен. [15]

2.3 Анализ воздействия реформы на потребителей

Существует несколько критериев оценки реформы электроэнергетики и ее влияния на конечного потребителя, основные из которых:

• стоимость электроэнергии;
• доступность и стоимость технологического присоединения;
• надежность и качество электроснабжения.

Более того, все данные параметры необходимо рассматривать в сравнении с показателями других развитых стран.[5]

2.3.1 Стоимость электроэнергии

В 2002 году средние цены для промышленных, бытовых и сельскохозяйственных потребителей были примерно на одном уровне (приблизительно 0,7 руб./кВтч). Но в дальнейшем, в результате влияния разнообразных факторов, их изменение было весьма различно. Общим изменением можно считать только то, что цены на приобретенную электроэнергию для всех категорий потребителей неизменно и стабильно росли. Так, средние цены на приобретенную электроэнергию за прошедшие с 2002 года 10 лет существеннее всего увеличились для сельскохозяйственных потребителей (почти в 5,5 раз с 0,7 руб./кВтч до 3,8 руб./кВтч).

Следует обратить внимание и на то, что цены для населения поднялись почти в 3,8 раза, а вот для промышленности величина роста цен оказалась самой небольшой – 2,7 раза. Особо выделяется график роста средних цен на приобретенную электроэнергию для строительства: в 2002 году цены для этой группы потребителей были максимальные среди всех и составляли 1,16 руб./кВтч. Но в последствии, за исследуемый период тренд был скорректирован, стоимость электроэнергии для строительства выросла всего в 2,8 раза и уступила первое место величине стоимости электроэнергии для сельскохозяйственных потребителей. Цифры говорят сами за себя: снижения или хотя бы стабилизации цен на электроэнергию на прежнем уровне после завершения реформы не произошло. Наоборот, за время реформ цена на электроэнергию для промышленных потребителей в России росла в среднем на 10% в год, а в целом за 10 лет стоимость электроэнергии для промышленных потребителей возросла в 2,7 раза и практически достигла показателей США.[6] Следует также уточнить, что в соответствии с официально опубликованной статистикой национальных статорганов РФ и США в ноябре 2012 года цена для промышленных потребителей в России впервые превысила аналогичный показатель в Соединенных Штатах, а по данным, представленным в докладе «Функционирование и развитие электроэнергетики Российской Федерации в 2010 году», это произошло еще в 2010 году. Цены на электроэнергию для конечных потребителей в странах Евросоюза на данный момент еще далеки от российских, что во многом связано с более высокими налогами в Европе, но четко прослеживается тенденция к сближению этих показателей. Так, цены во Франции в среднем растут лишь на 4,5% в год, в Германии – на 7% и только Великобритания весьма близка к показателям роста цен в России – 9,4%.[10]

При рассмотрении в целом за исследуемый период цена на электроэнергию для промышленных потребителей в России увеличилась существеннее всего – 2,7 раза против 2,5 раза в Великобритании, 2 раза в Германии и в среднем по Евросоюзу, всего лишь в 1,5 раза во Франции и в 1,4 раза в США. Такие показатели особенно примечательны тем, что во Франции, стране, в которой присутствует фактически одна естественно монопольная корпорация в электроэнергетике – Électricité de France, – наблюдается наименьший рост цен на электроэнергию, что вызывает диссонанс с мнением о том, что низкие цены могут поддерживаться только на конкурентных рынках. Бесспорно,что более низкие цены во Франции обеспечены высокой долей атомной генерации. Но такая структура установленной мощности могла сформироваться только в рамках грамотного государственного регулирования и целенаправленной государственной политики.[6]

Приблизительно те же тенденции просматриваются и в ценах на электроэнергию для бытовых потребителей с той лишь разницей, что все намеченные тенденции приобретают еще более экстремальные формы. Из рисунка видно, что в России цена для бытовых потребителей росла в среднем на 14% в год и в результате за исследуемый период выросла почти в 3,8 раза. Темпы роста цен в странах Евросоюза составляют в среднем 5-7% в год, а в США – 3,5%. Несмотря на это, разница в цене для бытовых потребителей в России и за рубежом на данный момент все же больше, чем та же разница для промышленных потребителей. Итоговое увеличение цены для промышленных потребителей за прошедшие 10 лет только в Великобритании оказалось более чем в 2 раза (2,1 раза), а в остальных исследуемых странах не достигло и этих показателей: Германия – 1,8 раза, Франция – 1,6 раза, Евросоюз – 1,8 раза, США – всего 1,4 раза. При сохранении нынешних темпов роста цены для бытовых потребителей в России превысят цены в США уже через 3-4 года.

Важно отметить, что более высокая стоимость электроэнергии в странах Европы обусловлена большой долей импортного топлива для электростанций, а кроме того, стимулирующими мерами со стороны государства по развитию альтернативной энергетики, вносящими доминирующий вклад в составляющую конечной цены.[5]

Для России, как и для любой другой промышленно развитой страны, низкие цены на электроэнергию – важнейший фактор ее конкурентоспособности на мировом рынке. В том случае, если Россия не хочет оставаться на периферии мировых экономических процессов, необходим качественный скачок в плане стабилизации и нормализации ситуации с ценами на электроэнергию для конечных потребителей.

2.3.2 Доступность и стоимость технологического присоединения

В последнем рейтинге Всемирного Банка об условиях ведения бизнеса в различных странах (Doing Business) по критерию простоты, продолжительности и стоимости технологического присоединения к электрическим сетям Россия располагается на предпоследнем (184 из 185) месте из всех стран (ниже в рейтинге только Бангладеш):

• предпоследнее 184-е место по количеству процедур – 10 (ниже в рейтинге только Украина – 11);
• 180-е место по средней продолжительности – 281 день;
• 139-е место по удельной стоимости подключения (исходя из стоимости, выраженной через средний доход на душу населения) и одно из последних по абсолютной стоимости подключения – более 1300 долл./кВт.[10]

Черезмерно высокая удельная стоимость технологического присоединения к электрическим сетям очень снижает инвестиционную привлекательность России и вносит весомый вклад в рост цен на многие продукты и услуги. Приведем один наглядный пример. Цена двухкомнатной квартиры в Москве, площадью 70 кв. м составляет 7 млн руб. или 100 тыс. руб./кв. м. Мощность, выделяемая на квартиру, составляет 10 кВт или 13 000 долл. или около 400 тыс. руб., исходя из стоимости, приведенной в исследовании Всемирного Банка. Только стоимость технологического присоединения к электрическим сетям формирует около 6% в цене недвижимости.[6]

2.3.3. Надежность и качество электроснабжения

Существует несколько основных механизмов, которые были введены как средство для повышения надежности и качества электроснабжения. Например, раздельная оплата мощности внедрялась, в том числе, и в качестве средства повышения надежности энергосистемы за счет обеспечения достаточности генерирующих мощностей.

Из нововведений в данной области необходимо отметить последние изменения в 35-ФЗ «Об электроэнергетике», которыми закрепляется использование показателей надежности и качества услуг при утверждении инвестиционных программ сетевых компаний, а значит, эти показатели будут коренным образом влиять и на тарифы сетевых компаний. Фактически это означает, что для разработки и утверждения инвестпрограммы, необходимо для каждой сетевой компании в зависимости от начального состояния сетевых объектов, структуры потребителей, географических, климатических, топографических и иных факторов рассчитать нелинейную и чрезвычайно сложную теоретическую зависимость между объемом инвестиций с учетом разнесения затрат на ремонты и эксплуатацию и новое строительство, и ростом показателей надежности и качества услуг – т.е. какое количество инвестиционных ресурсов необходимо для роста показателей качества и надежности на одну условную единицу или для поддержания их на стабильном уровне. Само по себе это является чрезвычайно сложной задачей, и практически нереализуемо для небольших региональных ТСО. [2]

Необходимо отметить, что удельная капиталоемкость условной единицы надежности или качества может отличаться в разы для различных электросетевых компаний. Эту задачу просто невозможно реализовать без базы данных по динамике показателей надежности и качества в зависимости от затрат на ремонты и новое строительство минимум за 5-7 лет. Однако даже в опубликованной недавно Стратегии развития электросетевого комплекса РФ прямо указывается, что сбор информации для расчета SAIFI и SAIDI в основных компаниях (РСК и ФСК) начат недавно и реализован еще не в полном объеме. В расчете данной зависимости, как и в свое время в оценке базы инвестированного капитала при переходе к RAB, кроется риск дополнительного «раздувания» инвестпрограмм электросетевых компаний и ускоренного роста тарифов.

Однако, несмотря на значительное количество инструментов повышения надежности и качества электроснабжения, действующих через инструменты оптового рынка и тарифы сетевых компаний, до сих пор не создано действенных инструментов, при которых потребитель получает возможность компенсации, возмещения или перерасчета за плановые и неплановые отключения, ненадлежащие параметры частоты или скачки напряжения. Ни один из участников цепочки поставщиков электроэнергии не несет материальной ответственности перед конечным потребителем даже в случае аварийного отключения электроснабжения. Фактически потребители вынуждены оплачивать все инструменты надежности, но гарантий надежности никто не дает, а главное, никто не несет финансовой ответственности за все случаи прерывания электроснабжения. [2]

Глава 3 Итоги реформы

Результаты реформы российской электроэнергетики на сегодняшний день неутешительны. Главными итогами реформирования энергосистемы за последние 10-15 лет, особенно заметными всем потребителям стали:

1.Электроэнергетика стала либеральной. Единая энергосистема поделена на большое количество «кластеров», каждый из которых выполняет свой функционал. Дробление кластеров продолжается;

2.Рост тарифов на электроэнергию составил более 300% за последние 10 лет, а по некоторым регионам более 450%;

3.Усложнился процесс оплаты услуг за потребленную и планируемую к потреблению электроэнергию. Для выбора правильной, наиболее экономичной схемы оплаты даже требуется отдельный специалист – энерготрейдер.

4.Процесс присоединения новых потребителей также значительно усложнился. В процессе присоединения часто участвуют все субъекты энергетики региона – местная, региональная, магистральная сетевая компания (оформляющие между собой договоры о присоединении), системный оператор, региональный комитет по тарифам;

5.Кратно возросло количество жалоб на неисполнение со стороны сетевых компаний договорных обязательств по присоединению потребителей.

Также важно добавить такой существенный фактор, знакомый специалистам энергетики, как безудержный рост долговых обязательств региональных сетевых компаний. Согласно информации открытого доступа, рост общего объема краткосрочных и долгосрочных обязательств сетевых компаний с 2006 по 2014 год исчисляется в миллиардах рублей.

Необходимо отметить, что власть уже в открытую признает, что реформа электроэнергетики оказалась полностью провальной и требует срочных и правильных решений. В сентябре 2017г. об этом говорил уполномоченный по защите прав предпринимателей Борис Титов: «…«Пора признать, что реформа электроэнергетики полностью провалилась, не достигнув ни одной поставленной цели. Центр полностью утратил контроль за тарифами. В стране заявлено 220 тысяч инвестпроектов, из которых реализуется 10−15%, но все эти расходы исправно включаются в тариф», - сказал Уполномоченный.

По некоторым видам тарифов так называемая «инвестиционная составляющая» — прочие расходы, не имеющие отношения к непосредственному производству и передаче услуг ЖКХ, достигает 60%. При этом регулярный рост тарифов и принцип безубыточности позволяет закладывать в них самые невероятные расходы, которые никто не контролирует.

Главное предложение — заморозить все тарифы на два года и затем перейти к новой формуле их расчета, из которой будет исключена инвестиционная составляющая. Методология подразумевает создание единой федеральной информационной системы, в которой будут отражены все поступления и траты оператора, составляющие тариф: непосредственно производство электроэнергии, транспортировка, инвестиционные программы и так далее.

При этом тарифы должны устанавливаться в федеральном центре, но с учетом зональности, по единой формуле. А контроль за ними должен осуществляться с помощью технологии Big data, автоматически реагирующей на отклонения от заданной нормы, что исключит человеческий фактор. «Мы должны в каком-то смысле сделать шаг назад, -  потому что децентрализазация энергетических компаний не породила на рынке конкуренцию — появились новые монополии, только региональные». [13]

Заключение

В течение многих десятилетий электроэнергетика во всем мире была регулируемой даже в странах со зрелой рыночной экономикой. Лишь в последние 20 – 25 лет пришло осознание того, что совсем необязательно сохранять данную отрасль в условиях естественной монополии. Во многих сферах электроэнергетики (например, в сбыте и производстве) вполне возможны конкурентные отношения, кои способны повысить эффективности работы отрасли.

В истории российской Единой энергетической системы насчитывается более 50 лет. Ее формирование и развитие осуществлялось в условиях советского планового хозяйствования, со всеми его достоинствами и недостатками. Как уже отмечалось ранее, реформа электроэнергетики в нашей стране проводится в отношении той отрасли, доставшейся современной России в наследство от Советского Союза, и все вводимые за последние 15 лет объекты и мощности проектировались и строились еще в Советском Союзе.

Однозначно ясно, что состояние российской электроэнергетики в 1990-2000 годах оставляло желать лучшего, и она нуждалась в серьезных преобразованиях. Такие преобразования должны осуществляться осмотрительно и дальновидно.

В настоящее время, Россия является частью мирового энергетического рынка и занимает одно из ведущих мест в мировой системе оборота энергоресурсов. По данным, представленным в ежегодном докладе «International Energy Outlook», она занимает одно из первых мест по запасам и объемам добычи природного газа и угля. Российская атомная энергетика составляет двадцатую часть мирового рынка атомной электрогенерации, 15% мирового рынка реакторостроения, 45% мирового рынка обогащения урана, 15% мирового рынка конверсии отработанного топлива и обеспечивает 8% мировой добычи природного урана. Большие запасы энергоресурсов, рассредоточенные на территории страны, предопределяют ее существенную роль во всех энергетических сценариях. Но стоит помнить, что само наличие ресурсов вовсе не означает стабильного развития отрасли. Кроме того, экстенсивный вариант функционирования экономически несостоятелен и требует переосмысления роли энергетического сектора в жизни общества, пересмотра системы взаимоотношений отрасли и государства.
Запас прочности, заложенный в советские годы, к концу прошлого десятилетия подошел к предельному уровню, и состояние отрасли стало представлять серьезную угрозу экономической безопасности страны. Эта проблема была обоснована в энергетической стратегии России на период до 2020 г.: «В долгосрочной перспективе сам топливно-энергетический комплекс может не выдержать своей ведущей роли «локомотива» и «донора» российской экономики не в силу исчерпания самих природных ресурсов, а в силу технологических и финансовых ограничений, сдерживающих не только расширенное, но подчас и простое воспроизводство энергетического потенциала, которое становится все более капиталоемким».

Библиография

1. Об электроэнергетике: Закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г // Консультант Плюс.

2. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации: Постановление правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 г.// Консультант Плюс.

3. Аукуционек С., Электроснабжение Сибири// ЭКО. 2008. №1. – 21с.

4. Морозова Т.Г. Наращивание темпов электроэнергии. // Энергия. 2008. №3.- 21с.

5. Щербанина Ю.А.. Мировая экономика // Юнити. 2008г. -513с.

6. Булатов К.Н.. Страны и регионы мира. Экономико-политический справочник под ред. А.С.Булатова.// Проспект, 2010 (3-е изд.).- 704с.

7. Фомина В.М..Экономика электроэнергетики/ / ИПК Госслужбы. 2005 г. – 405с.

8. Калмыков Н.Т. Основные направления реформирования электроэнергетики// Эксперт. 2010. №5. – 28с.

9. Морозова Т.Г. Государственное регулирование экономики // Академия, 2012. - 740с.

10. Ломахин В.К.. Мировая экономика / / Экономистъ, 2010г. - 650с.

11. Гительман Л., Ратников Б. Реформа электроэнергетики: оценка эффективности и корректировка курса // «Энергорынок», 2009 №1. – 6с.

12. Яновский А.Б Энергетическая стратегия России до 2020г., М., 2001 г.-792с.

13. http://ombudsmanbiz.ru/2017/09/reforma-elektroenergetiki-polnostyu-provalilas/#1 (дата обращения 29.09.2017г.)

14. http://ipem.ru/files/files/research/27_05_2013_power_reform_analysis.pdf (дата обращения 02.08.2017г.)

15. http://ipem.ru/news/publications/434.html (дата обращения 02.08.2017г.)

16. http://www.forbes.ru/ekonomika/vlast/73054-elektronergetika-besprosvetnaya-reforma (дата обращения 02.08.2017г.)

17. http://www.csr-nw.ru/files/publications/reform_ee_2014.pdf (дата обращения 02.08.2017г.)