.Реформа электроэнергетики в России.

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Электроэнергетика играет ключевую роль в развитии экономики России. Во всех своих проявлениях она представляет собой основу всей общественной жизни, поскольку обеспечивает комфортное существование граждан, а также функционирование и развитие промышленного комплекса страны, то есть все затраты на энергоресурсы создают экономическую среду.

В последнее десятилетие в электроэнергетике России происходят широкомасштабные структурные изменения. В первую очередь, это связано с либерализацией рынка электроэнергии (мощностей) и отказом от государственного контроля над отраслью. Причины реформ в энергетике: низкая эффективность производства и потребления электроэнергии, несовершенство государственного регулирования электроэнергетики, снижение управляемости и эффективности функционирования, дефицит инвестиционных ресурсов, снижение надёжности электроснабжения, кризисное состояние научно-технического развития, ухудшение показателей финансовой устойчивости, отсутствие эффективной системы корпоративного управления.

В России реформа электроэнергетики началась гораздо позже, чем во многих других странах. Реформирование электроэнергетики осуществлялось довольно быстрыми темпами и оказалось наиболее радикальным по сравнению с зарубежными странами. Также электроэнергетика России оказалась первой отраслью национального хозяйства, где были произведены существенные изменения в сравнении с другими монополиями страны.

Вопросы реформирования электроэнергетики Российской Федерации являются одними из самых актуальных для производственных предприятий. После вступления страны в ВТО обострилась конкурентная борьба на отраслевых рынках, и соотношение между ценой и качеством продукции, значительную часть себестоимости которой составляют энергозатраты, формирующее конкурентоспособность, будет долго являться объектом пристального анализа.

Цель курсовой работы – исследовать реформу электроэнергетики в России.

В соответствие с поставленной целью необходимо решить следующие задачи:

- привести характеристику первого этапа реформирования электроэнергетики в России;

- охарактеризовать второй этап реформирования электроэнергетики в России;

- проанализировать итоги реформы и проблемы развития электроэнергетики;

- выявить тенденции в области регулирования электроэнергетики;

- рассмотреть перспективу завершение формирования структуры сетевого комплекса;

- выявить перспективы развития розничных рынков и реформирование.

Объект исследования – отрасль электроэнергетики в России.

Предмет исследования – процесс реформирования электроэнергетики в России.

В процессе выполнения работы использовались традиционные экономические методы анализа как: монографический, сравнительный, статистический, и другие.

Информационная база. При написании курсовой работы были использованы научные и учебные издания по теме исследования, материалы периодических изданий, аналитика с официальных сайтов по электроэнергетики России.

1. Этапы реформирования электроэнергетики в России

1.1. Характеристика первого этапа реформирования электроэнергетики в России

Сам процесс реформирования электроэнергетической отрасли в России условно можно разделить на 2 этапа.

Выявим ключевые характеристики первого этапа реформирования электроэнергетики в России. Данный этап начался в середине 90-х годов. Его результатом оказалось введение в отрасль новой системы хозяйственных отношений, отвечающих рыночной экономике [12, c. 50].

Вызванная неравномерным размещением генерирующих мощностей и зависимостью большинства регионов от межсистемных перетоков электроэнергии и мощности реструктуризация проводилась в период 1992-1994 гг. Данная реструктуризация опиралось на следующие элементы:

- акционирование и приватизация электроэнергетических объединений, а также образование на их основе 72 региональные энергокомпании, которые находятся в одинаковых «стартовых» экономических условиях;

- исключение из состава электроэнергетических объединений 51 крупной электростанции в качестве самостоятельных субъектов и выведение их на Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ);

- создание и введение оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности с элементами конкуренции в сфере генерации электроэнергии;

- формирование государственного концерна «Росэнергоатом», использующего атомные электростанции на внебюджетной (самофинансирующейся) основе;

- образование около 1340 оптовых продавцов-перекупщиков (ОПП) электроэнергии, обеспечивающих гибкость в удовлетворении электроэнергетических потребностей и практически не владеющих собственными энергомощностями;

- создание сетевой организации РАО «ЕЭС России», обеспечивающей всем участникам ФОРЭМ одинаковый доступ к межсистемным линиям электропередачи, а также являющейся по совместительству и холдинга, который владеет 49% акций всех региональных электроэнергетических компаний и контрольными пакетами всех электростанций, выведенных на ФОРЭМ [12, c. 51].

Открытое акционерное общество энергетики и электрификации «Единая энергетическая система России» (РАО «ЕЭС России») было образовано в декабре 1992 года. Компаниям, входящим в РАО «ЕЭС», было передано в использование 72,1% установленной мощности, что дало возможность им обеспечивать 69,8% от общей выработки электроэнергии и 32,7% теплоэнергии, а также распределять практически всю (96 %) электроэнергию. Мощность компаний холдинга превышала 156 ГВт, что делало ее крупнейшей электроэнергетической компанией в мире. Образование РАО «ЕЭС России» позволило сохранить качественное и устойчивое снабжение потребителей электрической энергией. В 1997 г. в состав холдинга были включены территориально обособленные подразделения Межсистемных электрических сетей: Центра, Юга, Северо-Запада, Урала, Волги, Сибири, Востока.

Следует отметить, что владельцем контрольного пакета акций большинства отраслевых компаний являлась РАО «ЕЭС России». Этот факт способствовал своеобразной преемственности регулирования в условиях сложного переходного периода. Подобная структура управления отраслью во многом восстановила прошлую систему административно-отраслевого управления. Однако, её специфика заключалась в работе на основе имущественных отношений. Данная структура позволяла решать важную задачу – обеспечивать надёжным электроснабжением потребителей [18, c. 9].

Первый этап реформирования сохранил доминирующее влияние государства в отношении функционирования и развития отрасли. Данное влияние производилось с помощью различных имущественных механизмов. В частности, в виде владения государством контрольных пакетов акций электроэнергетических компаний. Также доминирующая роль государства заключалась и в всеобщем регулировании цен (тарифов) на оптовом и розничных рынках электроэнергии.

В первые годы создания потенциально новой экономической среды данная ситуация, где присутствовал значительный дисбаланс среди интересов государства и бизнеса, считалась вынужденной мерой. Однако сохранение данного дисбаланса в последующие годы способствовало возникновению целого ряда негативных тенденций в электроэнергетической отрасли [21]:

- резкому и необоснованному увеличению производственных и инвестиционных издержек при отсутствии реальных антизатратных стимулов на рынке;

- отрицательному изменению финансового положения компаний из-за политики госрегулирования (удерживания цен (тарифов) электроэнергии, перекрестного субсидирования), а также неплатежей;

- сохранению плохой инвестиционной привлекательности отрасли и отсутствию значительных внешних инвестиций.

Кроме того, функционирование частично реформированной электроэнергетики выявило ее слабые стороны, которые, совместно с неблагоприятными внешними факторами (спад производства, неплатежи и др.), способствовали уменьшению отраслевой эффективности:

- отсутствие приемлемого режима работы электростанций и, как следствие, увеличение удельного расхода топлива;

- увеличение потери электроэнергии в электрических сетях;

- повышение относительной численности задействованного персонала компаний;

- снижение потребления электроэнергии, которое вызвало рост резервов установленных мощностей в ЕЭС России. Накопившийся избыток мощности составлял около 70 млн кВт. Поддерживая надежную и устойчивую работу ЕЭС России, он оказался дополнительной финансовой нагрузкой на потребителей, поскольку оплачивался ими;

- значительное уменьшение эффективности капитального строительства и всего инвестиционного процесса. Что явилось в основном результатом действующего порядка финансирования электроэнергетики, предусматривающего создание финансовых источников за счет введения инвестиционной составляющей в тарифы на электроэнергию.

Таким образом, все выявленные обстоятельства послужили причиной образования Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности). Данное событие стало первой ступенью к рыночным отношениям в электроэнергетике.

Регулирования положения данного рынка осуществлялось с помощью Постановления Правительства РФ «О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)» от 12 июля 1996 г. № 793 с последующими дополнениями и изменениями. Образование ФОРЭМ основывалось на определённых принципах [10, c. 99]:

1) формирование рынка исключительно из производителей электроэнергии – региональных акционерных обществ (АО «Энерго») и крупных потребителей электроэнергии, в том числе перепродавцов. Весь электроэнергетический рынок условно необходимо делить на две зоны – Европейскую и Сибирскую, в которых наблюдаются существенные экономические различия в условиях производства и поставок электрической энергии и мощности;

2) организация условий для заключения на рынке долгосрочных, среднесрочных и краткосрочных контрактов на поставку электрической энергии и мощности между субъектами ФОРЭМ. Краткосрочные договоры и заказы, включая суточные, заключаемые в реальном режиме времени, должны образовывать «спотовый рынок»;

3) оказание диспетчерского регулирования графиков нагрузки и предоставление нужного резервирования электроэнергетических мощностей с помощью ЦДУ (центрального диспетчерского управления) и ОДУ (объединенных диспетчерских управлений);

4) государственный контроль и регулирование региональных тарифов на электрическую энергию и мощность, а также образования многоставочных тарифов.

Следует отметить, что на ФОРЭМ действовали не рыночные механизмы формирования цены. Тарифы на электроэнергию и размер платы за услуги устанавливала Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК). На площадке ФОРЭМ свою продукцию продавали электростанции федерального уровня, генерирующие компании (группы электростанций), АО-энерго и другие производители электроэнергии. Основными покупателями электроэнергии были региональные АО-энерго и конечные потребители (юридические лица) – оптовые покупатели, допущенные на ФОРЭМ. Появление данного рынка привело к тому, что компании отказались покупать энергию у региональных

АО-энерго и стремились выйти на прямые ее покупки на ФОРЭМ. Это объяснялось тем, что в цену энергии, которую продавали АО-энерго, включались расходы на перекрестное субсидирование льготных абонентов (население, бюджетные организации и др.). А при покупке на ФОРЭМ перекрестной составляющей в тарифах не было, в результате цена оказывалась ниже в 2 раза и более. Поэтому в 2001 году началось бегство промышленных предприятий от АО-энерго на ФОРЭМ. Однако удалось это не более 20 промышленным предприятиям. Массовому выходу мешали технические сложности и административные барьеры. Формально выход на ФОРЭМ был открыт для любого предприятия, имевшего не менее 100 млн кВт⋅ч годового потребления электроэнергии. На практике этому препятствовали региональные энергетические комиссии и РАО «ЕЭС России», потому что региональное АО-энерго, растеряв крупных покупателей (крупных предприятий) и лишившись части денег, необходимых для доплаты за льготных потребителей, неизбежно сталкивалось с необходимостью в одночасье повышать тарифы для населения и бюджетных организаций в 2 раза, что было недопустимо по политическим и социальным соображениям либо оказаться банкротом [8].

Проблема перекрестного субсидирования в то время требовала особенного внимания, однако в полной мере она не разрешена и сегодня. После разделения региональных АО-энерго на конкурентные и монопольные виды деятельности механизм, по которому работал ФОРЭМ, стал мешать развитию энергосистемы. На ФОРЭМ главным приходилось соблюдение планового сальдо перетоков. Сбытовым подразделениям АО-энерго оказалось удобнее загружать неэффективные электростанции внутри конкретного региона, чем дать возможность потребителям получать более дешевую энергию извне [8].

Данная схема полностью противоречила системе конкуренции среди генерирующих компаний. Против конкуренции также работал и механизм регулирования тарифов на ФОРЭМ. В результате этих событий ФОРЭМ прекратил свое существование в сентябре 2006 года.

Таким образом, первый этап реформирования электроэнергетики, осуществлявшийся в период с 1992 года по 1997 год в России, связан с попытками сформировать «классический рынок» электроэнергии с помощью принудительного распада единого электроэнергетического комплекса. При этом прогнозировалось, что механизм цен в либерализованной среде автоматически будет способствовать уменьшению тарифов на электрическую энергию.

1.2. Характеристика второго этапа реформирования электроэнергетики в России

Второй этап реформирования электроэнергетической отрасли России, начался в 1998 года и был обусловлен отказом от всех попыток создать классический рынок электроэнергии. Его основой послужил указа Президента РФ «Об основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» № 426 от 28 апреля 1997 г. В результате 1998 год была внедрена новая схема купли-продажи электрической энергии, представлявшая собой соперничество производителей за доступ к рынку. Также в 1998 году произошёл запуск линии Барнаул – Итат напряжением 500 кВ. Спустя год возобновилась параллельная работа ОЭС Сибири и Казахстана с Европейской частью России, также были подписаны договоры о синхронной работе с Грузией и Азербайджаном. Заключение подобного рода соглашения с Украиной и Литвой восстановило единое энергопространство на территории бывшего СССР. До 2000 года уровень оплаты услуг со стороны потребителей в сфере электроэнергетики оставался довольно низким показателем. По статистическим данным на начало 1998 года задолженность потребителей оказалась выше 100 миллиардов рублей. В свою очередь, это способствовало стремительному росту кредиторской задолженности компаний холдинга РАО «ЕЭС России» [5].

Значительно осложняло текущую деятельность электроэнергетических компаний и отсутствие финансирования, которое проявлялось через нехватку топлива, задержку зарплаты персоналу, остановку строительства новых энергообъектов, а также сокращение объемов ремонтов. К 2000 году РАО «ЕЭС России» смогло добиться стопроцентного уровня оплаты электрической энергии со стороны потребителей, а также нашло способ урегулировать свою задолженность перед бюджетами и бизнес-партнерами. Также в очень короткие сроки была устранена угроза несостоятельности (банкротств) ряда региональных электроэнергетических компаний холдинга, погашены долги по заработной плате и остановлен отток квалифицированных кадров.

Установившийся с 2000 года экономический рост в России вызвал также и рост энергопотребления. Спрос на электрическую энергию в России ежегодно повышался на 2-4%. В период с 2000 по 2007 год он увеличился на 15,7% - с 851,2 до 985,2 млрд кВт⋅ч [5].

Совету директоров РАО «ЕЭС России» 4 апреля 2000 года был представлен на обсуждение первый проект Концепции реструктуризации компании. С целью усиления процесса преобразований была разработана детальная программа реформирования электроэнергетики. За основу данной программы была взята комплексная система мер по реструктуризации электроэнергетической отрасли, включающая:

- разделение условий коммерческой деятельности компаний на рынке электроэнергии: ужесточение тарифного регулирования в естественно- монопольных секторах и поэтапная либерализация совместно с внедрением конкурентных механизмов в секторах генерации и сбыта электрической энергии;

- постепенную ликвидацию вертикально – интегрированной структуры бизнеса и др.);

- преобразование структуры собственности с разделением по выделенным секторам, где обеспечивается доминирующая роль государства в сетевом бизнесе и последовательное снижение государственного участия в компаниях, генерирующих и сбывающих электрическую энергию, с соответствующим повышением доли частного капитала в этих потенциально конкурентных сферах [11, c. 192].

Таким образом, предложенная программа была нацелена на ликвидацию существовавшего дисбаланса интересов государства и бизнеса при помощи организационного и имущественного отнесения интересов последних к отдельным секторам в электроэнергетике. Согласно цели программы реформирования область доминирующего влияния бизнеса постепенно овладеет всеми видами оперативно-хозяйственной деятельности. Главная цель преобразований состояла в создании условий для развития электроэнергетики на основе стимулирования инвестиций, то есть увеличении эффективности электроэнергетических компаний с помощью формирования условий для прихода в отрасль частных инвесторов и обеспечения качественного и устойчивого электроснабжения потребителей.

В ходе реформы все региональные АО-энерго были разделены на генерирующие, сбытовые и сетевые компании.

Желание внедрить конкурентные отношения в сферу электроэнергетической естественной монополии было вызвано стремлением преодолеть основные недостатки рынка и свести к минимальному значению трансакционные издержки путём нестандартных форм их уменьшения.

Окончание структурной реформы совместно с развитием реальной конкуренции в секторе производства и сбыта электроэнергии способствовали отказу от существования головной компании. На протяжении всей реформы осуществлялись коренные преобразования: видоизменялась система государственного регулирования и контроля отрасли, создавался конкурентный рынок электроэнергии, образовывались новые компании. Значительно изменилась и структура отрасли: осуществилось разделение естественно-монопольных (передача и распределение электроэнергии, диспетчеризация) и конкурентных (генерация, сбыт, ремонт и сервис) функций, и т.д. Предыдущая монопольная структура электроэнергетики, при которой все элементы - от генерации до сбыта - находились под контролем одной компании, исчезла. На смену РАО «ЕЭС России», после 30 июня 2008 года, пришли новые самостоятельные участники рынка электроэнергетики, которые специализировались на определенных видах деятельности и контролировали соответственные профильные активы. Сформировавшаяся на текущий момент структура электроэнергетической отрасли представлена на рисунке 1.1, а степень влияния государства на элементы данной структуры отражена в рисунке 1.2 [11, c. 195].

Рисунок 1.1 – Новая целевая структура электроэнергетической отрасли

В результате образовались необходимые условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения. Задачи и цели электроэнергетической реформы обозначены в Постановлении Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» [1]. С учетом последующих изменений в нормативно-правовой базе цели и задачи реформирования были детализированы в «Концепции Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2005-2008 гг. «5+5» [23].

Рисунок 1.2 – Новая целевая структура электроэнергетической отрасли с учётом степени влияния государства

Предполагаемые изменения были успешно реализованы за период с 2001 по 2008 годы. В результате на территории РФ стали действовать оптовый и розничные рынки электроэнергии, цены которых не регулируются государством, а создаются на основе спроса и предложения. Под контролем Федеральной сетевой компании (ФСК) оказались магистральные сети, в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК) стали объединяться распределительные сети электроэнергетического комплекса, а все права и обязанности региональных диспетчерских управлений перешли общероссийскому Системному оператору. Все активы производства были включены в состав межрегиональных компании, состоящих из двух видов.

К первому виду относятся генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании – ОГК), а ко второму – территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, которые специализируются на генерации исключительно электрической энергии. В ТГК же входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна («РусГидро») – на основе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов [23].

Решение об образовании Федеральной сетевой компании было принято Правительством России летом 2001 года в рамках реформирования электроэнергетики. Федеральная сетевая компания создана как организация по управлению Единой национальной электрической сетью (ЕНЭС).

Государственная регистрация Компании состоялась 25 июня 2002 года. ОАО РАО «ЕЭС России», выступившее единственным учредителем, передало в уставный капитал Компании системообразующий электросетевой комплекс, относящийся к ЕНЭС. В настоящее время правила функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности регулируются Постановлением Правительства РФ №1172 от 27 декабря 2010 года (в ред. от 09.09.2016) [2].

Одновременно в рамках реформирования электроэнергетики происходил процесс консолидации электросетевых объектов, относящихся к ЕНЭС, под управлением Федеральной сетевой компании. В 2007 году на базе реорганизованных АО-энерго (дочерних и зависимых обществ ОАО РАО «ЕЭС России») были созданы 56 Магистральных сетевых компаний (МСК).

Принадлежащие ОАО РАО «ЕЭС России» акции МСК были переданы в оплату дополнительного выпуска акций Федеральной сетевой компании.

1 июля 2008 года ОАО РАО «ЕЭС России» и 54 МСК были присоединены к Федеральной сетевой компании. Еще 2 МСК (ОАО «Томские магистральные сети» и ОАО «Кубанские магистральные сети») остались ее дочерними обществами. В результате акционерами Федеральной сетевой компании стали более 470 тысяч бывших акционеров ОАО РАО «ЕЭС России» и МСК [22].

17 июня 2002 года было зарегистрировано ОАО «Системный оператор –Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системой» 3 (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») – первая инфраструктурная организация реформируемой электроэнергетики России. В период 2002-2008 годов формировалась организационная структура Системного оператора. В сентябре 2002 года функции по оперативно-диспетчерскому управлению объединенными энергетическими системами приняли филиалы ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» объединенные диспетчерские управления (ОДУ). В декабре того же года были выделены из структуры региональных электроэнергетических компаний и приступили к управлению режимами энергосистем субъектов РФ три первых региональных диспетчерских управления (РДУ) – Северокавказское, Свердловское и Тульское. К концу 2004 года в структуре Системного оператора работало уже 56 РДУ. В 2008 году после образования Балтийского, Иркутского, Новосибирского РДУ и РДУ Татарстана, единая трехуровневая диспетчерская вертикаль была полностью сформирована.

Структура Системного оператора в настоящее время представляет собой работу 7-ми ОДУ, 50-ти РДУ и 15-ти региональных представительств. Вместе с тем, с 2007 года в составе ОАО «СО ЕЭС» в качестве дочернего зависимого общества находится Научно-исследовательский институт по передаче электроэнергии постоянным током высокого напряжения (НИИПТ) [3].

Данный Институт основан в 1945 году и является многопрофильным электроэнергетическим научно-исследовательским центром, головной научной организацией отрасли в области развития системообразующей сети Единой энергетической системы России и межгосударственных электрических связей. В конце декабря 2007 – начале январе 2008 года было закончено создание целевой структуры всех тепловых ОГК и ТГК, к своему завершению подошёл первый этап консолидации ОАО «РусГидро».

В результате реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» на основании решения внеочередного общего собрания акционеров от 26 октября 2007г. было создано Открытое акционерное общество «Холдинг МРСК». Уставный капитал при реорганизации был сформирован за счет добавочного капитала и нераспределенной прибыли прошлых лет ОАО РАО «ЕЭС России», переданных по разделительному балансу. Целью его создания было выделение компании, которой передавались принадлежащие ОАО РАО «ЕЭС России» акции всех межрегиональных распределительных сетевых компаний. Данная цель была обозначена в Концепции Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» «5+5», принятой Советом директоров ОАО РАО «ЕЭС России» 29 мая 2003г. [17, c. 21].

Новый холдинг, действовавший в секторе электроэнергетики РФ, объединил в своей структуре межрегиональные и региональные распределительные электросетевые компании (МРСК/РСК), научно- исследовательские и проектно-конструкторские институты, строительные и сбытовые компании. 97 филиалов МРСК/РСК были расположены на территории 69 субъектов Российской Федерации. В зоне ответственности компаний Холдинга МРСК эксплуатировались электрические сети десяти классов напряжения от 0,4 до 220 кВ. В настоящее время Федеральная сетевая компания имеет разветвленную инфраструктуру, составляющую основу экономики государства. Объекты электросетевого хозяйства находятся в 77 регионах РФ общей площадью более 15 млн кв. км. ФСК занимает лидирующее место в мире по протяженности линий электропередачи (более 139 тыс. км) и трансформаторной мощности (332,5 тыс. МВА) среди публичных электросетевых компаний. В компании задействованы более 24 тысяч человек. Также компания входит в перечень системообразующих организаций, имеющих стратегическое значение [22].

1.3 Итоги реформы и проблемы развития электроэнергетики

Реформирование электроэнергетики – одно из наиболее масштабных успешных рыночных преобразований в новейшей истории России. Реформа стала вторым (после кризисного управления конца 1990-х годов) этапом преобразований в РАО «ЕЭС России». Сегодня прошло больше десяти лет с момента ее запуска. В результате ее осуществления были достигнуты две основные цели преобразований: повышение эффективности российского электроэнергетического комплекса и надежное, бесперебойное обеспечение потребителей доступной электроэнергией.

Достижению целей способствовало несколько факторов, и один из наиболее главных – это рост инвестиций. Только за 2008–2013 годы объем капитальных вложений составил 4,2 трлн рублей, из них около 1 трлн рублей – это частные инвестиции. В целом объем вложений превысил предыдущую пятилетку почти в три раза. Объемы вводов генерирующих мощностей выросли с 1 500 мегаватт в 2000–2009 годах, до почти 5 000 мегаватт в 2011–2013 годах. Сегодня на этапе строительства находится еще порядка 15 000 мегаватт, ввод которых ожидается в ближайшие 3–4 года. Другое важное достижение – это усиление конкуренции среди генерирующих компаний как следствие изменения структуры рынка. Кроме того, повысилась эффективность генерирующего оборудования [15, c. 7].

Одним из главных показателей эффективности является удельный расход условного топлива, за последние два года произошло его снижение с 335 до 329 граммов. Это результат ввода более 12 000 тысяч мегаватт новых современных мощностей на основе парогазового цикла. За последние пять лет продолжительность отключений электроэнергии снизилась в два с половиной раза. Количество технологических нарушений в электросетевом комплексе за последние два года снизилось на 20%. Для энергосистемы масштаба Российской Федерации это серьезное достижение. Реформированная энергетика стала фактором сдерживания роста цен: конечная средняя цена для потребителя на электроэнергию с 2003 по 2012 год возросла в 3,2 раза для промпотребителей и в 3,3 раза для населения. При этом цена на газ за тот же период выросла в 4,2 раза, цена на уголь – в 2,7 раза. Созданы институты регулирования отрасли нового формата, в том числе саморегулирующая структура – НП «Совет рынка». Подобные институты создают основы развития отрасли на конкурентных началах при уменьшении влияния государства.

Подводя итоги реформирования электроэнергетики России, можно сделать неутешительный вывод: реформу нельзя назвать завершенной, так как почти не одна из поставленных перед реформой задач не была достигнута до конца. Ключевые проблемы российской электроэнергетики носят системный характер. Системной проблемой генерирующего сектора остается отсутствие механизмов, стимулирующих предпринимательскую инициативу и конкуренцию за потребителя, способствующих энергосбережению, снижению издержек и повышению эффективности производства [15, c. 10].

Системной проблемой электросетевого комплекса, препятствующей росту эффективности и снижению темпов роста тарифов, является его непрозрачность. Непрозрачность начинается на этапе формирования инвестиционных программ, продолжается на региональном тарифообразующем уровне, где все еще не решена проблема перекрестного субсидирования, и достигает пика при утверждении тарифов на местном уровне. Аналогично генерации системной проблемой сбытового сектора является отсутствие механизмов, способствующих появлению реальной конкуренции за потребителя. Также важная проблема данного сектора – это недостаточная платежная дисциплина. Еще одной системной проблемой отрасли является отсутствие эффективного государственного регулирования и должного государственного контроля.

Все эти проблемы должны быть решены в процессе дальнейшего реформирования отрасли при полноценной вовлеченности государства. Именно должное государственное регулирование в электроэнергетике является необходимым требованием для её дальнейшего развития в интересах всей экономики страны. Очевидно и то, что дальнейшую модернизации отрасли необходимо проводить в пользу потребителей. Так как ликвидация или перенос энергоемкого производства за рубеж из-за высоких цен на электроэнергию, в конечном счете, может привести к тому, что некому её будет продавать. Понятно, что от этого проиграют все: генерирующий, сетевой и сбытовой сектора электроэнергетики, а также потребители в частности, и государство в целом.

Особенность любой реформы заключается в том, что, однажды начав преобразования, поставить точку невозможно. Нельзя принять универсальное решение, раз и навсегда определяющее ситуацию. Особенно это сложно сделать в электроэнергетике, где физика процесса тесно связана с экономикой. Период реформ электроэнергетики времен РАО «ЕЭС России» заложил основы «конкурентного» подхода к регулированию сектора в России. Этот подход дал заметный положительный результат [9, c. 269].

Необходимо продолжить развитие отрасли в духе реформ РАО «ЕЭС России», основываясь на созданном реформаторами фундаменте и с учетом анализа допущенных ошибок – это поможет решить текущие проблемы отрасли, повысить качество электроснабжения потребителей и, что особенно важно, обеспечить формирование адекватных и предсказуемых в долгосрочной перспективе цен на электроэнергию.

2. Перспективы развития электроэнергетики в России

2.1. Тенденции в области регулирования электроэнергетики

Дух и буква реформы РАО «ЕЭС России» предполагали либерализацию рынка для генерирующих компаний, открытость, развитие конкуренции с целью формирования объективной цены на электроэнергию. Сегодня видно все больше тенденций к отходу от конкуренции в сторону усиления прямого регулирования на оптовом рынке. Рынок обрастает нерыночными механизмами, как опухолью, и это проводит к снижению конкуренции. Растет риск повышения неэффективности, а значит необоснованного увеличения стоимости электроэнергии для конечного потребителя.

Пример роста доли регулируемого сегмента в генерации – появление статуса «вынужденной генерации». Число таких мощностей растет (поставка мощности в вынужденном режиме, по данным Системного Оператора: 2012 год – 6,100 МВт, 2013 год – 10,600 МВт, 2014 год – 10,300 МВт; в 2015 году эта величина составляет до 20,000 МВт). «Вынужденные» мощности уходят из конкурентного сегмента и по факту переходят к ценообразованию затраты плюс. Это губительно для конкурентного рынка, поскольку прямые субсидии отдельным игрокам на конкурентном рынке (в случае вынужденных генераторов субсидии предоставляются неэффективным игрокам), ставят в более трудное положение оставшихся на рынке игроков [6, c. 90].

Чтобы представить, к чему может привести предоставление таких субсидий, достаточно посмотреть на пример европейского энергорынка, где предоставление субсидий «зеленой» энергетике фактически исказило рыночный элемент ценообразования на либерализованном рынке, потребовало введения платы за мощность и фактически привело к росту цен на электроэнергию для конечного потребителя.

Сохраняется сектор регулируемых договоров (примерно 20 % от объема продаж на оптовом рынке), на котором тарифы и объемы поставок устанавливает регулятор. Произошел отход от изначально заложенного графика либерализации, по которому предполагалось отменить регулируемые договора (РД) в 2015 году. Вместо отмены РД, в закон об электроэнергетике были внесены корректировки, которые бессрочно отменили цель по дерегулированию этой части рынка. Видится необходимость вернуться к идее 100 % либерализации рынка с целью усиления конкуренции.

Рынок мощности оказался излишне зарегулированным. Его действующая модель предусматривает сегментированность системы на множество зон свободного перетока (в 2007 году – 31, в 2013 году – 21), и лишь в нескольких из них действует свободное ценообразование. Сегодня можно констатировать тот факт, что установленные в 2007 году границы зон свободного перетока не отражают действительные границы перетоков и границ, где фактически происходит запирание сечений. Это произошло за счет ввода новых объектов сетевой инфраструктуры, то есть назрела необходимость привести в соответствие с фактом границы ЗСП [19].

В большинстве случаев из-за недостаточной конкуренции в ЗСП регулятор (ФАС) устанавливает ограничение цены (pricecap) и вводит поведенческие условия для крупных участников рынка. В этой связи, возможно, необходимо осуществлять дальнейшее развитие межсистемных связей для усиления перетоков мощности между энергозонами, для сокращения количества зон свободного перетока и усиления конкуренции на рынке.

Другой важной особенностью сегодняшнего рынка электроэнергии является факт наличия избытка мощности. По итогам отбора мощности на 2015 год порядка 15,000 МВт не прошли отбор. Системный Оператор прогнозирует рост избытка мощности до свыше 20,000 МВт в последующие годы. Это подтверждается планами генерирующих компаний по вводу новых мощностей, с одной стороны, и размытыми планами по выводу генерации из эксплуатации. Для рынка мощности это означает, что задача отбора мощностей в КОМ – это задача отсева наименее эффективной и дорогой мощности с учетом требований по надежности и устойчивости функционирования энергосистемы. Сегодняшний алгоритм КОМ не отвечает полностью этой задаче. Механизм был разработан в районе 2007 года и был настроен на работу с дефицитным рынком. Поскольку характеристика рынка поменялась, то необходимо также подстраивать модель КОМ. Целью корректировки КОМ должно быть достижение наиболее универсального механизма отбора мощности, основанного на стимулировании конкуренции, – то есть получения наиболее достоверной (приближенной к жизни) «лесенки» ценовых заявок генераторов [19].

Как продолжение рынка мощности, инструменты для стимулирования инвестиций в секторе генерации были изначально созданы на основе договоров на поставку мощности (ДПМ). Несмотря на то, что ДПМ дали существенный положительный эффект в плане ввода новых мощностей, этот механизм был лишен рыночного характера. В результате можно наблюдать отчасти завышенную стоимость новой мощности, фактически отсутствие инвестиционных рисков (кроме страновых и операционных) для инвестора в новую мощность ДПМ при существенной премии, заложенной в конечную доходность (разница доходности ДПМ и уровня ОФЗ). Это побуждает генерирующие компании искать схожие механизмы для любых других инвестиций в новые мощности (идея ДПМ штрих для модернизации мощностей) [23].

Возможно, необходим поиск изменений модели рынка в части торговли мощностью для создания максимально рыночного механизма с целью привлечения инвестиций в модернизацию и новое строительство энергомощностей. Это приведет к повышению эффективности инвестиционных проектов и обеспечит более сбалансированное распределение рисков и доходности при инвестициях в энергетические мощности. Возможно, стоит проработать вопрос минимизации принятия административных инвестиционных решений и усиление функции регламентированного контроля за исполнением обязательств по строительству мощностей, взятых инвестором на рыночных условиях. Могло бы пойти на пользу и упрощение механизма вывода из эксплуатации оборудования. Решения о выводе должны также приниматься собственниками на основании рыночных сигналов и быть понятно регламентироваными.

В части развития конкуренции, регулятору необходимо стимулировать вывод максимально возможной доли генерации на оптовый рынок. Здесь говорится, во‑первых, о появившемся ценовом, искусственном по своей сути, арбитраже между стоимостью сетевой услуги для потребителя электроэнергии и стоимостью собственного производства электроэнергии «у потребителя». Базовое разделение собственности по видам деятельности (между генерацией и сетями) позволяет сегодня увидеть этот арбитраж. Он дает стимул для потребителя иметь собственную генерацию. С одной стороны, это нормальная конкуренция на рынке, то есть конкуренция между энергокомпанией и собственными энергоустановками потребителей. С другой стороны, возникший арбитраж может быть сигналом к возможному снижению стоимости услуг сети [16, c. 12].

Другой важной задачей может стать максимизация числа электростанций на оптовом рынке. Это даст наименьшую стоимость генерирования электроэнергии и усилит конкуренцию между электростанциями. Выбранный барьер отнесения генерации к оптовому рынку (25 МВТ) отчасти искусственен. Возможно снижение этой планки до более низкого значения. Например, до 5 МВт – уровня, с которого Системный Оператор участвует в мониторинге электрогенерации. Естественно, механизм привлечения генерации на оптовый рынок должен быть основан на рациональных стимулах, но не на административном давлении.

Развитию рынка могли бы поспособствовать решения по сокращению перекрестного субсидирования между различными группами потребителей и между потребителями электрической и тепловой энергии. Сегодня размер «перекрестки» оценивается в 220 млрд рублей (примерно 10 % от выручки сектора электроэнергетики).

Рынок выиграет от «расширения вглубь» – введения стимулов к развитию двусторонней торговли в стандартных контрактах, инструментов хеджирования цен и так далее. Это, в частности, необходимо для расширения возможности генераторов использовать механизмы проектного финансирования. Сегодня банки неохотно берут рыночный риск, который невозможно хеджировать через долгосрочные контракты. Решение этой проблемы могло бы расширить возможности компаний по привлечению капитала [16, c. 15].

Нынешняя ситуация, когда на рынке наблюдается избыток генерирующей мощности, дает хороший задел прочности и возможности для выработки и проведения сбалансированной корректировки реформы, для дальнейшего развития отрасли. Было бы правильно воспользоваться сегодня этой возможностью для недопущения дальнейшего зарегулирования рынка и стремления к открытости ценообразования на конкурентных основах.

2.2. Завершение формирования структуры сетевого комплекса

Реформирование распределительных сетей и консолидация их в МРСК начали происходить в холдинге РАО ЕЭС чуть позже, чем консолидация генерирующих активов. Причина заключалась в предстоящих приватизационных сделках по ОГК-ТГК и в отсутствии близких перспектив по приватизации МРСК, а также затянувшейся дискуссии по количеству и размеру МРСК. Приватизационных задач по МРСК во времена РАО «ЕЭС России» не ставилось. Фактически эти вопросы было решено оставить на более поздний срок [7, c. 20].

Возможно, ошибкой, касающейся сетевого комплекса была сверхцентрализация его управления. Фактически до июля 2008 года отсутствовал независимый от ФСК центр принятия решений в распределительном секторе, хотя операционные дочки были сформированы и начали работу. Холдинг МРСК был создан и стал функционировать лишь с 1 июля 2008 года. Его создание было обусловлено желанием контроля со стороны государства над распределительными сетями, так как в противном случае выделение отдельных МРСК из РАО «ЕЭС России» могло привести к потере контроля государства над распределительным сектором.

Функционал Холдинга нужно было ограничить лишь контрольными функциями. Он мог существовать как небольшая структура с мандатом по росту акционерной стоимости дочерних компаний и контролю за эффективностью (закупочной, строительной и пр. деятельности).

Из важных моментов, пожалуй, стоит также упомянуть достаточно активную дискуссию в 2005–2006 годах по переформатированию МРСК и созданию на базе четырех крупных МРСК двенадцати более мелких МРСК. С точки зрения децентрализации это позволило бы создать гораздо более мобильные структуры, но с позиции акционерного капитала получилось бы много небольших компаний. Такое дробление могло бы оказаться целесообразным для сравнения (бенчмаркинга) в целях контроля издержек.

Сегодня в сетевом комплексе необходимо завершить несколько важных начинаний реформы [7, c. 22]:

- провести передачу сетей ЕНЭС в ФСК по всей территории Российской Федерации. ФСК – это электросетевой хребет России, и с технико-стратегической точки зрения важно, чтобы все сети высокого напряжения были консолидированы в одной компании;

- сегмент распределительных сетевых компаний (МРСК), возможно, выиграл бы от проведения консолидации территориальных сетей (ТСО). МРСК, и по задумке, и фактически монополия на распределение энергии в регионе, возможно, были бы лучше укомплектованы, если бы имели контроль над всеми распределительными сетями в регионе. С рациональной точки зрения стимулирование конкуренции между двумя (монополиями) сетевыми компаниями не эффективно. Чрезмерно большое количество сетевых компаний в регионах создает риски роста общей тарифной нагрузки на потребителей.

- регулирование сетевых компаний предполагает принципиально два типа: а) РАБ (от английского RAB – Regulated Asset Base, то есть регулирование, основанное на установлении справедливой доходности на базу активов (капитал)) – и которое дает стимул к развитию сети через рост инвестиций; б) «Инфляция минус» (от английского CPI–X, то есть инфляция минус заданное числовое значение) – такое регулирование стимулирует сокращение затрат сетью в ответ на тарифное давление. Сегодня в России оба метода существуют бок о бок. Принимается доходность по РАБ, норма выручки сглаживается, становится своего рода дебиторской задолженностью плохого качества, поскольку ограничения на рост тарифа не дают возможности ее снижения [14, c. 33].

Стоит отметить, что конфликт между методами тарифообразования РАБ и «ИПЦ минус» приводит, в частности, к менее качественному инвестиционному планированию, поскольку РАБ делает эффективным с экономической точки зрения любой инвестиционный проект. Но на более поздней стадии становится ясно, что в условиях ограничения на рост тарифа «сглаженная выручка» не возвращается, и большинство инвестиционных проектов становятся убыточными.

В этой связи наполнение инвестиционных программ сетевых компаний, возможно, стоит сдвинуть в сторону более тесного взаимодействия с потребителями услуг. Нужно стремиться направлять инвестиции на увеличение эффективности сети или эффективности рынка (например, снижение числа запертых сечений для усиления конкуренции между генераторами). Эффекты от проектов стоит соотносить с затратами на их достижение.

Возможно, основная причина «недореформированности» сетевого комплекса кроется в том, что РАО «ЕЭС России» не удалось провести приватизационные сделки в сетевом комплексе. Частная собственность не является гарантией эффективности, но в российской действительности смена формы собственности служит важным внешним толчком к изменениям в управлении и снижению издержек. С другой стороны, сеть – это естественная монополия, приватизация которой несет значительные социальные и политические риски. Так, их частные владельцы получили бы большой рычаг влияния на экономическую ситуацию в регионах в своих интересах. Поэтому, возможно, приватизационные сделки в этом сегменте должны следовать за завершением формирования финальной структуры компаний, нахождением эффективных моделей регулирования сетей и выстраиванием необходимых институтов контроля и регулирования этих естественных монополий [14, c. 35].

2.3. Перспективы развития розничных рынков и реформирование теплоэнергетики

Целесообразность запуска механизмов конкуренции в сфере розничной торговли не всегда интуитивно очевидна. Доля, которую «розница» занимает в счете на электроэнергию, ничтожно мала по сравнению с генерацией или сетью. Упрощенно, деятельность сбыта – это осуществление финансовых сделок и рассылка счетов, а иногда ведение коммерческого учета. Нет никаких оснований считать, что конкуренция на стороне спроса в этом сегменте уменьшит стоимость электроэнергии на стороне предложения. Возможно, издержки на оформление счетов могут быть немного снижены, однако для введения конкуренции на розничном рынке имеются и другие мотивы.

Импульс к развитию розничной конкуренции исходит в основном от двух заинтересованных сторон: от бизнеса, который считает, что может получить прибыль, занимаясь розничной торговлей электроэнергией, и от крупных потребителей, которые полагают, что могут самостоятельно покупать электроэнергию на рынке на лучших условиях. Существуют и другие обоснования полезности либерализации энергорынков [21]:

- потребительский выбор. Например, выбор провайдера услуги (мы все привыкли иметь выбор оператора сотовой связи, хотя и не часто этим пользуемся) или уровня надежности электроснабжения (потребность в степени надежности металлургического комбината и производства чайников отличается в разы);

- инновационные продукты. Хотя технический процесс непредсказуем, есть мнение, что конкуренция в рознице будет стимулировать появление инновационных продуктов и услуг, как это произошло в телекоммуникациях;

- ценовая конкуренция. Пожалуй, самый интуитивно понятный довод в пользу розничного рынка. Его можно разделить на две составляющие: а) уменьшение стоимости услуг в сфере розничного сбыта электроэнергии; б) улучшение практики оптовых закупок электроэнергии (долгосрочные договоры и прочие стандартные механизмы торговли).

Переходя из теоретической плоскости к возможной практике развития конкуренции на розничном рынке электроэнергии в России, необходимо отметить, что усиление конкуренции между сбытовыми компаниями способно улучшить механизмы трансляции цен оптового рынка на розницу. То есть донести до потребителя эффект экономии оптового рынка, который был достигнут и, который до сих пор достигается за счет конкуренции между генерирующими компаниями: а) эффект от оптимизации загрузки энергомощностей на либерализованном рынке РСВ и переходе от «административной» диспетчеризации к «рыночной»; б) эффект снижения цены поставщиков ввиду избытка предложения, который наблюдается сегодня на оптовом рынке [20, c. 30].

По оценкам, в 2010–2013 годах доходы сбытовых компаний превысили балансовый (плановый) уровень (по показателю НВВ) в 2–4 раза. Иными словами, доходность капитала, вложенного в сбытовую деятельность, значительно превышала среднюю по экономике. Причиной тому стала сложившаяся ситуация, при которой достигнутая эффективность на оптовом рынке не всегда транслировалась сбытовой компанией конечному потребителю, а в некоторых случаях становилась корпоративной прибылью, в частности, ввиду низкой конкуренции между сбытами. Сегодня эта проблема решена отчасти путем введения административных мер по регулированию сбытовых надбавок (2014–2015 годы) и корректировке правил работы сбытовых компаний. Такой подход дал заметный эффект, однако он не является оптимальным.

Розничный рынок – одна из таких сфер, и эффект «невидимой руки рынка» будет выше, чем административное регулирование, как в случае с моделью эталонного сбыта (предлагаемый к введению метод регулирования сбытовой деятельности в России), так и в сегодняшней ситуации.

Конкуренция в розничной сфере, вероятно, не сможет улучшить стимулы генерирующих компаний к минимизации затрат. Генерация будет стремиться сохранить у себя каждый заработанный рубль, но развитие системы долгосрочных контрактов и т. п. будет снижать рыночную силу генерирующих компаний. Последнее будет приводить к сокращению прибыли генерации до нормального уровня (т. е. уровня цен, при которых генерация будет получать средний по экономике возврат на вложенный капитал). Этот механизм будет обеспечивать оптимальный уровень доходов генерирующих компаний. Работу такого механизма можно запустить (то есть снизить рыночную силу генерации) за счет расширения стимулов к заключению долгосрочных контрактов на покупку электроэнергии. Важным является максимальное развитие торговли через различные двусторонние договоры, в частности долгосрочные двусторонние договоры. При этом необходимо отметить, что сбытовые компании могут столкнуться с трудностями при заключении подобных договоров (планирование графиков поставок, переход потребителей от одного сбыта к другому, рассинхронизация между долгосрочным характером договоров на «опте» с поставками конечным потребителям по краткосрочным договорам и т. д.), что может нивелировать положительный эффект от этих нововведений [22].

Что касается реформирования теплоэнергетики, то 2 октября 2014 года принято распоряжение Правительства РФ № 1949‑р, которым утвержден План мероприятий (дорожная карта) «Внедрение целевой модели рынка тепловой энергии», который позволит перейти к 2020–2023 годам к целевой модели рынка тепловой энергии [4]. Переход к новой модели рынка тепловой энергии обеспечит повышение инвестиционной привлекательности теплоснабжающих организаций, что позволит обновить основные производственные фонды и в среднесрочной перспективе повысить эффективность по производству тепла, качество и надежность теплоснабжения, а также улучшить клиентоориентированность единых теплоснабжающих организаций, в том числе за счет повышения ответственности бизнеса перед потребителями.

Новая система ценообразования будет внедряться во всех системах централизованного теплоснабжения России. Она предусматривает:

- определение предельного уровня цены на тепловую энергию из общей тепловой сети с использованием метода «альтернативной котельной»;

- либерализацию цен для источников тепловой энергии, а также отмену ценового регулирования теплосетевых организаций;

- отмену платы за подключение к централизованной системе теплоснабжения (за исключением случаев реализации крупных инвестиционных проектов);

- кроме этого к основным принципам модели относится повышение эффективности деятельности единой теплоснабжающей организации (далее – ЕТО), расширение ее функций и полномочий («единое окно» для потребителей тепловой энергии, оптимизация загрузки тепловых мощностей, развитие системы теплоснабжения и так далее) [21].

Принятие дорожной карты реформы рынка теплоснабжения – важный этап в развитии энергорынка в России. Не только, а может, даже не столько рост тарифа на тепло до уровня альтернативной котельной, сколько принцип введения ЕТО и сохранения достигнутой за счет оптимизации затрат экономии в тарифе на тепло являются ключевыми достижениями этой реформы. В сумме с другими преобразованиями переход на рыночные отношения в рамках одной централизованной системы теплоснабжения позволит создавать условия для привлечения инвестиций в этот рынок.

Желание и способность государства выдержать принятые решения, не отходить от заложенных в реформу рынка тепла принципов станут залогом успеха этих начинаний, которые могут привлечь инвестиции в рынок тепла и повысить качество теплоснабжения конечных потребителей. Последнее крайне важно. Реформа тепла должна принести пользу конечному потребителю. Достижение этого – одна из главных задач регулятора [18, c. 14].

На европейских рынках метод альтернативной котельной используется практически везде, где есть централизованное теплоснабжение: в странах Скандинавии (например, в Финляндии и Швеции, по сути, работает прямой аналог альтернативной котельной), Балтии, Западной Европы. В России, по расчетам ОАО «Фортум», он позволит сбалансировать тарифы: заморозить на некоторое время те, что выше тарифа альтернативной котельной, и поднять те, что ниже, в тех рамках и с той скоростью, о которой участники рынка договорятся с государством. В целом, международный опыт говорит о множестве положительных эффектов для конечного потребителя.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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 продолжается3. 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.

Одной из наиболее важных целей реформы оказалось создание благоприятных условий для привлечения в отрасль частных инвестиций. В ходе реализации программ IPO и продажи пакетов акций генерирующих, сбытовых и ремонтных компаний, принадлежавших ОАО РАО «ЕЭС России», эта задача была успешно решена. Созданные в процессе реорганизации акционерные общества стали более прозрачны и эффективны. В результате реформы произошло разделение финансового учёта производства и сбыта электрической энергии и образование дочерних сетевых компаний, в собственность которых передавались сетевые активы (линии электропередачи и подстанции). Разделение финансовой деятельности привело к формированию условий для равного доступа к сетевой инфраструктуре. В сфере естественной монополии произошло усиление государственного контроля.

Таким образом, были созданы все условия для создания конкурентного рынка электроэнергии (мощности), цены которого в полной мере не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения. Подобный механизм должен обеспечить электроэнергетическим компаниям финансовую стабильность в случае эффективной работы на оптовом и розничном рынках.

Российская реформа электроэнергетики проектировалась и реализовывалась с учетом накопленного в мире опыта преобразования энергетических рынков. Но не копировала детально ни одну другую страну.

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 между участниками российского рынка электроэнергии ни раз проходили жаркие дебаты по поводу необходимости пересмотра направлений и общей модели реформы, звучали требования об отмене принятых нормативных актов и призывы к скорейшим и зачастую весьма 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.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Постановление Правительства РФ от 11.07.2001 N 526 (ред. от 20.03.2013) "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации".
2. Постановление Правительства РФ от 27.12.2010 N 1172 (ред. от 30.11.2016) "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности"
3. Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 N 1715-р «Об Энергетической стратегии России на период до 2030 года».
4. Распоряжение Правительства РФ от 02.10.2014 N 1949-р (ред. от 20.10.2015) «Об утверждении плана мероприятий ("дорожной карты") "Внедрение целевой модели рынка тепловой энергии"».
5. Аналитический доклад: анализ результатов реформы электроэнергетики и предложений по росту её эффективности. Институт проблем естественных монополий. – Москва, 2013. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://gisee.ru/articles/27_05_2013_power_reform_analysis_presentation.pdf
6. Аюев, Б.И. Рынки электроэнергии и их реализация в ЕЭС России / Б.И. Аюев. – Екатеринбург: УРО РАН, 2007. – 107 c.
7. Баринов В.А. Перспективы развития электроэнергетики России на период до 2030 г.: Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса» (семинар А.С. Некрасова). 133-е заседание от 23 октября 2012 года. М.: Изд-во ИНП РАН, 2013. - 32 с.
8. Башмаков И., Мышак А. Российская система учета повышения энергоэффективности и экономии энергии. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.iea.org/media/workshops/2012/training-moscow/Session8BashmakovIndicators.pdf
9. Войко А. Страхование дебиторской задолженности в электроэнергетике // РИСК: Ресурсы, информация, снабжение, конкуренция. – 2015. – № 2. – С. 266-269.
10. Волков Э.П., Баринов В.А., Маневич А.С. Методология обоснования и перспективы развития электроэнергетики России. М.: Энергоатомиздат, 2010. 158 с.
11. Глушко Т. Система сбалансированных показателей для электроэнергетических компаний, работающих по модели «Энергосервис» // РИСК: Ресурсы, информация, снабжение, конкуренция. – 2015. – № 3. – С. 192-197.
12. Итоги реформирования электроэнергетики в Российской Федерации. По результатам экспертного опроса / под ред. В.Н. Княгинина, М.С. Липецкой. – СПб.: Изд-во Политехн. унта, 2014. – 85 с
13. Климова Г.Н., Литвак В.В. Универсальный показатель энергетической эффективности // Фундаментальные исследования. - 2012. - № 11–5. - С. 1190-1194.
14. Курбанов А.Х., Плотников В.А. Государственно-частное партнерство и аутсорсинг: сравнительный анализ структуры и характера отношений // В мире научных открытий. - 2013. - № 4 (40). - С. 33-47.
15. Ластовская М. Региональные аспекты внешней энергетической политики России: страны Ближнего и Среднего Востока и Африки: обзор // Мировой рынок нефти и газа. - 2015. - № 3. - C. 7-21.
16. Мастепанов А.М. Энергетика и геополитика: заметки с форума «Клуба Ниццы» // Газовая промышленность. - 2015. - № 3. - C. 12-15.
17. Мельник А.Н., Садриев А.Р. Влияние мирового финансового кризиса на развитие отечественной электроэнергетики // Проблемы современной экономики. - 2015. - № 1. - С. 21-26.
18. Островский Е.А. Роль государства в формировании национального рынка энергоресурсов // Промышленная политика в Российской Федерации. - 2015. - № 4. - C. 9-14.
19. Развитие электроэнергетики в России за 2014 год. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ra-national.ru/sites/default/files/other/55.pdf
20. Электроэнергетика России: проблемы выбора модели развития: аналит. докл. к XV Апр. междунар. науч. конф. по проблемам развития экономики и общества, Москва, 1–4 апр. 2014 г. / О. Г. Баркин, И. О. Волкова, И. С. Кожуховский и др. ; Нац. исслед. ун-т «Высшая школа экономики». — М.: Изд. дом Высшей школы экономики, 2014. - 45 с.
21. Системный оператор Единой энергетической системы. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://so-ups.ru/
22. Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы. [Электронный ресурс]. –Режим доступа: http://www.fsk-ees.ru/
23. Министерство энергетики Российской Федерации. [Электронный ресурс]. –Режим доступа: http://minenergo.gov.ru