Преподаватель который помогает студентам и школьникам в учёбе.

Реформа электроэнергетики в России (Монополия рынка)

Содержание:

Введение

Энергетика – это отрасль, которая влияет на уровень жизни человека, больше чем остальные. Благодаря теплоэлектростанциям, газовым электростанциям, атомный станциям и другим, мы получаем свет и тепло. Статистические данные показывают, что спрос на электроэнергию постоянно растет и в ближайшее время не стоит ожидать спада. Население нашей планеты стремительно растет. А такое развитие потребует новых энергетических мощностей.

Ситуация в отрасли электроэнергии России требовала немедленных изменений. Ведь если не предпринимать никаких модернизаций, то скорее всего наша страна достигнет энергетического кризиса, из которого крайне сложно выбраться.

В данной работе ведется анализ отрасли электроэнергетики России. Выявляются сильные и слабые стороны главного монопольного владельца рынка – российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России».

В первой главе анализируется ситуация, связанная с производством энергии, потреблением, тарифами. Выявлены годы реформ в разных странах мира.

Во второй главе выявлены главные причины проведения реформы. Приводится статистическая информация и структура РАО «ЕЭС России».

Глава 1. Монополия рынка

Мировые тенденции

Во многих странах мирах в 90-ых годах электроэнергетика являлась естественной монополией. Компании, которые совмещали производство, передачу и сбыт электроэнергии, назывались вертикально-интегрированными. Они узаконенную монополию в масштабах страны или отдельных регионов. Тарифы на их услуги устанавливались или ограничивались государством. Такая система долгое время вполне удовлетворительно обеспечивала нужды экономики.

В 70-ых годах произошло резкое подорожание углеводородного топлива. Параллельно с этими событиями происходил опережающий рост потребления энергии. И в рамках этих факторов, оказалось, что монополии не могли удовлетворить всю потребность. Они не могли вовремя отзываться на изменение спроса, а ввод новых мощностей стоил им больших денег. При этом любые дополнительные расходы компаний включались в их тарифы и автоматически ложились на потребителей. Положение осложнялось тем, что во многих странах было ужесточено экологическое законодательство. Это требовало ускоренной модернизации энергетических мощностей – едва ли не главных загрязнителей окружающей среды.

Государства начали менять свой взгляд к естественной монополии, начали включать в электроэнергетику элементы конкуренции. Начиная с 1990 года стран стали функционировать конкурентные рынки электроэнергии. В таблице 1.1. приведены даты начала функционирования рынков.

Страна	год	Страна	год
Англия	1990	Дания	1999
Уэльс	1990	Австрия
Норвегия	1991	Люксембург
Аргентина	1991	Нидерланды
США	1992	Италия
Австралия	1994	Португалия
Новая Зеландия	1994	Япония	2000
Финляндия	1995	Бельгия
Швеция	1996	ЮАР
Казахстан	1996	Ирландия
Украина	1997	Греция	2001
Германия	1998	Россия	2001
Испания		Китай	2002
Бразилия
Индия

В России реформа была произведена позднее, чем в других государствах. Характерно, что в Европе реформу электроэнергетики проводят либо сами собственники ради повышения эффективности, либо энергетики под давлением властей и потребителей, продукция которых теряет конкурентоспособность из-за высоких тарифов. В России все наоборот (и другого такого случая нет в мире): инициаторами либерализации выступили наемные менеджеры во главе с Анатолием Чубайсом, которые пришли в РАО «ЕЭС России» в конце апреля 1998 года.

Идея о размонополизации энергетики имела место быть еще в 90-ых годах. Госкомимущество, возглавляемое Анатолием Чубайсом, в 1992 приняло решение о создании РАО «ЕЭС России». Воплощением данной идеи занялся Борис Немцов. Всего через месяц с небольшим после вступления в должность первого вице-премьера он сумел подготовить и подписать у Бориса Ельцина один из самых значительных реформаторских документов 1990-х годов – Указ Президента РФ «Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» от 28 апреля 1997 года № 426. Данный указ имел влияние на 4 отрасли, такие как электроэнергетика, газодобывающая промышленность, ж/д и связь. Главной идеей было избавиться от монополий и создать рынок конкурентных агентов, минимизировать роль государства.

Программы реформирования отрасли

На старте реформы число ее противников многократно превышало число сторонников. Среди оппонентов были губернаторы, парламентарии, сенаторы, многие влиятельные чиновники в администрации президента и правительстве, профессиональная энергетическая элита. У авторов реформы зачастую возникало ощущение, будто обсуждается будущее не российской энергетики: чаще всего оппоненты выступали с безучастной позицией, их аргументы сводились к тому, почему реформу нельзя проводить, а не как сделать успешным развитие электроэнергетики в новых условиях.

Сторонники второй группы претензий требовали сохранить Единую энергетическую систему России как достояние СССР, ссылаясь на то, что множество энергокомпаний мира, особенно в европейских странах, еще 20–30 лет назад существовали и развивались именно так, причем в экономике в целом явного социализма и административно-плановой системы не было, а эти компании не были неэффективными. Наиболее ярым защитником советского прошлого был заместитель министра энергетики Виктор Кудрявый, не скрывавший, что рассматривает энергетическую монополию в собственности государства как структурный элемент всей будущей экономики страны.

Сторонники третьей группы оспаривали необходимость сохранения магистральных и распределительных сетей в монополии государства. Так, советник президента по экономическим вопросам Андрей Илларионов утверждал, что сети – такой же конкурентный сектор, как генерация, они должны быть частными, а инвестиции в энергетику – бессмысленный проект, поскольку приток инвестиций, тем более иностранных, ухудшает макроэкономические параметры и ослабляет рубль, а нам нужен отток капитала из страны.

Сталкиваясь с противоречивыми мнениями, президент Владимир Путин решил систематизировать все подходы и оценки, выяснить, кто «за», кто «против» и почему, перепроверить аргументы оппонентов. Для этого в конце декабря 2000 года распоряжением президента была создана рабочая группа президиума Госсовета по вопросам реформирования электроэнергетики, которую возглавил томский губернатор Виктор Кресс. В нее вошли Андрей Илларионов, министр экономического развития и торговли Герман Греф, Анатолий Чубайс, член совета директоров РАО «ЕЭС» Борис Федоров, заместитель министра энергетики Виктор Кудрявый, представители администрации президента и руководители областных энергокомпаний. На рассмотрение группы было подано 14 концепций, но только две, представленные РАО «ЕЭС» и Министерством экономического развития и торговли (МЭРТ), предусматривали разделение отрасли по видам деятельности. Остальные отстаивали существование энергокомпаний в прежнем виде.

После бурных и долгих обсуждений 15 мая 2001 года рабочая группа Кресса одобрила подготовленный ею же проект концепции реформы электроэнергетики и представила его правительству. Однако эта работа не имела практического выхода.

Летом 2001 года Минэкономразвития и РАО «ЕЭС» смогли провести через правительство совместный вариант. Взяв его за основу, правительство приняло упомянутое Постановление № 526, которым были одобрены «Основные направления реформирования электроэнергетики». Реформаторы праздновали победу, полагая, что законы о реформе – дело техники. Однако на них ушло еще два года подготовки и обсуждений в Госдуме. Наконец 26 марта 2003 года президент подписал в пакете пять основных законов[1], ставших правовой опорой реформы.

Параллельно велась работа над «Концепцией стратегии РАО „ЕЭС России“ на 2003–2008 годы. 5+5». Свое цифровое название она получила потому, что за 5 лет (1998–2003 годы) была подготовлена база для реформирования РАО «ЕЭС», на реформирование компаний холдинга отводилось еще 3 года (к 2006 году из него должны были быть выделены все основные субъекты), еще 2 года требовалось на их доформирование и завершение корпоративных процедур. Таким образом, через 5 лет (в 2008 году) должна была быть сформирована целевая структура отрасли. В мае 2003 года совет директоров одобрил эту концепцию.

Дело было за правительством. 27 июня 2003 года оно своим распоряжением № 865-р утвердило «План мероприятий по реформированию электроэнергетики на 2004–2005 годы», который базировался на Концепции «5+5». Это было знаменательное событие. По сути, закончилась стадия политического противостояния, обсуждений и началась реальная практическая работа по «распаковке» энергокомпаний, изменению структуры отрасли.

Преобразование структуры отрасли

Что представляло собой РАО «ЕЭС России», а по сути – вся электроэнергетика страны до начала преобразований? РАО было создано в 1992 году в соответствии с Указами Президента РФ № 923[2] и 1334[3]. Появился холдинг, в который вошли 73 региональные энергетические компания (АО-энерго), 32 электростанции федерального уровня (АО-электростанции), сети высокого напряжения и центральное диспетчерское управление. Во главе его – открытое акционерное общество РАО «ЕЭС России» с функциями головной (материнской) компании (рис. 1). РАО «ЕЭС России» владело 72% установленной мощности всех электростанций России и 96% протяженности всех линий электропередачи.

Рисунок 1. Структура РАО «ЕЭС России» накануне реформы

Региональные АО-энерго – базовый структурный элемент холдинга – включали производство электроэнергии, ее передачу по магистральным и распределительным сетям, диспетчирование и сбыт электроэнергии в регионе. Каждое АО-энерго было локальным монополистом. В такой ситуации потребитель организационно и технологически был полностью привязан к поставщику. Покупать энергию в «чужой» АО-энерго «свой» потребитель не мог, то есть конкуренция была в принципе невозможна.

Электроэнергетика традиционно считалась естественно-монопольной отраслью. Эти правила казались чем-то вроде закона природы, который невозможно нарушить. Однако авторы реформы исходили из более сложного представления о структуре отрасли. Они предложили разделить ее на два больших сегмента: конкурентный и монопольный. Для этого сначала предстояло разделить региональные АО-энерго по функциональному признаку.

Так называемая «распаковка» началась в 2003 году, а завершилась 1 апреля 2006 года. Каждая энергокомпания была поделена по видам бизнеса, то есть в каждом регионе появились самостоятельные генерирующие, сетевые и сбытовые компании. Были выведены и непрофильные виды бизнеса: ремонтные, автотранспортные, коммунальные подразделения, детские сады, больницы, поликлиники, дома культуры и др.

Оптовые генерирующие компании (ОГК). Каждая ОГК объединила несколько крупнейших федеральных электростанций, находившихся в различных регионах страны. Благодаря тому что в каждом регионе обязательно присутствуют мощности нескольких ОГК, минимизирована возможность монопольных злоупотреблений. Состав ОГК подобран таким образом, чтобы они имели сопоставимые стартовые условия на рынке – по установленной мощности, стоимости активов, средней величине износа оборудования. Тепловые ОГК, будучи независимыми друг от друга, становятся основными конкурентами на оптовом рынке электроэнергии. Их свободная конкуренция между собой и с другими генерирующими компаниями формирует рыночные цены. Все ОГК поставляют выработанную электроэнергию на единый оптовый рынок. Всего сформировано 6 тепловых ОГК.

ГидроОГК объединила все крупнейшие гидроэлектростанции страны. Их установленная мощность – 24,1 ГВт, доля на российском рынке электроэнергии – около 15%. Потребовались специальные решения для того, чтобы и гидрогенерацию не оставить вне рынка. Ведь у гидроэлектростанции нет топлива и прямых затрат на него, значит, связь между экономическими затратами и результатами не детерминирована. При этом ГЭС – не только производство электроэнергии, но и регулирование водотоков для речного транспорта, рыбного хозяйства, мелиорации и водопользования в целом. А также это – большие зоны затопления водохранилищ, которые находятся в федеральной собственности. Поэтому было решено сохранить контрольный пакет ГидроОГК (52%) в собственности государства. С учетом особенностей крупных ГЭС (способность оперативно изменять нагрузку, низкие переменные затраты на производство электроэнергии) было введено ограничение на участие ГидроОГК в формировании рыночной цены электроэнергии: ГидроОГК и иные гидростанции вправе продавать только ценопринимающие заявки.

Территориальные генерирующие компании (ТГК). Каждая ТГК объединила электростанции нескольких соседних регионов, не вошедших в ОГК, преимущественно теплоэлектроцентрали, вырабатывающие и электричество, и тепло. Эти компании не только продают электроэнергию и снабжают теплом потребителей своих регионов, но зачастую и на оптовый рынок выходят. Всего создано 14 ТГК.

Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК) были образованы на базе региональных распределительных сетей. Каждая МРСК ведет свою деятельность на территории определенного региона, передает электроэнергию по электрическим сетям напряжением 110 кВ – 0,4 кВ и присоединяет потребителей к электросетям. Всего создано 11 МРСК.

Магистральные сетевые компании (МСК). Сначала под их контроль перешли магистральные сети, им были переданы объекты единой национальной (общероссийской) электрической сети: линии электропередачи напряжением от 220 кВ и выше (в ряде случаев от 110 кВ), межгосударственные ЛЭП, а также обслуживающие их трансформаторные подстанции и оборудование для технического обслуживания и эксплуатации этих объектов. Всего было создано 56 МСК.

На следующем этапе МСК были интегрированы в Федеральную сетевую компанию (ФСК), которая занимается управлением, эксплуатацией и развитием Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) и предоставляет участникам оптового рынка услуги по передаче электроэнергии. Эта сеть включает магистральные линии электропередачи, объединяющие большинство регионов страны. На промежуточном этапе МРСК находились под управлением ФСК, но затем были объединены в холдинг МРСК.

Системный оператор (СО) создан на базе Центрального диспетчерского управления и региональных диспетчерских управлений. СО и ФСК образуют становой хребет энергетики России, основу его технологической инфраструктуры. Системный оператор управляет всеми потоками электроэнергии в стране. Электричество – специфичный товар. Его нельзя запасать впрок или складировать излишки. Вся выработанная энергия должна быть потреблена в режиме реального времени. Системный оператор обеспечивает баланс производства и потребления в реальном времени, управляет загрузкой всех электростанций и распределением полученной от них электроэнергии между энергозонами страны и конкретными потребителями.

Кроме того, СО управляет технологическими режимами работы энергетических объектов, контролирует и обеспечивает соблюдение технических параметров (в том числе нормативной частоты электрического тока) и параметров надежности энергосистемы, рассчитывает и анализирует балансы электроэнергии и мощности, согласовывает планы перспективного развития ЕЭС, оперативно управляет режимом энергосистем (в реальном времени), рассчитывает допустимые потоки мощности по отдельным сетевым элементам и их группам, задает диспетчерский график нагрузок электростанций, координирует плановые ремонты оборудования электростанций и сетей, обеспечивает функционирование оптового и розничных рынков электроэнергии (мощности). Системный оператор находится под полным контролем государства, он тесно взаимодействует с органами государственной власти и саморегулируемыми организациями, обеспечивая контроль за исполнением инвестиционных программ энергокомпаний.

Администратор торговой системы (АТС). Это своего рода биржа электроэнергии. Она создана для организации купли-продажи электрической энергии на оптовом рынке. На торговую площадку АТС покупатели и поставщики электроэнергии подают свои ценовые заявки по спросу и предложению, на основании которых он определяет равновесную цену в данном узле и объемы выработки электроэнергии. Можно сказать, что АТС наряду с Системным оператором управляет загрузкой всех электростанций страны, но делает это не технологическими и административными методами, а финансовыми. Благодаря рынку электроэнергии наибольшую загрузку получают те генерирующие компании, которые производят самую дешевую электроэнергию.

Энергосбытовые компании (ЭСК). В каждом регионе, как правило, функционируют несколько ЭСК, но в отношении разных потребителей (территорий). Назначаемая ими цена складывается из цены, транслируемой с оптового рынка, и надбавки, которая рассчитывается по специальной формуле, включает стоимость услуг по передаче электроэнергии и сбытовую надбавку. Формула расчета задается государственными регулирующими органами. При этом для населения как минимум до 2012 года действует иная форма ценообразования – установленные государством тарифы. Правилами не возбраняется и даже поощряется создание ЭСК, конкурирующих с действующими ЭСК за потребителя. Со временем между сбытовыми компаниями будет усиливаться конкуренция за конечного потребителя электроэнергии (то есть за «живые» деньги). Имея устойчивую клиентуру, они могут пойти дальше: продавать не только электроэнергию и тепло, но и иные услуги (скажем, телефонный сигнал, Интернет и т. п.).

«Интер РАО ЕЭС». Об этой компании следует сказать особо. Она была образована в 1997 году как закрытое акционерное общество и выполняла функции экспортно-импортного оператора и управляющего зарубежными активами РАО «ЕЭС России». Весной 2008 года в рамках заключительного этапа реорганизации холдинга компания была преобразована из закрытого акционерного общества в открытое, при этом ей были переданы пять российских электростанций. После ликвидации холдинга его долю в компании получило государство. Сегодня «Интер РАО ЕЭС» возглавляет группу из 25 компаний, работающих в 15 странах.

Таким образом была сформирована новая конфигурация электроэнергетики, включившая структурно обособленные монопольный и конкурентный секторы (рис. 2). В монопольном секторе (СО, ФСК, МРСК) государство не только сохранило, но и упрочило свои позиции. Реформа позволила обеспечить реальную консолидацию активов и создать компании, поставленные под контроль государства. В Системном операторе ему принадлежит 100% акций, в ФСК – свыше 75%, в холдинге МРСК – 52%. Не случайно создание ФСК и Системного оператора предшествовало началу разделения АО-энерго. Конкурентный сектор – это ОГК, ТГК, сбытовые, ремонтные компании, инженерные центры, из участия в акционерном капитале которых государство полностью вышло. Сюда же входит и ГидроОГК, 52% акций которого остается в собственности государства.

Рисунок 2. Целевая структура электроэнергетики России

В связи с завершением структурной реформы, а также необходимостью развития реальной конкуренции в секторе генерации и сбыта электроэнергии отпала надобность в РАО «ЕЭС России». Поэтому с 1 июля 2008 года оно прекратило свое существование. Регулирующие функции (тарифообразование в естественномонопольных секторах и правила рыночного взаимодействия в конкурентных секторах), техническая политика остались за государством (общероссийский и региональные тарифные органы, Минпромэнерго, Антимонопольный комитет) и саморегулируемыми организациями (Совет рынка, Объединение сбытовых компаний и др.).

Авторы реформы постарались выстроить электроэнергетику таким образом, чтобы свести к минимуму риск потери управляемости отраслью после ликвидации РАО «ЕЭС России». Регулирование отрасли с позиции рыночного самоуправления перешло к некоммерческому партнерству «Совет рынка». В него в 2008 году было преобразовано некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы», существовавшее с 2001 года. Произошла не просто смена названий. Совет рынка – новая структура со своими уставом и задачами. Он взял на себя часть регулирующих функций РАО «ЕЭС России» с той лишь разницей, что теперь выработкой мер занимается не администрация одной компании, пусть и самой большой в отрасли, а все заинтересованные стороны.

В наблюдательный совет Совета рынка вошли представители генерирующих и инфраструктурных организаций, гарантирующих поставщиков, независимых сбытовых компаний, крупных потребителей электроэнергии, органов государственной власти. Все они разделены на четыре палаты, каждая из которых обладает правом вето. Такая система обеспечивает принятие взвешенных решений, учитывающих интересы всех участников рынка. На 1 ноября 2008 года в партнерство вступили 280 организаций.

Совет рынка разрабатывает договоры и регламенты функционирования рынка, ведет реестр его участников (то есть имеет право включать и исключать их), следит за исполнением ими рыночных правил, занимается досудебным урегулированием конфликтов между ними, готовит предложения по изменению нормативно-правовой базы, контролирует деятельность инфраструктурных компаний. Одна из главных функций Совета рынка – оценка экономической обоснованности и отбор ценовых заявок генераторов, поданных на конкурентный отбор мощности. Функции непосредственного организатора торговли на оптовом рынке были переданы созданному для этих целей Администратору торговой системы, 100% акций которого владеет Совет рынка.

Итак, РАО «ЕЭС России» стала первой российской компанией, которая использовала классические корпоративные процедуры – реорганизацию через выделение и разделение, не пытаясь прибегнуть к более простым, но менее прозрачным схемам. Для этого пришлось устранить системные противоречия этой процедуры налоговому законодательству, законодательству о труде, лицензированию и т. п. В результате реорганизация в российской корпоративной практике перестала быть экзотикой, стала классической процедура M&A, как и в наиболее развитых странах.

Энергетические рынки

Важнейшей частью реформы электроэнергетики стало формирование системы рынков, включающей оптовый и розничные рынки электроэнергии, рынок мощности, рынки системных и сервисных услуг и рынок производных финансовых инструментов. На их создание и отладку у команды менеджеров ушло пять из десяти лет реформы, работа продолжается и поныне.

Оказалось, по сложности запуск рынков в электроэнергетике сопоставим разве что с запуском космического корабля. Сложности были связаны с политическим противостоянием, с формированием институциональной среды, организационных структур по управлению рынком, нормативно-правовой базы, программно-аппаратного комплекса, с обучением и повышением квалификации сотен специалистов.

Нащупывая правильный подход, нельзя было проигнорировать технологические особенности энергосистемы, ее технологическую целостность. Изолированное функционирование ее элементов создает риск аварии. Рынок электроэнергии можно сравнить с бассейном, в котором с одного конца вливается вода из многих труб, с другого – выливается из множества кранов. Разница в том, что в бассейне объем воды может увеличиваться или уменьшаться, а в энергетике – нет. Электроэнергию невозможно складировать и хранить. Каждый произведенный киловатт должен быть потреблен в данную секунду. И так 24 часа в сутки 365 дней в году. Иначе – авария. В этом и есть особое технологическое требование к отношениям в энергетике. Если его не выполнить, рынок будет разрушать технологию и надежность. И долго он не просуществует, потому что технология в электроэнергетике сильнее, чем рынок, по крайней мере, в краткосрочном режиме.

Необходимо было учесть и существенные территориальные различия в организации энергетического комплекса страны. Изначально рынок был разделен на две ценовые зоны: первая – Европейская часть России с Уралом, вторая – Сибирь, изолированные друг от друга с точки зрения формирования цен и объемов продаваемой/покупаемой электроэнергии. Лишь в 2008 году, после двух лет функционирования рынка, начались их интеграция и переход на единую расчетную модель. Для энергосистем Дальнего Востока, Архангельской и Калининградской областей, Республики Коми пришлось ввести «неценовую зону» со своей нормативной базой и практикой работы. А такие изолированные регионы, как Камчатский край, Чукотский АО, Магаданская и Сахалинская области, центральный и северный районы Якутии, функционируют вообще без оптового рынка электроэнергии.

Оптовый рынок электроэнергии (мощности). Основой системы рынков является модель конкурентного оптового рынка электроэнергии, запущенная 1 сентября 2006 года. Она предполагает его поэтапную либерализацию с тем, чтобы к 2011 году выйти на оптовую торговлю всем объемом электроэнергии по свободным ценам (за исключением объема, поставляемого населению). Оптовый рынок электроэнергии дополняется рынком мощности, который стимулирует производителей энергии вводить новые энергоблоки.

ФОРЭМ

Первым шагом к рыночным отношениям в электроэнергетике стало создание Федерального (общероссийского) оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). Он был создан в соответствии с Законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ» от 14 апреля 1995 года и Постановлением Правительства РФ «О ФОРЭМ» от 12 июля 1996 года № 793.

Правда, называть ФОРЭМ рынком можно было лишь с натяжкой. На нем действовали отнюдь не рыночные механизмы формирования цены. Тарифы на электроэнергию и размер платы за услуги ФОРЭМ 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 также региональные АО-энерго и конечные потребители (юридические лица) – оптовые покупатели, допущенные на ФОРЭМ.

Но даже такой «нерыночный» рынок многое изменил в отношениях участников энергетической цепочки. После его появления предприятия отказались покупать энергию у региональных АО-энерго и стремились выйти на прямые ее покупки на ФОРЭМ. Это вполне объяснимо. Ведь 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 вся энергосистема должна была стать банкротом.

Проблема перекрестного субсидирования не снята и поныне. А ФОРЭМ прекратил свое существование в сентябре 2006 года. И это логично. После разделения региональных АО-энерго на конкурентные и монопольные виды бизнеса схема, по которой работал ФОРЭМ, стала мешать развитию энергосистемы. Так, на ФОРЭМ обязательным являлось соблюдение планового сальдо перетоков. То есть сбытовым подразделениям АО-энерго было удобнее загружать пусть даже неэффективные электростанции внутри конкретного региона, чем позволить потребителям получать более дешевую энергию извне. Такой механизм губил на корню зачатки конкуренции среди генерирующих компаний. Против конкуренции работал и механизм регулирования цен на ФОРЭМ.

Рынок переходного периода. Сектор свободной торговли «5–15»

Началом перехода от регулируемого оптового рынка к конкурентному стал запуск на ФОРЭМ сектора свободной торговли электроэнергией «5–15» в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» от 24 октября 2003 года № 643. Свое цифровое название сектор получил благодаря действующим на нем правилам: поставщик имел право продавать от 5 до 15% производимой им электроэнергии, а покупатель – приобретать до 30% собственного планового почасового потребления.

Этот сектор заработал 1 ноября 2003 года, когда энергетическая биржа «Администратор торговой системы» впервые в истории России провела торги электроэнергией в режиме «спрос – предложение». В торгах были зарегистрированы 6 покупателей и 7 продавцов – в основном дочерние компании РАО «ЕЭС России». В тот день в свободном секторе было реализовано около 13 тыс. МВт, или 1% объема российского потребления электроэнергии. Средневзвешенная цена проданной электроэнергии была на 5,3% ниже, чем государственные тарифы на ФОРЭМ (26,2 копейки против 27,8 копейки за 1 кВт∙ч).

Сектор «5–15» стал своеобразным полигоном, на котором отрабатывались механизмы и принципы конкурентной торговли электроэнергией. Работа свободного сектора дала возможность наладить взаимодействие Системного оператора и АТС, спроектировать и проверить в работе все необходимое для биржевой торговли программное обеспечение. Главное – была подтверждена работоспособность созданной модели, внедренных рыночных механизмов и рыночной инфраструктуры.

Многие принципы, отработанные в секторе «5–15», перешли в новый оптовый рынок, пришедший на смену ФОРЭМ, в частности, принцип почасового планирования с почасовой ответственностью участников за его результаты, принцип узлового маржинального ценообразования, механизм проведения торгов, при котором их результаты максимально исполнимы физически.

Новый оптовый рынок электроэнергии

С 1 сентября 2006 года были введены Новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности)[4] и упразднен сектор свободной торговли электроэнергией «5–15». Запущенный тогда механизм часто называют Новым оптовым рынком электроэнергии и мощности (НОРЭМ).

Эти правила изменили всю систему взаимоотношений покупателей и поставщиков электроэнергии Неспособность достичь запланированных целей реформы могут быть упомянуты среди негативных результатов. Несмотря на серьезные структурные преобразования, качественного перехода в новое состояние электроэнергетики России не состоялась. Потребители не получили ощутимую пользу от проводимых реформ. Отсутствие эффективной конкуренции на розничных рынках вынуждает государство продолжит регулирование конечных цен для населения. Реформа не вывела отрасли из инвестиционного тупика и не создала условия для технологической модернизации. Серьезный технологический износ оборудования (до 50 % в электрических сетях, до 40 % в поколения) становится причиной крупных аварий. (мощности). Запущенный оптовый рынок (рис. 3) пока не полностью конкурентный: до 1 января 2011 года он работает в режиме переходного периода – на нем существует три сектора. В регулируемом секторе электроэнергия продается по регулируемым тарифам, в секторе свободной торговли (рынок на сутки вперед и балансирующий рынок) – по свободным (конкурентным) ценам.

Рисунок 3. Отход рынка переходного периода к целевой модели рынка

Инвестиции в электроэнергетику

А в 2006 году инвестиционный процесс по-прежнему опирался на уродливую категорию – абонентскую плату – сбор со всех энергопредприятий. Она делилась на эксплуатационную (текущие расходы) и инвестиционную части. Последняя и была программой инвестиций в энергетику, которую правительство утверждало каждый год. При этом с начала 1990-х годов ни одна энергосистема не построила ни одной крупной станции. Да это было и невозможно, потому что у них в тарифе не было источника для инвестиций в строительство. Если появлялся какой-то кусочек, они должны были сдать его в РАО „ЕЭС“, а мы из этих кусочков строили федеральные станции, к сожалению, мало строили. У энергетики есть такое коварное свойство – она дорогая. Одна электростанция стоит не менее 1,5 млрд долларов. Если отрасль развивать только на бюджетные средства, бюджетная политика в стране будет разрушена. Поэтому и потребовалась реформа».

Перед реформой электроэнергетики в России ставились три задачи: структурная реформа, создание системы рынков и запуск инвестиционного процесса в отрасли. Когда реформа только запускалась, ее авторы планировали начать инвестиционную стадию после реализации первых двухНеспособность достичь запланированных целей реформы могут быть упомянуты среди негативных результатов. Несмотря на серьезные структурные преобразования, качественного перехода в новое состояние электроэнергетики России не состоялась. Потребители не получили ощутимую пользу от проводимых реформ. Отсутствие эффективной конкуренции на розничных рынках вынуждает государство продолжит регулирование конечных цен для населения. Реформа не вывела отрасли из инвестиционного тупика и не создала условия для технологической модернизации. Серьезный технологический износ оборудования (до 50 % в электрических сетях, до 40 % в поколения) становится причиной крупных аварий.

Неспособность достичь запланированных целей реформы могут быть упомянуты среди негативных результатов. Несмотря на серьезные структурные преобразования, качественного перехода в новое состояние электроэнергетики России не состоялась. Потребители не получили ощутимую пользу от проводимых реформ. Отсутствие эффективной конкуренции на розничных рынках вынуждает государство продолжит регулирование конечных цен для населения. Реформа не вывела отрасли из инвестиционного тупика и не создала условия для технологической модернизации. Серьезный технологический износ оборудования (до 50 % в электрических сетях, до 40 % в поколения) становится причиной крупных аварий.

Глава 2. Начало реформирования РАО ЕЭС

Нараставшие диспропорции.

В 1990-х годах, когда Россия проходила период постсоциалистической рецессии, ограничения для развития экономики со стороны энергетики были некритичными. Энергопотребление снижалось медленнее, чем ВВП и промышленное производство. Потребление электроэнергии сократилось на 18,8%, добыча газа – на 9%, ВВП – на 43,1%, промышленное производство – на 37,3%. В 2000–2005 годах это позволило наращивать выпуск при ограниченном росте потребления энергоресурсов. С началом стабильного экономического роста ситуация изменилась. Надежность энергоснабжения стала фактором, определявшим возможности развития страны.

Стран, имевших энергоемкость ВВП, близкую к российской, было немного, у большинства этот показатель был в 2–3 раза ниже. В России, по оценкам Института энергетических исследований (ИНЭИ) РАН, выполненным в 2000 году, потенциал электросбережения достигал 220–260 млрд кВт∙ч, или 23–27% современного уровня электропотребления[5]. Потребление электроэнергии в России с 1991 по 1998 год сократилось почти на 25%, появились значительные резервы мощности в Единой энергетической системе, ощутимо снизилась загрузка электростанций. В 1998 году период падения спроса на электроэнергию закончился, яма была пройдена, начался рост (табл. 1). Причем если среднегодовой темп роста электропотребления в 2000–2005 годах составлял 1,7%, то в 2006 году – 4,2%, то есть произошел скачок в 2,5 раза.

Таблица 1. Потребление электроэнергии в 1990–2008 годах, млрд кВт/ч

		1990	1992	1994	1996	1998
Потребление электроэнергии		1074	992	856	828	809
2000	2002	2004	2006	2008
864	878	924	984	1082

Источник: Прогнозный баланс электроэнергии и мощности на 2006–2010 годы (базовый сценарий), расчеты РАО «ЕЭС России».

По регионам картина существенно различалась и не внушала оптимизма. В 10 регионах электропотребление превысило советский максимум: в Удмуртии – на 2%, в Вологодской области – на 4, в Карелии – на 5, на Кубани – на 8, в Астраханской и Ленинградской областях – на 10, в Тюменской области – на 15, в Калининградской области – на 21, в Московской области – на 24, в Дагестане – на 60%[6].

При этом мощность и пропускная способность энергосистемы оставались на прежнем уровне или снижались из-за выбытия старых мощностей. Установленная мощность электростанций на 31 декабря 2006 года составила 210,8 млн кВт, из них мощность тепловых электростанций – 142,4 млн кВт (68% суммарной установленной мощности), гидро- и гидроаккумулирующих электростанций – 44,9 млн (21%), атомных электростанций – 23,5 млн (11%). С 1990 по 2007 год было введено в эксплуатацию преимущественно на тепловых электростанциях 24,6 млн кВт новых мощностей, или примерно 1,4 млн в год[7], тогда как Советский Союз вводил по 9 млн кВт в год[6]. Для сравнения: Китай в 2001 году ввел 20 тыс. МВт, в 2002–2003 годах – по 35 тыс. МВт в год, в 2004–2005 годах – по 50 тыс., в 2006- 2008 годах – по 80 тыс. МВт[8].

Суммарная мощность устаревшего оборудования на всех электростанциях достигла 39% установленной мощности, в том числе на тепловых электростанциях – 40%, на гидравлических – более 50%. Ожидалось, что к 2020 году 57% мощностей действовавших тепловых электростанций отработают свой ресурс. Износ основных фондов электросетевого хозяйства достигал в среднем 40,5%, в том числе оборудования подстанций – 63,4%[7].

После того как основное оборудование для генерирующих установок и магистральных сетей исчерпает индивидуальный ресурс, требуется техническое перевооружение или его остановка. По прогнозам ИНЭИ РАН, в целом по стране прекращение эксплуатации этого оборудования привело бы к снижению в 2010 году мощности на 34 млн кВт (в основном за счет тепловых электростанций)[6].

Проблема дефицита генерирующих мощностей усугублялась тем, что в 2006 году электроэнергетика столкнулась с ограничением поставок дешевого газа, сжигание которого обеспечивало 49% всего производства электроэнергии в России и 68% выработки тепловых электростанций.

Все это привело к дефициту электроэнергии в первую очередь в динамично развивавшихся регионах: в Москве, Санкт-Петербурге, Екатеринбурге, Тюмени, Краснодаре. Зимой 2005/2006 года приходилось ограничивать потребителей. Ситуацию, сложившуюся в масштабах страны, хорошо иллюстрирует график пересечения кривых требуемой и действующей мощностей и мощности с истекшим сроком службы, который журналисты назвали «крест Чубайса» (рис. 4).

Рисунок 4. «Крест Чубайса» – баланс установленной мощности (с учетом выбытия) и потребности в генерации, млн кВт

Прогнозирование и планирование в отрасли

Энергетику невозможно развивать, не видя далеких перспектив. В ней ошибки в стратегии куда страшнее, чем в тактике. Необходимо было четко определиться в крупных развилках, поэтому решено было одновременно охватить три временных горизонта:

– долгосрочный – до 2030 года. Группа специалистов РАО «ЕЭС России» во главе с Борисом Вайнзихером на основе материалов, подготовленных по ее заказу Институтом энергетических исследований РАН (академик Алексей Макаров), Энергетическим институтом имени Кржижановского (академик Эдуард Волков), с участием академиков Александра Шейндлина, Олега Фаворского, Владимира Фортова и других, разработали документ «Целевое видение развития российской электроэнергетики на период до 2030 года»[9];

– среднесрочный – до 2020 года. Министерство промышленности и энергетики и РАО «ЕЭС» совместно разработали «Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года», которая была одобрена Распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 года № 215-р. Она содержит научно обоснованный перечень площадок для строительства энергообъектов и имеет исключительно важное значение для инвесторов.

– краткосрочный (на 5 лет). Основой пятилетнего планирования развития единой энергосистемы стала сначала Инвестиционная программа холдинга РАО «ЕЭС России», а затем (с 2008 года) инвестиционные программы компаний, образованных в результате его реформирования. Впервые она была разработана на 2006–2010 годы, далее на 2007–2011 годы и на 2008–2012 годы. Поскольку было известно, что с 1 июля 2008 года РАО «ЕЭС» прекратит свое существование, чтобы не исчезла сама схема планирования, пятилетний плановый цикл в генерирующих компаниях также сделан скользящим – с ежегодным смещением на один год.

Оценка спроса, являющаяся основа для формирования среднесрочного плана развития электроэнергетики. будет точной, если есть видение динамики развития экономики страны, регионов и городов, муниципальных образований. Для электроэнергетики наличие генеральных планов городов – условие эффективного развития распределительных сетей и генерации. Наличие пятилетней программы развития региона – условие адекватной оценки динамики спроса.

30 ноября 2006 года правительство утвердило базовый сценарий развития электроэнергетики, основываясь на прогнозируемом росте потребления электроэнергии с 984 млрд кВт∙ч в 2006 году до 1198 млрд в 2010 году. Среднегодовой темп роста электропотребления был определен в 5%. Казалось бы, ничего невероятного и катастрофического в этом не было – многие отрасли росли таким темпом.

Однако для электроэнергетики он был беспрецедентным, потому что, как уже говорилось, в предыдущие 5 лет отрасль наращивала выработку преимущественно на существовавших мощностях, за счет повышения коэффициента их использования. Но эта возможность была исчерпана, в силу технологических особенностей так расти энергетика больше не могла.

В Инвестиционной программе на 2006–2010 годы был заложен ввод мощностей на пять лет в объеме около 23 тыс. МВт. Отталкиваясь от утвержденного прогноза спроса, менеджмент РАО «ЕЭС» с 2007 года был вынужден увеличить его до 40,9 тыс. МВт. Справка, иллюстрирующая масштаб задачи: за предшествующие 15 лет в стране было введено около 23 тыс. МВт, исторический максимум советских вводов пришелся на 1985 год – 8,9 тыс. МВт. Чтобы справиться со столь грандиозной задачей, предстояло выйти на качественно новый уровень. Возник вопрос: возможно ли это?

В мае 2008 года была утверждена Инвестиционная программа на 2008–2012 годы[10]. Она задала параметры первого из двух этапов инвестиционного развития электроэнергетики.

Первый этап, 2008–2012 годы, – взрывообразный старт «с нуля». Инвестиционная программа предполагает строительство 98,8 тыс. км линий электропередачи, 156,9 тыс. МВт трансформаторной мощности и 43,9 тыс. МВт новой генерации. Это примерно 10-15-кратный рост в годовом исчислении по сравнению с предшествующим периодом. Объем ежегодных капиталовложений в отрасли с 2002 по 2009 год увеличивается в 17 раз, мощность ежегодно вводимых энергообъектов – в 20 раз (с 640 МВт до 12,9 тыс. МВт). Планируется, что к 2012 году каждое технологическое звено электроэнергетики получит свои источники и для текущего функционирования, и для инвестиционного развития. При объеме инвестиционной программы около 4,4 трлн рублей частные инвестиции составят почти 1 трлн рублей.

Второй этап, после 2012 года, – стационарный. Согласно базовому сценарию потребление электроэнергии до 2020 года будет расти в среднем на 4,1% в год (по максимальному сценарию – на 5,2%). В соответствии с «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» среднегодовой объем ввода энергообъектов с 2011 по 2020 год составит 8 ГВт при базовом сценарии и до 14 ГВт при максимальном. По оценкам авторов реформы, потребность российской энергетики в инвестициях до 2020 года составит 20 млрд долларов ежегодно. В «Генеральной схеме» для базового варианта потребность в установленной мощности электростанций (зона централизованного электроснабжения) определена в объеме 245,5 млн кВт в 2010 году, 297,5 млн – в 2015 году и 347,4 млн кВт – в 2020 году (табл. 2). При этом мощность действовавших в 2006 году электростанций сократится к 2020 году на 49,5 млн кВт (табл. 3).

Таблица 2. Потребность отрасли в новой мощности гидро-, атомных и конденсационных электростанций

(зона централизованного электроснабжения), млн кВт

Базовый вариант			Максимальный вариант
2010	2015	2020	2010	2015	2020
Необходимая установленная мощность	245,5	297,5	347,4	256,2	326,2	397,7
Мощность действующих электростанций	209,4	179,9	161,3	209,4	179,9	161,3
Мощность новых и обновляемых теплоэлектростанций	17,9	36,5	49	17,9	36,5	49
Потребность в новой мощности гидро-, атомных и конденсационных электростанций	18,2	81,1	137,1	28,9	109,8	187,4

Источник: «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года».

Таблица 3. Изменение мощности действующих электростанций

(зона централизованного электроснабжения), млн кВт

	2006	2010	2015	2020
Мощность действующих электростанций, всего	210	209	179	161
В том числе
ГЭС	44	45	45	45
АЭС	23	24	25	21
ТЭС	142	139	109	94

Источник: «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года».

Источники инвестиций

Разработанная менеджментом РАО «ЕЭС» концепция инвестиций базировалась на концепции реформирования. Аналогично были выделены монопольный (сети, диспетчеризация) и конкурентный (генерация, сбыт, сервисы) секторы Неспособность достичь запланированных целей реформы могут быть упомянуты среди негативных результатов. Несмотря на серьезные структурные преобразования, качественного перехода в новое состояние электроэнергетики России не состоялась. Потребители не получили ощутимую пользу от проводимых реформ. Отсутствие эффективной конкуренции на розничных рынках вынуждает государство продолжит регулирование конечных цен для населения. Реформа не вывела отрасли из инвестиционного тупика и не создала условия для технологической модернизации. Серьезный технологический износ оборудования (до 50 % в электрических сетях, до 40 % в поколения) становится причиной крупных аварий.

Предполагалось, что первый будет развиваться преимущественно на бюджетные средства, второй – преимущественно за счет частных инвестиций. Мысль простая, но, чтобы она стала работоспособной, нужно было сопроводить ее не только теоретическими обоснованиями, но и набором практически действующих финансовых механизмов с соответствующим нормативным обеспечением. Эти механизмы различаются по секторам:

– в монопольном секторе – дополнительная эмиссия акций ФСК, СО и ГидроОГК в пользу государства, плата за техническое присоединение к сетям, средства от продажи активов, займы и кредиты, поступления из федерального бюджета, собственные средства;

– в конкурентном секторе – дополнительная эмиссия акций ОГК и ТГК в пользу частных акционеров, механизм гарантирования инвестиций, прямые частные инвестиции в локальные проекты, средства от продажи активов, займы и кредиты, собственные средства.

Причем все они, кроме поступлений из федерального бюджета и собственных средств, рождены реформой. В табл. 4 представлены источники финансирования Инвестиционной программы компаний, образованных в результате реформирования РАО «ЕЭС России».

Инвестиции в монопольный сектор

В монопольном секторе инвестиции требуются прежде всего для создания и поддержания сетевой инфраструктуры. Инвестиционная программа на 2008–2012 годы предполагает строительство за 5 лет 98,8 тыс. км линий электропередачи, на что необходимо примерно 1 трлн рублей.

Так как государству принадлежит 75% Федеральной сетевой компании, логично предположить, что именно бюджет должен взять на себя финансирование программы по развитию сетей. Но у бюджета нет таких денег. Те средства, которые он способен выделить на развитие энергоактивов, находящихся в государственной собственности (не только ФСК, но и ГидроОГК), в несколько раз меньше необходимого.

Таблица 4. Источники финансирования Инвестиционной программы компаний, образованных в результате реформирования холдинга РАО «ЕЭС России»,

на 2008-2012 годы*, млн рублей

2008	2009	2010	2011	2012	Итого
Все источники	814939	1034117	998486	814088	714238	4375868
В том числе:
Собственные средства, всего	447346	456018	431202	372297	374468	2081330
В том числе:
тарифные источники	137057	200546	234848	253305	281237	1106993
неиспользованные средства на начало года	3608	770	420	174	833	5804
эмиссия дополнительных акций	181965	154965	66876	39954	17509	461269
плата за технологическое присоединение от потребителей	1351	5511	6460	12526	14913	40761
Прочие	123365	94226	122599	66337	59976	466504
Привлеченные средства, всего	292812	477765	479063	374653	279300	1903594
В том числе:
бюджетное финансирование	24743	54788	6955	12826	12361	111673
средства РАО «ЕЭС России»	46793	27617	7130	4000	4000	89540
кредиты и займы	125563	213834	245975	133610	89022	808004
Авансы по технологическому присоединению	26356	36792	34845	25469	21620	145083
Прочие, всего	69357	144734	184157	198749	152298	749294
В том числе:
покрытие дефицита за счет бюджетного финансирования	7695	27479	50332	126277	88375	300157
финансовый лизинг	6973	2139	163	63	–	9338
НДС	67 808	98 195	88 058	67 076	60 469	381 606

Программа была утверждена правлением РАО «ЕЭС России» 17 марта 2008 года.

Часть средств на реализацию инвестпрограмм ФСК и ГидроОГК была получена за счет продажи приходившихся на долю государства пакетов акций в 14 генерирующих компаниях. Вырученная сумма составила 388,35 млрд рублей, из них 252 млрд получит магистральный сетевой комплекс.

Часть средств заработают сами монополисты. Например, ожидается, что прибыль ФСК за 5 лет составит 300 млрд рублей. Разумеется, на инвестиции будут потрачены не все эти деньги. В любом случае три упомянутых источника (бюджет, продажа акций генкомпаний, прибыль ФСК и ГидроОГК) смогут покрыть лишь часть потребностей в инвестициях. Остальное планируется получать за счет платы за присоединение к сетям.

В начале реформ предполагалось, что в конце переходного периода государство не будет контролировать конечные цены для потребителей и лишь оставляем за собой контроль за ценами естественных монополий, услуг в сфере электроэнергетики и право применять регулирование цен в условиях чрезвычайных ситуаций. Начиная с 2007 года, там было постепенное дерегулирование цен и увеличение доли энергии, продаваемой по свободным ценам (примерно на 15 процентов в год) на рынке электроэнергии. К началу 2011 года планировалось завершить дерегуляцию и полностью перейти на свободные цены электроэнергии на оптовом и розничном рынках Неспособность достичь запланированных целей реформы могут быть упомянуты среди негативных результатов. Несмотря на серьезные структурные преобразования, качественного перехода в новое состояние электроэнергетики России не состоялась. Потребители не получили ощутимую пользу от проводимых реформ. Отсутствие эффективной конкуренции на розничных рынках вынуждает государство продолжит регулирование конечных цен для населения. Реформа не вывела отрасли из инвестиционного тупика и не создала условия для технологической модернизации. Серьезный технологический износ оборудования (до 50 % в электрических сетях, до 40 % в поколения) становится причиной крупных аварий.

На 1 января 2011 года окончания переходного периода реформы было объявлено. В то же время правительство оставляет за собой право контролировать цены на электроэнергию для населения и приравненных потребителей и цен в некоторых сегментах оптового рынка. Для того, чтобы обеспечить население электроэнергией по фиксированным ценам поправки в законодательство были введены, согласно которому до 2015 года электроэнергии производители должны продать до 35 процентов энергии по регулируемым ценам для гарантирующих поставщиков, которые продают электроэнергию населению и приравненных категорий потребителей.

Заключение

Электричество является одним из самых важных открытий, что наука дала человечеству. Оно также стало частью современной жизни, и никто не может представить себе мир без него. Электричество имеет множество применений в нашей повседневной жизни. Оно используется для освещения помещений, работы вентиляторов и бытовой техники. Все это обеспечивает комфорт для людей. Необходимые вещи как еда, ткани, бумага и многие другие вещи являются продуктом электричества Неспособность достичь запланированных целей реформы могут быть упомянуты среди негативных результатов. Несмотря на серьезные структурные преобразования, качественного перехода в новое состояние электроэнергетики России не состоялась. Потребители не получили ощутимую пользу от проводимых реформ. Отсутствие эффективной конкуренции на розничных рынках вынуждает государство продолжит регулирование конечных цен для населения. Реформа не вывела отрасли из инвестиционного тупика и не создала условия для технологической модернизации. Серьезный технологический износ оборудования (до 50 % в электрических сетях, до 40 % в поколения) становится причиной крупных аварий.

Подводя итоги завершения переходного периода реформы электроэнергетики в России, можно отметить как положительные, так и отрицательные результаты. Среди положительных моментов следует отметить завершение глубоких структурных преобразований отрасли, в результате которой происходило разделение естественной монополии и потенциально конкурентных секторов. Государство самоустранилось от капитала генерирующих и энергоснабжающих компаний и укрепили присутствие в капитале сетевых компаний и системного оператора. Это предопределило развитие конкуренции в секторе продажи. Коммерческая инфраструктура оптового рынка была создана и были разработаны новые правила функционирования оптового и розничных рынков.

, качественного

Список литературы

[1] Закон «Об электроэнергетики» URL: http://docs.cntd.ru/document/901856089 (дата обращения 02.30.17)

[2]Указ президента №923 URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_902/(дата обращения 13.01.17)

[3] Указ Президента РФ от 5 ноября 1992 года № 1334 URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_1100/ (дата обращения 05.11.16)

[4] Статья в газете «Российская газета» URL: https://rg.ru/2006/09/01/post.html (дата обращения 18.01.17)

[5] «Новая генерация: «Вторая угольная волна», рынок газа и реформа тепловой электроэнергетики» URL: http://www.raexpert.ru/researches/energy/teploenergetic/2/(дата обращения 18.01.17)

[6] Данные РАО «ЕЭС России»

[7] «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» URL: http://docs.cntd.ru/document/902091165 (дата обращения 11.11.16)

[8] Корпоративное управление в современном мире URL:http://www.nccg.ru/site.xp/050048057049124049048055054.html (дата обращения 24.12.16)

[9] Макаров А. Электроэнергетика России в период до 2030 года. Контуры желаемого будущего. М.: ИНЭИ РАН, 2007; Электроэнергетика России 2030: целевое видение / Под общ. ред. Б. Ф. Вайнзихера. М.: Альпина бизнес букс, 2008.

[10]URL:http://www.raoees.ru/ru/invest_inov/inv_programm/show.cgi?content.htm (дата обращения 03.04.16)