Преподаватель который помогает студентам и школьникам в учёбе.

Реформа электроэнергетики в России (Результаты проведения реформирования электроэнергетики в России)

Содержание:

Введение

Электроэнергетика является системообразующей отраслью российской экономики и вносит значительный вклад в социально-экономическое развитие страны. Залогом успешного экономического развития России является конкурентоспособность национальной экономики, а надежное функционирование и устойчивое развитие электроэнергетики как основы жизнеобеспечения определяет энергетическую безопасность страны.

Современный этап развития электроэнергетической отрасли большинства стран мира, в том числе и России, характеризуется различными структурными трансформационными сдвигами, основная цель которых не ограничивается только лишь процессом либерализации отношений субъектов отрасли, а предполагает формирование оптимального комплекса институтов в контексте устойчивого развития данной сферы в перспективе. Но при этом следует обратить внимание на наличие определенных существенных различий регуляторного характера, присущих энергетическим отраслям в разных странах. Здесь доминируют тенденции к сокращению количества выбросов вредных веществ в странах Европы и Северной Америки, наряду с ростом генерации электроэнергии в азиатских странах. Указанное позволяет предположить, что в долгосрочном периоде нарастающие темпы роста мощности мировой энергетики будут происходить на одинаковом уровне.

Объектом исследования в курсовой работе являются электроэнергетика Российской Федерации.

Предмет исследования – проводящиеся в электроэнергетике России реформы.

Цель исследования – углубленное изучение реформ, затрагивающих электроэнергетику России, и перспектив развития этой отрасли экономики.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи:

изучить причины и сущность реформирования электроэнергетики в России;
проанализировать результаты проведения реформ электроэнергетики в России;
охарактеризовать перспективы развития электроэнергетики в России.

Методологической основой исследования в курсовой работе являются учебная и методическая литература, статьи в периодической печати и Интернет-ресурсы.

Причины и сущность реформирования российской электроэнергетики

Предпосылки проведения реформ в электроэнергетике России

Негативные тенденции в электроэнергетике России начали проявляться с середины 1980-х гг.: на фоне общего спада экономики электроэнергетика фактически становилась донором для других отраслей промышленности.

Общая ситуация в отрасли характеризовалась следующими показателями:

по технологическим показателям российские энергокомпании отставали от своих аналогов в развитых странах;
отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению;
в отдельных регионах происходили перебои энергоснабжения, наблюдался энергетический кризис;
отсутствовала платежная дисциплина;
предприятия отрасли были информационно и финансово непрозрачными;
доступ на рынок был закрыт для новых, независимых участников.

В электроэнергетике сложилась следующая ситуация (рис.1)

Рисунок 1. Структура электроэнергетики в 2000г.

Отсутствие стимулов к снижению производственных затрат предприятиями отрасли породило ценообразование на основе издержек. Цены (тарифы) нередко включали все фактические расходы. Отсутствие прозрачности функционирования энергетических компаний, невозможность достоверно определить ресурсы, необходимые для поддержания и развития предприятий, сдерживание тарифов регулирующими органами (электроэнергия дорожала медленнее большинства других товаров) на фоне раздутых производственных издержек привели к тому, что перед началом реформы более половины предприятий отрасли оказались убыточными. На фоне сокращения собственных средств энергокомпаний резко уменьшился объем инвестиций, катастрофически не хватало средств на поддержание и модернизацию оборудования. Даже в самых благополучных энергосистемах европейской части России износ основных производственных фондов превысил 50% и стал приближаться к значениям, при которых ремонт оборудования обходится дороже его замены [7, c. 34].

Действующая модель электроэнергетики негативно отражалась и на развитии других секторов экономики. Нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности и жилищно - коммунального хозяйства, недооценка стоимости энергоресурсов, отсутствие стимулов к энергосбережению привели к тому, что удельная энергоемкость экономики России (расход энергии на единицу ВВП) в 2–3 раза превысила соответствующий показатель развитых стран. Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили бы существенно увеличить объем инвестиций в отрасли. В противном случае, при дальнейшем расширении внешнеэкономического сотрудничества, российские предприятия проиграли бы экономическое соревнование не только на зарубежных рынках, но и на внутреннем рынке страны.

Таким образом, к 2001 г. стала очевидной необходимость реформирования электроэнергетики.

Сущность реформирования электроэнергетики в России

Стратегическая цель реформирования определена как перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, обеспечение на этой основе надежного, экономически эффективного удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе.

Задачи реформы определены Постановлением Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» и заключались в обеспечении устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, повышения эффективности производства и потребления электроэнергии, обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей (рис.2).

Рисунок 2. Разделение монопольных и конкурентных секторов

В результате реформирования должен быть организован конкурентный рынок электроэнергии, позволяющий повысить инвестиционную привлекательность организаций электроэнергетики. В ходе реформы предполагалось изменить структуру отрасли: разделить естественно-монопольные (передача электроэнергии, оперативно - диспетчерское управление) и потенциально конкурентные (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функции, а вместо прежних вертикально-интегрированных компаний создать структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности (рис.3).

Рисунок 3. Разделение АО-энерго с последующей интеграцией

Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании в перспективе планировалось перевести в частную собственность, что обеспечит конкурентные условия их функционирования. В естественно-монопольных сферах, напротив, должно было происходить усиление государственного контроля [8, c.14].

Создание условий для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки, позволит повысить эффективность всей отрасли.

С учетом последующих изменений в нормативно-правовой базе цели и задачи реформирования были конкретизированы в «Концепции Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2005–2008 гг. «5+5».

Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализирующиеся на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и др.) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов либо являются общероссийскими. Магистральные сети переводятся под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети интегрируются в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору [9, c.41].

Активы генерации объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании – ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна («ГидроОГК») – на основе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов.

Новая модель рынка электроэнергии, задуманная как промежуточный этап между регулируемым и свободным рынками, упраздняет деление на участников регулируемого сектора и сектора свободной торговли: все они становятся участниками оптового рынка. Она предполагает наличие нескольких механизмов торговли: долгосрочного рынка регулируемых договоров, краткосрочного рынка «на сутки вперед» (РСВ) и балансирующего рынка (БР), где участники рынка будут продавать/покупать отклонения своего фактического графика от планового. Новшеством является введение рынка на сутки вперед, основанного на принципе конкурентного отбора.

С введением правил нового оптового рынка электроэнергии больше не должно быть деления на участников регулируемого сектора и участников сектора свободной торговли. Все, кто покупает или продает электроэнергию (мощность) в любом из секторов, являются участниками оптового рынка.

Основой НОРЭМ (Нового оптового рынка электроэнергии и мощности) станет система регулируемых договоров на поставку электрической энергии (мощности). В соответствии с условиями таких договоров поставщик обязан поставить договорной объем электроэнергии (мощности), а покупатель в свою очередь обязан оплатить договорной объем вне зависимости от величины собственного планового потребления. Причем объемы электрической энергии устанавливаются на каждый час периода действия договора. Поскольку дефицит электроэнергии в стране все время нарастает, такие жесткие условия будут в значительной мере дисциплинировать участников оптового рынка.

Помимо регулируемого договора как способа торговли электроэнергией на НОРЭМ сохраняются свободные двусторонние договоры, а также вводится новый сектор – рынок на сутки вперед. Основой рынка на сутки вперед является конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед с определением часовых равновесных узловых цен и объемов поставки или покупки. На этом секторе рынка участники смогут продавать «лишние» либо покупать недостающие объемы электроэнергии, но уже совсем по иным ценам, чем определенные регулируемыми договорами.

Еще одной особенностью новой торговой системы является то, что, начиная с 2007 г., ежегодно устанавливаются предельные максимальный и минимальный объемы электрической энергии и мощности в регулируемых договорах, исходя из их ежегодного уменьшения в пределах от 5 до 15%. Это входит в сферу деятельности Минэкономразвития России совместно с Минпромэнерго России, Федеральной службой по тарифам и Федеральной антимонопольной службой. Предельный гарантированный объем закупаемой электроэнергии будет с каждым годом уменьшаться, а доля закупок по свободным рыночным ценам будет расти.

Новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (НОРЭМ) существенно меняют принципы работы рынка. В результате участники рынка – поставщики и покупатели (энергосбытовые компании и независимые энергосбытовые организации) получат как новые возможности, так и новые риски, обусловленные введением новых правил. Новая модель НОРЭМ позволяет ближе подойти к конкурентной целевой модели функционирования оптового рынка электроэнергии. В дальнейшем предполагается, что роль государства сведется к минимуму. Покупатели будут оплачивать электроэнергию по конкурентным ценам, которые будут складываться на оптовом рынке – РСВ. Каждый потребитель будет платить ровно столько, сколько стоит произвести электроэнергию, оплатить услуги и передать ее до данного потребителя.

К сожалению, переход к конкурентной целевой модели (100% РСВ) не может произойти скачкообразно до момента ликвидации перекрестного субсидирования. В связи с этим при переходе к целевой конкурентной модели в НОРЭМ вводится рынок регулируемых договоров (РД). РД придет на смену существующему регулируемому сектору, действующему на оптовом рынке. По РД к покупателю будет привязано определенное количество поставщиков. Условием привязки является равенство стоимостей продаваемой поставщиками и покупаемой покупателями для своих потребителей электроэнергии. Существенным отличием РД является то, что электроэнергия больше не будет покупаться по тарифу на электроэнергию с учетом мощности, устанавливаемому ФСТ РФ для каждого участника оптового рынка. На его смену придет стоимость пакета РД на начальный момент запуска НОРЭМ, равная стоимости, определяемой по данному тарифу. В дальнейшем предполагается, что МЭРТ РФ будет индексировать стоимость пакета РД каждый год, одновременно снижая долю покупки электроэнергии по РД.

Действующая модель оптового рынка предполагала систему штрафов за отклонения в потреблении электроэнергии. В случае отклонения фактического потребления потребителей от их планового потребления, энергосбытовые компании (ЭСК) несли убытки. В данном случае, отклонения электроэнергии оплачивались покупателями по ценам, превышающим установленный для них тариф на электроэнергию с учетом мощности. ОАО «Воронежская энергосбытовая компания» в системе договоров поставки с покупателями розничного рынка не предусматривает систему переноса стоимости отклонений на своих потребителей, о чем нельзя сказать про независимые энергоснабжающие организации (ЭСО), действующие на территории Воронежской области. Потребителям ЭСО часто приходится нести убытки за свои отклонения в потреблении.

В НОРЭМ предполагается изменение работы сектора отклонений на базе создания нового отдельного вида рынка – балансирующего рынка (БР). На БР будут докупаться/продаваться объемы электроэнергии, не прошедшие по РД и на РСВ.

Объем потребления электроэнергии может оказаться как выше, так и ниже запланированного в РД. По правилам НОРЭМ такие отклонения будут покупаться (продаваться) на свободном рынке. Основой рынка на сутки вперед является проводимый НП «АТС» конкурентный отбор ценовых заявок с определением часовых равновесных узловых цен и объемов поставки (покупки). Модель РСВ имеет два существенных отличия от действующего сектора свободной торговли.

Первым отличием РСВ является то, что если участник не смог купить необходимый объем электроэнергии на РСВ, у него нет возможности докупить эти объемы в РД сверх того, что он уже имеет по этому пакету договоров. Оставшийся объем покупается на БР, где цены на электроэнергию существенно выше. Таким образом, «возврат» покупателей в регулируемый сектор (основная характеристика существующего ССТ) прекращается.

Во-вторых, больше нет фиксированного 30%-го ограничения покупки электроэнергии на рынке на сутки вперед. На РСВ продаются/покупаются «лишние/недостающие» объемы электроэнергии по РД, а также объемы электроэнергии, используемые поставщиками для исполнения своих обязательств по РД, не собственным производством, а с помощью иных поставщиков.

С введением правил нового оптового рынка участники больше не разделяются на участников регулируемого сектора и участников сектора свободной торговли. Все они являются участниками оптового рынка, при этом:

– участники, потребление которых ФСТ РФ включено в плановый баланс и для которых установлены соответствующие тарифы, покупают всё своё потребление на НОРЭМ;

– участники бывшего сектора свободной торговли, а также любые другие покупатели, отвечающие техническим требованиям НОРЭМ, не менее 85% своего часового потребления (процент фиксируется до выхода потребителя на НОРЭМ) обязаны купить на розничном рынке у своей энергосбытовой компании (гарантирующего поставщика). Оставшееся потребление они покупают на РСВ. Такие покупатели называются «частичными» [11, c.107].

С момента запуска НОРЭМ потребители должны проводить тщательный анализ последствий от перехода к другой энергоснабжающей организации. В ранее действующей модели рынка потребители нередко переходили на поставку электроэнергии от своей энергосбытовой компании (АО-энерго) к независимым ЭСО. ЭСО привлекали к себе низкими тарифами, льготными условиями, часто не упоминая об оплате отклонений. В модели НОРЭМ требуется дважды подумать потребителю, прежде чем «перебежать» к новой ЭСО. Новые ЭСО будут являться в своем роде очередными перепродавцами. Большую часть электроэнергии с учетом мощности они будут приобретать все у той же энергосбытовой компании, а оставшуюся часть электроэнергии – на РСВ. Таким образом, новые ЭСО уже не смогут завлечь потребителей низкими отпускными тарифами.

Запуск НОРЭМ несет для его участников и потребителей новые риски. Проект правил функционирования ОРЭ предполагает множество «степеней свободы». Возникающая при этом неопределенность параметров будущего рынка является источником рисков для участников ОРЭ. Среди таких неопределенностей можно выделить следующие:

величина индексации цены, установленной при первоначальной привязке по РД, и поведение макроэкономических показателей;
состав контрагентов покупателей по регулируемым договорам;
влияние НОРЭМ на надежность энергоснабжения потребителей;
понимание новой договорной системы судебными и налоговыми органами;
темпы перехода от РД к РСВ, устанавливаемые МЭРТ;
отклонения фактических объемов потребления потребителей от плановых значений;
уровень цен на РСВ и на БР.

Отметим, что одна часть перечисленных неопределенностей не зависит от действий покупателей и их потребителей, в то время как другая полностью или частично ими определяется. Это влияет на степень управляемости соответствующих рисков и на выбор механизмов их снижения.

Попробуем разобраться в рисках, которые возникнут после запуска НОРЭМ. Основой анализа послужили проект Постановления Правительства о правилах функционирования оптового рынка электроэнергии (НОРЭМ), принципы НОРЭМ и информационные обзоры электроэнергетических изданий. Риски покупателей, связанные с вводом правил НОРЭМ, можно разделить на две категории: технические и экономические. Первые включают в себя риск снижения качества электроэнергии и надежности энергоснабжения, что может непосредственно сказаться на потребителях. Риски второй категории имеют четыре основные составные части:

отклонение роста инфляции от роста средневзвешенной цены по РД;
превышение цены на РСВ существующего прогноза роста цен;
высокие темпы снижения доли электроэнергии, покупаемой по РД;
высокие объемы отклонений фактического потребления от планового потребления.

Несмотря на то что риск снижения надежности и качества энергоснабжения потребителей всегда существует, сам факт перехода к НОРЭМ не должен оказать влияния на степень этого риска. Правила НОРЭМ изменяют финансово-экономическую надстройку функционирования электроэнергетики, но не технологическую базу. Оперативное диспетчерское управление будет осуществляться тем же системным оператором, и регламенты отработки внештатных ситуаций останутся неизменными. Более того, реформа предполагает повышение долгосрочной надежности поставок по мере развития рынка мощности.

При этом покупатели могут продолжать работу по хеджированию данных рисков путем введения в договоры со своими поставщиками и сетевыми организациями ответственности за снижение качества приобретаемой мощности. Вводимые принципы взаимодействия при отклонениях в качестве мощности позволят компенсировать энергосбытовыми компаниями убытки своих потребителей.

Переход от ежегодного регулирования тарифов к долгосрочным договорам с определенными правилами снижает неопределенность и ценовые риски для покупателей. В то же время существует вероятность установления формулы индексации, допускающей превышение цены РД над ростом инфляции. Однако вероятность этого риска низка, т.к. государство стремится сдерживать рост цен на электроэнергию.

Защитой покупателя от непропорционального роста тарифа является его право сократить объем закупки электроэнергии по пакету РД в пользу РСВ и/или договориться с поставщиком о снижении цены. Снижение доли РД, а следовательно, увеличение доли РСВ приведет к другому риску – высокой цене на РСВ. Средние цены на свободных рынках (РСВ и БР) превысят средние цены по РД для большинства участников, что обусловлено системой тарифообразования и возможностью покупателей по своей инициативе снижать долю электроэнергии, покупаемую по РД. Таким образом, разницу между объемами, запланированными по РД, и объемами фактического потребления придется покупать по цене, превышающей среднюю по РД.

Покупателям угрожают колебания цен по причине аварийных ситуаций, изменения спроса, низкой активности на рынке и нарушений правил функционирования рынка со стороны его участников. Хеджирование рисков ценовых колебаний возможно через заключение свободных двусторонних договоров на свободном рынке, где могут быть оговорены фиксированные объемы, либо указаны условия покупки (продажи) отклонений. Проект правил НОРЭМ предусматривает введение антимонопольного законодательства. Это позволит пресечь неконкурентные действия поставщиков, направленные на необоснованное завышение цены на РСВ.

В рамках НОРЭМ покупатели периодически будут играть роль поставщиков (в случае недопотребления своими потребителями объемов, предусмотренных в РД). Если в часы продажи электроэнергии сложившиеся цены на РСВ (БР) будут ниже цены покупки по РД, то покупатель понесет убытки. Такая ситуация может, например, сложиться в случае непредвиденно теплой погоды в январе, когда все потребители одновременно снизят потребление. Покупателю придется продавать излишки электроэнергии на РСВ (БР). Однако существенное понижение цен на свободном рынке маловероятно, так же как и необходимость продажи излишков электроэнергии в период низких цен.

Зарубежный опыт проведения реформ электроэнергетики

Начало 80-х гг. ХХ в. характеризовалось сосредоточением более 90% мощностей электростанций мира в национальных энергосистемах бывшего СССР, США, Канады, Японии и в европейских странах. Существовавшие межгосударственные энергообъединения в значительной мере способствовали разделению и объединению энергосистем западных и восточных штатов США и Канады, стран Северной Европы и др. Также следует подчеркнуть, что страны, в которых преобладает частное и смешанное владение энергохозяйством, и межхозяйственные объединения характеризуются процессами слияния энергосистем путем подписания долгосрочных соглашений купли-продажи электроэнергии, применения сезонного обмена электроэнергией и т.п. [14; c. 26].

Немаловажная роль в институциональной структуре энергосистем отводится таким институтам как координационные и консультативные советы, союзы и группы, которые успешно определяли условия внедрения текущих режимов, согласовывали различного рода рекомендации относительно сотрудничества и развития энергосистем. Для операций купли-продажи электроэнергии этого периода было свойственно их проведение между энергокомпаниями внутри их объединений, а для операций обмена электроэнергией – между компаниями соседних объединений. При этом приоритетным заданием управленческой деятельности энергопредприятий и их объединений было принятие таких решений, которые формировались на основе тщательного анализа ситуаций стабильного обеспечения конечного потребителя качественной электроэнергией в объемах, закрепленных на основе договора с максимально возможной при этом выгодой.

Государством, которое первым направило свое развитие по пути либерализации электроэнергетики, была Великобритания, разработавшая закон про электроэнергетику, который вступил в действие в 1983 г. Согласно данному акту были устранены существовавшие на тот период барьеры для частных генерирующих предприятий по вхождению на отраслевой рынок, которые обеспечивали неограниченный доступ к национальным электросетям для независимых производителей электроэнергии, что было невозможным до принятия данного закона. В 1988 г. правительство Великобритании опубликовало план по мероприятиям приватизации национального электроэнергетического сектора, которым были регламентированы следующие основополагающие цели национальной политики в области электроэнергетики: дифференциация субъектов электроэнергетической отрасли на отдельные предприятия в разрезе видов деятельности; ликвидация вертикальных интеграционных связей; либерализация генерации; реформирование структуры распределения электрической энергии между регионами и розничного энергоснабжения на региональном уровне; внедрение пошаговой либерализации розничного энергоснабжения [16, c.178].

Начало реструктуризации монополии государственного типа в сфере электроэнергетики было положено принятием соответствующего закона в 1990 г., основные положения которого регламентировали вопросы энергоснабжения реорганизации электроэнергетической отрасли. Данный нормативно-правовой акт закреплял основные процедуры по преобразованию предприятий электроэнергетической отрасли в процессе проведения ее реформирования. Британская модель предполагала разделение процессов передачи и диспетчеризации электроэнергии, которые по-прежнему оставались секторами естественной государственной монополии в сфере производства и сбыта.

Таким образом, институциональные преобразования в электроэнергетике Великобритании задекларировали создание предприятий по производству электроэнергии с дальнейшей приватизацией [10; c.13]. На данные предприятия были возложены обязанности по продаже электроэнергии путем проведения централизованного аукциона, устанавливающего единые цены и объемы снабжения электроэнергией от отдельных продавцов на следующие 24 часа (тип рынка «вперед на сутки» или так называемый «энергетический пул оптового типа»). Подобная схема организации рынка предусматривала выполнение функции покупки электроэнергии региональными электроэнергетическими компаниями на энергетическом пуле с дальнейшим ее конечным распределением потребителям.

По данным некоторых источников первый эксперимент по организации элементов конкурентного рынка электроэнергии был проведен в Чили [19, c.49].

В целом специалисты характеризуют последствия институциональных преобразований отрасли, как положительные. Однако наряду с позитивным опытом проведения эффективной политики либерализации электроэнергетической отрасли в Великобритании, существуют примеры негативного опыта в других развитых странах.

Ярким примером неэффективных реформ в области электроэнергетики отметились США, когда в результате трансформаций в данной отрасли в штате Калифорния были отмечены факты отключения света с последующим нарушением жизнедеятельности целого штата [25].

Проведенный в Калифорнии переход к конкуренции затронул исключительно сферу электрического сектора экономики, но одновременно с этим выбор направления в реформах способствовал появлению многих других проблем. Процесс упорядочения ценообразования путем установления ценовых границ задел только розничные цены с целью защиты потребителей, но не затронул оптовые цены. К тому же энергосистема штата характеризовалась маленьким резервом мощности, поэтому по мере роста потребления оптовые торговцы электроэнергией начали обосновано повышать цены. В то время как распределительные компании, поставляющие электроэнергию предприятиям и жилищному сектору, не имели оснований для превышения установленных ценовых границ. И как следствие, многие крупные распределительные компании оказались у черты банкротства, поскольку не имели возможности осуществлять покупку электроэнергии по высоким ценам и терять собственные средства.

Пример США стал в определённой степени поучительным уроком для стран Европы, которые также стремились в своей политики к открытому и конкурентному рынку электроэнергии. При этом надежность и бесперебойность подачи электроэнергии, которые всегда были нормой для этих стран, стали первоочередным заданием на повестке дня, в тот момент, когда Европейская комиссия поддерживала введение конкуренции преимущественно в сфере преобладания государственной или частной монополии.

Результаты проведения реформирования электроэнергетики в России

Характеристика начального этапа проведения реформ

Процесс реформирования АО-энерго начался в 2003 г. с реализации нескольких пилотных проектов: реформирования ОАО «Калугаэнерго», ОАО «Орелэнерго», ОАО «Брянскэнерго», ОАО «Тулэнерго». Наиболее активно структурные преобразования начали осуществляться в 2004 г. Процесс реформирования затронул более 30 компаний. К апрелю 2004 г. была завершена процедура реорганизации первой региональной энергокомпании – ОАО «Калугаэнерго», а к концу года разделены по видам деятельности 5 АО-энерго.

В том же 2004 г. началось создание новых межрегиональных компаний. В последние месяцы 2004 г. созданы (прошли государственную регистрацию) первые три ОГК и две ТГК. В тот же период (в октябре 2004 г.) Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» принял решение об учреждении четырех МРСК. В 2004 г. также была практически сформирована новая вертикаль оперативно-диспетчерского управления: функции региональных диспетчерских управлений были переданы (за некоторым исключением) от АО-энерго Системному оператору.

В 2005 г. процесс реформирования охватил большинство АО-энерго, причем значительная их часть к концу года была разделена. В этом же году учреждено большинство оставшихся межрегиональных компаний: к марту зарегистрирована последняя из семи ОГК, к августу – тринадцать из четырнадцати ТГК, созданы четыре МРСК.

Таким образом, в ходе реформы исчезает прежняя монопольная структура электроэнергетики: большинство вертикально-интегрированных компаний уступают место новым компаниям целевой структуры отрасли. Почти все они уже учреждены, однако требуется время для завершения процесса их формирования, в ходе которого каждая компания приобретет целевую конфигурацию.

Итоги развития электроэнергетики в 2015г.

Привлеченные в результате реформирования частные инвестиции позволили существенно увеличить размер резервной мощности энергосистемы России. Данные о вводах новых генерирующих мощностей в России за 2011-2015 годы представлены в табл. 1.

Таблица 1. Ввод генерирующих мощностей по России за 2011-2015 гг., ГВт [21]

№	Показатель	2011 г.		2012 г.		2013 г.		2014 г.		2015 г.
№	Показатель	ГВт	%	ГВт	%	ГВт	%	ГВт	%	ГВт	%
1	2	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	Установленная генерирующая мощность по России, в том числе	218,2	100	223,1	100	226,4	100	232,4	100	235,3	100
2	Ввод новых мощностей	4,7	2,2	6,3	2,8	4,0	1,8	7,6	3,3	4,9	2,1

Ввод новых производственных мощностей за 2011-2015 гг. равнялся 27,5 ГВт, что составляет 11,7% установленной генерирующей мощности России в 2015 г. (235,3 ГВт). Рекордным по вводу в эксплуатацию новых генерирующих мощностей (7,6 ГВт) стал 2014 год. В 2015 году ввод генерирующих мощностей снизился до 4,9 ГВт. За анализируемый период были введены в эксплуатацию Богучарская ГЭС, Няганская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2, Усть-Среднеканская ГЭС. Строительство новых станций производится в России на основе передовых технологий [25, c. 22].

К числу ключевых показателей, характеризующих состояние электроэнергетики России относятся объемы выработанной и потребленной электроэнергии, коэффициент использования и структура установленной мощности электростанций, уровень износа основных производственных фондов и другие.

Российская энергосистема включает в себя тепловые электростанции, объекты атомной энергетики и гидроэнергетики. Динамика производства электроэнергии в Российской Федерации по типам электростанций за 2006-2015 гг. рассчитана нами по данным ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» и представлена на графике (рис. 4).

Рисунок 4. Динамика производства электроэнергии в России за 2006-2015

Производство электроэнергии в России за 2006-2015 гг. увеличилось с 995,8 млрд. кВт*ч. до 1026,9 млрд. кВт*ч., то есть на 3,12% [21, c.15]. Целевое видение развития электроэнергетики в соответствии с Проектом ЭС-2035 предполагает рост производства электроэнергии в 1,3-1,4 раза к 2035 году, что соответствует среднегодовому темпу роста 1,5-1,9% [5, c.32].

Установленная мощность электростанций представляет собой сумму паспортных мощностей всех генераторов электростанций и изменяется в результате реконструкции действующих генераторов или ввода в эксплуатацию нового оборудования. Исходя из данных ОАО «Системный оператор единой энергетической системы», мы проанализировали структуру установленной мощности по видам электростанций России за 2010-2015 гг. (табл. 2).

Таблица 2. Структура установленной мощности по видам электростанций России за 2010-2015 гг.,% [21]

№	Наименование	2010 г.		2011 г.		2012 г.		2013 г.		2014г.		2015 г.
№	Наименование	ГВт	%	ГВт	%	ГВт	%	ГВт	%	ГВт	%	ГВт	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	3
1	Всего по России	214,9	100	218,2	100	223,1	100	226,3	100	232,4	100	235,3	214,9
2	ТЭС	146,3	68,1	149,3	68,4	152,6	68,4	154,5	68,3	158,5	68,2	160,2	146,3
3	ГЭС	44,3	20,6	44,5	20,4	45,3	20,3	46,6	20,6	47,6	20,5	47,8	44,3
4	АЭС и прочие ЕС	24,3	11,3	24,4	11,2	25,2	11,3	25,2	11,1	26,3	11,3	27,3	24,3

Россия является четвертой после США, Китая и Японии страной по объему установленной мощности [14, c.470]. За 2010-2015 гг. установленная мощность электростанций России возросла с 214,9 ГВт до 235,3 ГВт, главным образом, за счет ввода новых генерирующих мощностей в ходе реформирования отрасли, что свидетельствует о результативности реформ в данном направлении. Структура установленной мощности российской электроэнергетики в 2010-2015 гг. отличается стабильностью. Наибольший (около 68%) удельный вес в структуре установленной мощности приходится на тепловые станции, удельный вес гидроэлектростанции составляет около 20%, атомных электростанций – не многим более 11% [5, c.22].

Производство электроэнергии на основе ВИЭ в 2015 году составило 2,3 млрд. к Вт-ч, что составляет 0,22% от общего объема производства электроэнергии и является крайне низким. В мировом энергобалансе в 2015 году доля возобновляемых источников энергии составляла около 6% [17, c.45]. Стратегическим ориентиром ЭС-2035 является рост производства электроэнергии на основе ВИЭ в 13-20 раз (с 2,3 млрд кВт*ч в 2015 году до 29-46 млрд кВт*ч в 2035 году), которого предполагается достичь за счет привлечения инвестиций в сектор ВИЭ и повышения их экономической эффективности на основе отечественных научных разработок [5, c.64]. Установленная мощность объектов генерации на основе ВИЭ к 2024 году должна составить 5,9 Гвт [17, c.50]. Развитие возобновляемой энергетики в России нуждается активной государственной поддержке и стимулировании, в том числе, на основании использования механизмов налогообложения. В свою очередь, развитие возобновляемой энергетики позволит обеспечить устойчивый экономический рост и энергетическую безопасность России, особенно в отдаленных районах.

Эффективность использования установленной мощности электростанций ЕЭС России характеризуется коэффициентом использования установленной мощности, динамика которого за 2010-2015 годы по видам электростанций России (без учета электростанций, принадлежащих промышленным предприятиям) составлена нами на основе данных ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» и представлена на графике (рис. 5).

Рисунок 5. Коэффициент использования установленной мощности по видам электростанций России за 2010-2015 гг.,% [21]

Наиболее эффективное использование производственных мощностей, как видно из рис. 5, наблюдается в атомном секторе электроэнергетики, где коэффициент использования установленной мощности за 2010-2015 гг. вырос с 81,6% до 84,7%. Коэффициент использования установленной мощности по объектам ТЭС и ГЭС за анализируемый период, напротив, сократился с 52,9% до 47,2% и с 40,8% до 38,3%, соответственно. Средний уровень эффективности угольных электростанций в России по состоянию на 2014 год составляет 34,9%, станций, работающих на газе – 38,3% (сравненим с уровнем эффективности в странах ОЭСР, где угольных станций 45% и современных парогазотурбинных установок 58%) [23].

Важной причиной низкого уровня эффективности электростанций является значительный объем устаревшего энергетического оборудования. Поэтому главным внутренним вызовом энергетической политики России является необходимость глубокой и всесторонней модернизации электроэнергетики. Сведения о степени износа основных фондов коммерческих организаций России, за исключением субъектов малого предпринимательства, в сопоставлении с показателями по виду деятельности производства и распределения электроэнергии, газа и воды за 2004-2015 гг. представлены нами по данным Росстата России (рис. 6).

Рисунок 6. Износ основных фондов организаций, осуществляющих производство и распределение электроэнергии, газа, воды за 2004-2015 гг.,%

Согласно сведениям, представленным на рис. 6, в 2004 году степень износа основных фондов электроэнергетики составляла 54,5%, что превышало среднее значение по всем видам экономической деятельности (43,5%). В результате реформирования отрасли степень износа основных фондов в электроэнергетики в 2015 году сократилась до 40,2%, при среднем значении по всем видам экономической деятельности, составившем 48,2% [24]. Однако доля вновь введенного оборудования энергетического оборудования в России за последние годы остается достаточно низкой. Недостаточные инвестиции в обновление основных производственных фондов, а также в их реконструкцию и модернизацию могут привести к техническим ограничениям и снизить надежность энергоснабжения потребителей. Проблема физического и морального устаревания электроэнергетического оборудования является очень острой и представляет угрозу энергетической безопасности России. Высокий уровень изношенности энергетического оборудования увеличивает также риски возникновения аварий на объектах электроэнергетики. Только вывод из эксплуатации устаревшей инфраструктуры и масштабные инвестиции в новые эффективные мощности позволит повысить конкурентоспособность и эффективность отечественных энергетических компаний, улучшит экологические характеристики отрасли, снизит риски возникновения аварий.

Внутренние и внешние проблемы развития электроэнергетики в России и стратегия развития

С целью дальнейшего реформирования и повышения эффективности электроэнергетики Правительством Российской Федерации была разработана Энергетическая стратегия России на период до 2030 года (ЭС-2030), утвержденная распоряжением Правительства РФ от 13.11.2009 № 1715-р. В связи с геополитическим кризисом 2014 года, введением рядом стран финансовых и технологических санкций против России, волатильностью мировых цен на энергоносители и ужесточением глобальной конкуренции на ресурсы Министерством энергетики РФ был разработан проект Энергетической стратегии до 2035 года (ЭС-2035), находящийся на стадии согласования.

В настоящее время важнейшими внешними вызовами российской электроэнергетики являются масштабная трансформация и нестабильность мировых энергетических рынков, а также чрезмерная зависимость оборудования и инновационных технологий от импорта. Подробное обоснование этого и ряда других факторов, а также актуальных задач по их устранению представлено нами в табл. 3.

Таблица 3. Внешние вызовы развития электроэнергетики России [21]

Внешние вызовы	Актуальные задачи развития
Трансформация и нестабильность мировых энергетических рынков под влиянием: – геополитической и межтопливной конкуренции (традиционных и возобновляемых источников энергии), – высоких темпов научно-технического развития, – волатильности цен на энергоносители, – неизбежности экономических кризисов	Повышение конкурентоспособности электроэнергетики России, создание благоприятных условий для ее диверсификации и поддержки участия российских компаний в международных проектах в энергетической сфере. Содействие развитию экспорта электроэнергии прежде всего в страны Северо-Восточной Азии. Формирование общего рынка электроэнергии Евразийского экономического союза
Технологическое отставание отрасли от уровня передовых стран в использовании прогрессивных оборудования и технологий. Низкая инновационная активность компаний отрасли	Стимулирование и поддержка инновационной активности, инвестиций в НИОКР и инновации, использования перспективных технологий и оборудования
Чрезмерная зависимость электроэнергетики России от импорта оборудования, технологий, сервисных, инжиниринговых услуг и капитала в условиях экономических санкций	Необходимость энергетического самообеспечения: увеличения закупок отечественного оборудования, программного обеспечения, технологий и услуг

В то же время электроэнергетика России сталкивается с комплексом внутренних проблем, которые в совокупности с задачами развития электроэнергетики России, систематизированы нами в табл. 4.

Таблица 4. Внутренние проблемы развития электроэнергетики России [21]

Внутренние проблемы	Актуальные задачи развития
Замедленное посткризисное развитие экономики и электроэнергетики России	Рост финансовой стабильности субъектов отрасли и надежности электроснабжения
Старение и высокий уровень износа основного энергетического оборудования, низкие темпы его обновления. Эксплуатация энергетического оборудования за пределами нормативных сроков при недостатке стимулов для вывода его из эксплуатации или модернизации. Ограниченные возможности для привлечения долгосрочных финансовых ресурсов	Разработка и реализация новых механизмов привлечения инвестиций в развитие электроэнергетики, модернизацию и обновление энергетического оборудования, вывода из эксплуатации или модернизации экономически неэффективного, физически и морально устаревшего оборудования с введением необходимого объема новых мощностей
Высокий уровень энергоемкости и электроемкости ВВП, низкая энергоэффективность отрасли	Развитие потенциала энергосбережения и энергоэффективности. Снижение уровня энергоемкости и электроемкости ВВП
Низкая доля возобновляемых источников энергии и малой распределительной генерации в структуре производства электроэнергии, необходимость структурной трансформации электроэнергетики	Оптимизация структуры электроэнергетики по типам генерации и видам используемых энергоресурсов, эффективное сочетание централизованного энергоснабжения, распределенной генерации и ВИЭ
Негативное влияние электроэнергетики на окружающую среду	Снижение до технологического и экономического предела показателей загрязнения.

Продолжение табл.4

Внутренние проблемы

Актуальные задачи развития

Незавершенность модели функционирования внутренних энергетических рынков, недостаточный уровень конкуренции на рынке электроэнергии и мощности.

Проблема перекрестного субсидирования и установления экономически обоснованных цен (тарифов) на электроэнергию.

Отсутствие обязательных требований к субъектам и объектам электроэнергетики, их созданию и эксплуатации, техническим характеристикам, персоналу

Повышение конкуренции и эффективности функционирования энергетических рынков. Развитие энергетической инфраструктуры.

Ликвидация всех видов перекрестного субсидирования и переход к полноценному долгосрочному ценообразованию.

Совершенствование государственной системы регулирования, формирование нормативной правовой базы, защищающей права инвесторов. Устранение необоснованных административных барьеров

Нехватка квалифицированных кадров

Полное обеспечение квалифицированными кадрами

Цель и ключевые задачи Энергетической стратегии России до 2035 года представлены на рис. 7.

Рисунок 7. Цель и задачи Энергетической стратегии России до 2035 [21]

Энергетическая стратегия России предполагает выполнение задач по В основу Энергетической стратегии России положено структурно и качественно новое состояние энергетического сектора страны, максимально содействующее ее динамичному социально-экономическому развитию [5, c.13], обеспечению потребностей социально-экономического развития страны энергетической продукцией и услугами по объему, номенклатуре и качеству, гарантирующими энергетическую безопасность страны и надежность производственной структуры энергетики. Задача же по совершенствованию территориально-производственной структуры ТЭК предполагает гармоничное энергетическое развитие российских регионов, создание новых топливно-энергетических и энергопромышленных комплексов, стимулирующих развитие российских регионов, экономически обоснованное развитие распределенной генерации, использование местных энергоресурсов и возобновляемых источников энергии. А обеспечение технологической независимости энергетического сектора России предполагает стимулирование инновационного импортозамещения, развитие национального рынка высокотехнологичной продукции и технологий, повышение технологической конкурентоспособности российского ТЭК вплоть до активного участия России в формировании мировых технологических трендов.

В целях достижения устойчивой структуры генерирующих мощностей ЭС-2035 предусматривается развитие всех типов электростанций, в том числе малых распределительных генерирующих установок и электростанций, работающих на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ). Последние представлены в России, главным образом, гидроэнергетикой, также с 2015 года в России функционируют 3 геотермальные, 23 солнечные и 29 ветряных электростанций. В настоящее время главной проблемой использования возобновляемых источников энергии является их низкая конкурентоспособность. В то же время Россия обладает значительным потенциалом развития возобновляемой энергии, что превращает Россию потенциального «зеленого гиганта» энергетики [23].

Даже при условии низких темпов роста спроса на электроэнергию в средне – и долгосрочной перспективе важнейшим приоритетом остается реконструкция и модернизация мощностей генерации, что может стать гарантией для развития отечественной промышленности. Актуальной проблемой является разработка нового механизма привлечения инвестиций в электроэнергетику после реализации уже заключенных договоров поставки мощности 2011-2015 гг., в том числе путем совершенствования системы налогового стимулирования инвестиционной и инновационной активности в отрасли. Целевым показателем ЭС-2035 является рост среднегодовых инвестиций в энергетический сектор в 1,15-1,25 раза после преодоления краткосрочного спада [5, c.70].

Таким образом, анализ производственных показателей, свидетельствует о том, что электроэнергетика России находится в стадии активного развития. Дальнейший успех реформы во многом будет определяться своевременностью и полнотой обеспечения отрасли инвестициями и прогрессивными технологиями.

Заключение

Электроэнергетика России за короткое время прошла через огромные преобразования: изменилась система государственного регулирования, структура отрасли, сформировался конкурентный рынок электроэнергии и мощности, созданы новые компании. Реформирование российской электроэнергетики осуществлялось с целью привлечь дополнительные инвестиции для модернизации отрасли и повышения ее эффективности.

Реформа отрасли в значительной степени способствовала развитию электроэнергетики России. В то же время важнейшими проблемами продолжают выступать технологическое отставание от уровня развитых стран, высокий уровень износа основных фондов, низкая доля возобновляемых источников энергии и объектов малой генерации в структуре производства электроэнергии. Вызовом для энергетики России является необходимость энергетического самообеспечения в условиях экономических санкций и высокой зависимости от импорта оборудования, технологий, сервисных, инжиниринговых услуг и капитала. Дальнейший успех реформ в электроэнергетике во многом будет определяться своевременностью и полнотой обеспечения отрасли инвестициями и прогрессивными технологиями.

По состоянию на 2015 г. в России функционируют 105 энергосбытовых организаций. Энергосбытовая деятельность потенциально является одним из наиболее конкурентных сегментов электроэнергетической отрасли. Уже сегодня на региональных энергосбытовых рынках присутствует конкуренция между выделяющимися из АО-энерго энергосбытовыми компаниями, традиционными оптовыми перепродавцами электроэнергии в лице муниципальных распределительных сетей и новыми игроками рынка. По мере дальнейшей либерализации энергосбытового рынка конкуренция будет только ужесточаться и энергосбытовым компаниям необходимо уже сегодня начинать подготовку к эффективному функционированию в новых условиях.

Список использованных источников

Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ Об электроэнергетике (принят Гос. Думой 21.02.203: одобрен Советом Федерации 12.03.2003) // Российская газета. 2003. № 60. 1 апреля. (ред. от 03.07.2016)
Постановление Правительства РФ от 11.07.2001 № 526О реформировании электроэнергетики Российской Федерации (ред. от 20.03.2013): // Российская газета. 2001. № 140. 25 июля.
Распоряжение Правительства РФ от 28.07.2015 № 1472-р О внесении изменений в акты Правительства Российской Федерации: // Собрание законодательства РФ. 2015. № 31. Ст. 4741. 3 августа.
Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 № 1715-р Об утверждении энергетической стратегии России на период до 2030 года // Собрание законодательства РФ. 2009. № 48. Ст. 5836. 30 ноября.
Энергетическая стратегия России на период до 2035 года. М., 2016. 75 с. URL: http:// www.minenergo.gov.ru/node/1920
ГОСТ Р 51814.2 – 2001 «Системы качества в автомобилестроении. Метод анализа видов и последствий потенциальных дефектов». М.: Изд-во стандартов, 2001.
Альбеков А.У. Организация и функционирование логистической системы электроэнергетического комплекса Ростовской области / Под ред. А.У. Альбекова. Ростов н/Д: Изд-во РГЭУ «РИНХ», 2012. 214 с.
Гительман Л.Д. Эффективная энергокомпания: Экономика. Менеджмент. Реформирование. М.: Олимп-Бизнес, 2012. 544 с.
Ивакин Е.К. Логистика капитального строительства в регионе. Ростов н/Д: Изд-во Ростов. ун-та, 2016. 188 с.
Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России // Э.П. Волков, В.А. Баринов, А.С. Маневич - М.: Атомэнер-гоиздат, 2010. – 162 с.
Хаммер М. Бизнес в ХХI веке: повестка дня; Пер. с англ. М.: Добрая книга, 2015. 336 с.
Фомина В.Н. Экономика электроэнергетики. М.: ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго, ИПК госслужбы, 2015. 283 c.
Баркин О.Г. Электроэнергетика Российской Федерации: текущий статус, возможные сценарии, развилки выбора, целевое видение // Эффективное антикризисное управление. 2014. № 3 (66). С. 34-41.
Жиров А.С. Предпосылки реформирования и актуальные проблемы развития отраслей электроэнергетики в России в контексте опыта индустриальных государств // Вестник академии. – №2. – 2014. – С. 22-27
Кузнецов Н.В. Концепция управления финансовым обеспечением предприятий электроэнергетики // Экономика и предпринимательство. 2014. № 8(49). С. 466-471.
Макаров А.А. Долгосрочный прогноз развития энергетики мира и России / А.А. Макаров, Т.А. Митрова, В.А. Кулагин // Экономический журнал ВШЭ. – 2012. - №2. – С. 172-204.
Пансков В.Г. Совершенствование амортизационной политики в контексте модернизации российской экономики // Финансы. 2016. № 11. С. 27-31.
Папенов К.В., Казанцева А.Н. Государственная поддержка развития альтернативной энергетики // Предпринимательское право. 2016. № 2. С. 44-52.
Петлин,В.А. Управление энерго-сбытовыми компаниями в условиях конкурентного рынка / А.П. Егоршин, В.А. Петлин // Вестник ИНЖЭКОН. – СПб. – 2014. – С. 46-62.
Казьмина О.А. Обоснование рациональной организации развития электроэнергетики в условиях модернизации экономики России: дис. … канд. экон. наук. Апатиты, 2015. 166 с.
Отчет о функционировании ЕЭС России в 2015 году. М., 2016. 40 с. URL: http://so-ups. ru/fleadmin/fles/company/reports/disclosure/2016/ups_rep2015.pdf
Вишневский Б. Пойдем калифорнийским путем? // [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://russia-today.ru/2003/ no_19/19_duma_2.htm
Россия 2014. Детальный обзор энергетической политики. Международное энергетическое агентство OECD/IEA. Париж, 2014. 361 с. URL: http://www.iea.org/media/russian/ IDR_RUSSIA_2014_RUS.pdf
Степень износа основных фондов, по отраслям экономики, в том числе по относящимся к высокой, средней и низкой степени технологичности. 2016 // Федеральная служба государственной статистики РФ. URL: http://www.gks.ru/wps/wcm/connect/rosstat_main/rosstat/ru/statistics/economydevelopment/#
Черезов А.В. (ред.) Основные результаты функционирования объектов электроэнергетики в 2015 году. Задачи на среднесрочную перспективу. М., 2016. 72 c. URL: http:// minenergo.gov.ru/node/1161