Реформа электроэнергетики в России (Состояние российской электроэнергетики до реформы)

Содержание:

Введение

Актуальность темы курсовой работы заключается в том, что электроэнергетика является базовой инфраструктурной отраслью национальной экономики любого государства. От того, насколько надежно и эффективно будет функционировать электроэнергетика, бесперебойно осуществляться снабжение электроэнергией хозяйствующих субъектов и населения, зависит поступательное и устойчивое развитие национальной экономики, а также энергетическая безопасность государства. Еще в XX веке известным академиком, лауреатом Нобелевской премии по физике П. Л. Капицей была впервые обнаружена жесткая корреляция между удельной энерговооруженностью государства, с одной стороны, и уровнем социально-экономического развития и индексом человеческого развития, с другой стороны. Коэффициент детерминации ВВП на душу населения, рассчитанный на основе валютных курсов и энергопотребления для 77 стран мира, превысил 0,831. Устойчивая современная экономика немыслима без мощного энергетического комплекса.

Ключевой особенностью российского электроэнергетического сектора является тот факт, что он подвергся, пожалуй, самым масштабным реформенным преобразованиям за последние годы в России. На протяжении всего периода реформирования российской электроэнергетики и трансформации сложившихся институтов в среде ученых, специалистов и практиков велись активные дебаты относительно необходимости проведения реформы, а также ее перспектив и последствий. Начатая еще в 1998 году реформа электроэнергетики сегодня закончена, захватив все сферы функционирования отрасли, и уже вошла в свой финальный цикл. В 2003 г., был принят Правительственный пакет законов о реформе отрасли, наметивший ее ключевые направления и контуры целевой структуры сектора, а также определивший основные правила взаимоотношений между его агентами. С момента обострения проблемы дефицита мощности и вынужденного ввода ограничений потребления электроэнергии в ряде наиболее проблемных регионов зимой 2006 года Правительство объявило новый курс политики в электроэнергетике. Он акцентирован на решении проблемы привлечения инвестиций в сектор, который со всей большей очевидностью является «узким местом» развития российской экономики.

В то же время необходимо констатировать, что, несмотря на активную фазу реформирования электроэнергетики в России, ощущается некоторое отставание научных обоснований реформы с позиций ее экономических последствий и финансовых результатов. Серьезным пробелом при этом является практическое отсутствие каких-либо количественных оценок возможных последствий и эффектов реформирования данной сферы хозяйства. Идеологи реформы предпочитают лишь оглядываться на опыт других стран мира, главным образом, позитивный. Вместе с тем, вряд ли приходится сомневаться, что ее ход и результаты затрагивают многочисленные стороны экономической жизни страны - цены, доходы, инвестиции, научно-технический прогресс, экономический рост. В России уже создан и активно развивается сложнейший институт рынка электроэнергии - новый оптовый рынок электроэнергии (мощности) - не имеющий по своим масштабам аналогов ни в одной стране мира, готовятся шаги по его дальнейшей либерализации. Возникли совершенно новые субъекты хозяйственной жизни, коренным образом меняется система поставок и ценообразования в отрасли, привлечения и источников инвестиций.

Цель исследования — исследовать ход, сущность и последствия реформы электоэнергетики в России.

Реализация цели предусматривает решение следующих задач:

• проанализировать зарубежный опыт реформирования электроэнергетики;
• проанализировать необходимость реформирования электроэнергетики в России;
• основываясь на специфических особенностях российского рынка электроэнергии, рассмотреть сущность и последствия реформы электроэнергетики в России.

Объект исследования - российская электроэнергетика и составляющие ее компании.

Предмет исследования — проблемы и перспективы реформирования электроэнергетики в России.

Теоретической и методологической базой исследования явились работы ведущих отечественных и зарубежных специалистов в области оценки бизнеса, корпоративных финансов, экономики электроэнергетики, а также законодательные и нормативные акты, регулирующие деятельность электроэнергетики.

Глава 1. Российская электроэнергетика: характеристика и особенности реформирования

1.1. Реформирование электроэнергетики за рубежом

Прежде чем перейти к обсуждению особенностей российской реформы российской электроэнергетики «по Чубайсу», необходимо оглянуться на опыт стран-передовиц, первыми осуществивших рыночные преобразования в своем электроэнергетическом секторе, и задавших тем самым ряд весьма поучительных примеров всему миру.

Исследователями принято выделять следующий ряд ключевых предпосылок, повлекших реформирование электроэнергетики в разных странах мира^[1]:

• Развитие газотурбинных технологий производства электроэнергии, вкупе с увеличением добычи природного газа, имело результатом внедрение высокоэффективных и недорогих технологий в отрасли;
• Возросшие экологические требования заставляли энергопроизводителей модернизовать существующие генерирующие мощности, а также развивать сетевую инфраструктуру;
• Развитие сетей, прежде всего межсистемных магистральных, способствовало усложнению топологии энергопотоков и увеличивало тем самым возможности конкуренции между генераторами;
• Активизация процессов интеграции разных стран (на примере Евросоюза или Северной Америки) также подстегивала развитие межгосударственных оптовых рынков электроэнергии.

Несмотря на отдельные отличия в реформировании электроэнергетики различных стран, можно выделить следующие ключевые элементы реформы, схематично изображенные нарис. 1. ниже.

Рисунок 1. Ключевые элементы реформирования электроэнергетики^[2]

Итак, одним из ключевых элементов реформы электроэнергетики является реорганизация, подразумевающая разделение вертикально-интегрированных энергокомпаний на естественно-монопольные (магистральные и распределительные сети, или передача и распределение электроэнергии) и конкурентные (генерация и сбыт) виды бизнеса. Именно с этого началась реформа электроэнергетики в таких странах-передовицах, как Австралия, Великобритания (Англия и Уэльс), США, страны Скандинавии. Однако некоторые страны пошли по иному пути: Германия, например, не стала разделять интегрированные компании, а просто обязала эти компании предоставлять доступ к их сети независимым производителям электроэнергии. Другим не менее важным элементом любой реформы энергетики является внедрение рыночных механизмов в конкурентные сегменты отрасли, а именно либерализация цен на электроэнергию посредством создания полноценного рынка электроэнергии. Передовиками в создании рынка электроэнергии заслуженно признаются Англия и Уэльс, внедрившие рыночные механизмы в 1990 г., а также Норвегия, осуществившая 100%-ю либерализацию электроэнергетики в 1991 г. ^[3]

1.2. Состояние российской электроэнергетики до реформы

По установленной мощности, объемам производства и сбыта российский электроэнергетический сектор занимает 4-е место в мире. Общий объем установленной мощности в России в настоящий момент находится на уровне 216 ГВт, что составляет 7% от общего объема установленной мощности в мире. В то время как выработка государственных АЭС (Росэнергоатом) лишь немногим превышала 15% от общероссийских показателей, энергомонополия РАО «ЕЭС России» производила 70% всей электроэнергии страны, и чуть более 30% совокупного отпуска тепла^[4].

Конденсационные электростанции и ТЭЦ производят 65% всей российской электроэнергии. Гидроэлектростанции и атомные электростанции производят 19% и 16%, соответственно. Тепловые электростанции работают преимущественно на газе (60% их электроэнергии производится на газовом топливе), в то время как на уголь приходится менее 30% выработки, мазут - менее 7% и менее 4% на прочие виды органического топлива. (Рис. 2)

Рисунок 2. Структура установленной мощности: Россия и другие страны^[5]

Единая энергетическая система России административно разделена на 7 объединенных энергетических систем (ОЭС): ОЭС Центра, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Северного Кавказа, ОЭС Средней Волги, ОЭС Урала, ОЭС Сибири и ОЭС Дальнего Востока. Большая часть из них интегрированы Друг с другом, в то время как, например, ОЭС Дальнего Востока или ОЭС Сибири практически полностью изолированы от соседних ОЭС. Несмотря на то, что передающие сети в России достаточно развиты, только Центр, Северо-Запад и Урал полностью интегрированы. Оставшиеся зоны работают как изолированные энергосистемы. В то же время ОЭС радикальным образом различаются по типу используемых электростанций: в европейской части России доля атомных электростанций весьма велика, в то время как в остальных ОЭС их доля ничтожна мала. В то же время, гидроэлектростанции доминируют в Сибири, в то время как на Урале их практически нет.

Рисунок 3. Структура установленной мощности по ОЭС, ГВт

Говоря об организационной структуре электроэнергетики до реформы, отрасль была представлена тремя группами основных игроков: гигантский холдинг РАО «ЕЭС России» и его дочерние компании, холдинг Росэнергоатом, а также ряд независимых региональных интегрированных энергокомпаний и электростанций, независимых от РАО «ЕЭС»: Иркутскэнерго, Новосибирскэнерго, Башкирэнерго, Татэнерго, Красноярская ГЭС, а также блок-станции, т.е. автономные генераторы, которыми владели крупные потребители. Правительство РФ владело более 52% акций РАО «ЕЭС», 40% Иркутскэнерго и 100% Росэнергоатома. Рис. 4 представляет структуру отрасли до реформы:

Рисунок 4. Дореформенная структура электроэнергетики

Холдинг РАО «ЕЭС России» представлял собой национальную вертикально-интегрированную монополию, владевшую контрольными пакетами акций в 72 региональных АО-энерго (вертикально-интегрированных региональных энергокомпаниях), более 30 федеральных электростанций, также РАО владело магистральными сетями страны, выделенными в 100%-ю «дочку» ФСК, а также обеспечивало диспетчерское регулирование отрасли посредством 100%-го АО «Системный оператор Единой энергетической системы».^[6]

За последние полтора десятка лет капитальные вложения в электроэнергетику были довольно скудными. Несмотря на то, что, по сравнению с началом 1990-х, спрос на электроэнергию значительно снизился, недостаточные капитальные вложения привели не только к сокращению доступной мощности, но и к существенному увеличению среднего возраста генерирующих активов.

Генерирующая база сектора изношена в среднем на 65-70%, что негативно сказывается на эффективности генерации. Недостаток инвестиций в электроэнергетическом секторе стал особенно актуальным в свете наблюдающегося в последние годы стабильного роста национального потребления электроэнергии. В результате ряд регионов, таких как Москва, Санкт-Петербург, Тюмень и прочие уже столкнулись с проблемой недостатка мощности в период прохождения осенне-зимнего максимума, когда суммарная пиковая нагрузка превышает уровень доступной мощности.

Электросети также изнашиваются, и в некоторых энергосистемах ощущается острая нехватка высоковольтных магистральных ЛЭП. Таким образом, электросети также нуждаются в колоссальных инвестициях.

Выводы

Российская экономика характеризуется одним из самых высоких показателей энергоемкости . Это является наследием советских промышленных технологий, основывавшихся на экстенсивном использовании природных ресурсов.

До реформы российский рынок электроэнергии состоял из двух основных сегментов — оптового рынка электроэнергии и розничного (или регионального) рынков электроэнергии. Деятельность оптового рынка электроэнергии - Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) - регулировалась Федеральной службой по тарифам (ФСТ). Основными участниками данного рынка являлись сначала только станции федерального уровня, а затем с 1 января 2006 г. вся генерация АО-энерго, выделенная в отдельные генерирующие компании в результате реорганизация, также была признана полноправным участником ФОРЭМ. С 1 ноября 2003 г. в Европейском и Уральском регионах был запущен пилотный проект свободного рынка ФОРЭМ, получивший название «5-15». С 1 мая 2005 г. этот сектор был расширен и на Сибирь. Однако данный рынок оказался неспособен давать адекватные ценовые сигналы, ибо у покупателей всегда существовала возможность арбитража с регулируемыми тарифами.

На розничном рынке электроэнергии АО-энерго (а затем сбытовые компании, выделившиеся из них в основном в 2005 г) реализовывали электроэнергию конечным потребителям. Тарифы на этом рынке регулировались региональными энергетическими комиссиями (РЭК)

Глава 2. Реформа электроэнергетики в России

2.1. Цель, предпосылки и суть реформы

Основной целью реформирования электроэнергетического сектора в России является повышение эффективности его функционирования и переход к рыночным механизмам ценообразования. Дореформенная система регулируемых тарифов на электроэнергию, с одной стороны, обеспечивала стабильность рынка электроэнергии и стимулировала промышленный рост в других отраслях экономики, благодаря заниженным тарифам на электроэнергию. Однако с другой стороны, она привела и к более низкой эффективности использования электроэнергии в России по сравнению с другими странами и острому дефициту инвестиционных ресурсов в отрасли.

С конца 90-х годов российская электроэнергетика столкнулась с рядом сложных проблем, обусловивших переход к радикальному реформированию отрасли.

Высокая степень износа основных фондов отрасли (>70%). Острая потребность в инвестициях для замены электростанций и увеличения их мощности становится еще более актуальной в условиях динамично растущего спроса на электроэнергию. Правительство - основной собственник компаний российской электроэнергетики - очевидно, было не в состоянии найти средства для необходимых масштабных инвестиций.

Исходная структура РАО «ЕЭС» и его дочерних компаний характеризовалась наличием непрозрачных, вертикально-интегрированных холдингов, охватывавших все этапы отраслевых операций: производство, передачу и распределение электроэнергии, диспетчерское управление, энергосбытовые операции и т. д., вследствие чего эти компании не были привлекательными для частных инвесторов.

Государственная отраслевая ценовая политика, основанная на принципе «затраты плюс», была неэффективной, не обеспечивая достаточной прибыльности инвестиций и не стимулируя компании к повышению своей эффективности. Тем более не могло быть и речи о привлечении масштабных инвестиций с такой неэффективной формой ценообразования.

В ситуации, когда тарифы для крупнейших потребителей электроэнергии выше тарифов для бытовых потребителей, в то время как себестоимость производства электроэнергии выше для последних, имеет место перекрестное субсидирование: крупные промышленные потребители фактически субсидируют бытовое энергопотребление.^[7]

Острота проблем требовала их срочного решения. Правительство выбрало в качестве единственного пути урегулирования сложившейся ситуации реформирование отрасли, и, начиная с 2003 года, в электроэнергетике начался активный процесс реформы.

План, утвержденный Правительством в марте 2003 г., предусматривает четыре основных элемента реформы, которые в целом соответствуют общемировой модели либерализации электроэнергетики:

• Разделение отрасли на виды деятельности, признаваемые естественными монополиями (магистральная передача и распределение электроэнергии, диспетчерское управление) и конкурентный сектор (генерация и сбыт электроэнергии). Этот этап предполагает реорганизацию РАО «ЕЭС» и его вертикально-интегрированных региональных дочерних компаний (АО-энерго) путем их разделения по видам деятельности с выделением самостоятельных субъектов и их последующей горизонтальной интеграцией в соответствующие операционные компании целевой структуры.
• Создание системы эффективных рыночных отношений в конкурентном секторе. Это означает, что существовавшие прежде отношения на электроэнергетическом рынке, характеризовавшиеся высокой степенью государственного регулирования, должны были быть преобразованы в рыночные путем либерализации рынка электроэнергии как на оптовом, так впоследствии и на розничном уровне. Либерализация рынка электроэнергии включала три последовательных этапа: создание конкурентного сектора ФОРЭМ "5-15" (завершено); введение системы краткосрочных регулируемых двусторонних договоров (1 сентября 2006 г. была запущена новая модель рынка НОРЭМ); введение системы долгосрочных регулируемых двусторонних договоров (введена с 1 января 2007 г.) и постепенное доведение объема конкурентного сектора до 100% от оптового рынка электроэнергии (завершено к 1 января 2011 г.).
• Обеспечение недискриминационного доступа к услугам естественных монополий.
• Обеспечение эффективной и прозрачной системы государственного регулирования монополистической деятельности, стимулирующей сокращение издержек и рост инвестиций. Правительство в настоящий момент близко к завершению разработки тарифного регулирования распределительных сетей на основе методологии RAB (regulatory asset base), успешно зарекомендовавшей себя в ряде стран мира. Главная суть подхода состоит в том, что тарифы для распредсетей рассчитываются исходя из нормативной доходности на инвестированный капитал (базу активов компании), в то же время стимулируя распредсети сокращать затраты, работая более эффективно, а не перекладывая искусственно раздуваемые издержки на плечи потребителей, как это имеет место при регулировании «затраты плюс».^[8]

Центральным документом, регулирующим реформу отрасли является ФЗ «Об электроэнергетике», который, помимо всего прочего, устанавливает целевую структуру отрасли после реформы. Согласно этому документу, а также поправкам, внесенным Правительством в соответствующее законодательство впоследствии, генерирующие активы российской электроэнергетики должны быть объединены в шесть оптовых генерирующих компаний (ОГК), одну Гидро-ОГК, объединяющую почти все российские ГЭС, и 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК). Все магистральные сети ЕЭС России должны быть консолидированы в Федеральную сетевую компанию (ФСК), где доля государства в акционерном капитале должна быть не ниже 75%+1 акция. Распределительный сетевой комплекс должен быть представлен 11 межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), сформированными на базе распределительных сетей бывших АО-энерго. При этом после ликвидации РАО «ЕЭС России» все компании должны контролироваться единым ОАО «Холдинг МРСК», в котором государству будет принадлежать контрольный пакет.

Сбытовые компании, образованные в результате разделения АО-энерго, подлежат полной приватизации, которая в настоящий момент близка к своему завершению.

В сфере диспетчеризации ОАО «Системный Оператор» должен стать единственным органом, ответственным за техническое регулирование режимов энергосистемы страны. Предполагается, что государство станет единственным акционером Системного Оператора. Важно также подчеркнуть, что сфера диспетчеризации и передачи электроэнергии в России четко разделены между двумя разными операторами — Системным Оператором и ФСК.

Помимо перечисленных компаний целевой структуры отрасли в нее также входят Интер РАО ЕЭС и Холдинг РАО ЕЭС Востока. В последнюю компанию отнесены доли РАО в изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также доля РАО в ОАО «Дальневосточная энергетическая компания», вертикально-интегрированной компании, образованной на базе генерирующих и распредсетевых активов ОАО «Амурэнерго», ОАО «Хабаровскэнерго», ОАО «Дальэнерго», ЗАО «ЛуТЭК» и ОАО «Южное Якутскэнерго». В то же время Интер РАО ЕЭС стала правопреемником РАО. в части зарубежных активов холдинга (главным образом в странах СНГ), а также получила в собственность четыре электростанции, не вошедшие в состав ОГК и ТГК: Сочинская ТЭС, Северо-Западная ТЭЦ, Калининградская ТЭЦ-2 и Ивановские ПТУ.

Целевая структура отрасли в результате реформы приведена на рис. 5:

Рисунок 5. Целевая структура электроэнергетики^[9]

Реорганизация вертикально-интегрированных энергокомпаний (АО-энерго) являлась важной частью общей реорганизации отрасли, включавшей два последовательных этапа:

1, Разделение активов вертикально-интегрированных АО-энерго по видам деятельности (полностью завершена за исключением
независимых АО-энерго);

2. Укрупнение, или горизонтальную консолидацию, различных компаний (выделившихся из состава АО-энерго) в более крупные структуры по соответствующим видам деятельности.

Разделение региональных вертикально-интегрированных энергокомпаний (АО-энерго) предполагает выделение из их состава определенных компаний по видам деятельности (генерация, магистральная передача электроэнергии, распределение электроэнергии, энергосбыт и т. д.). Как правило, после разделения АО-энерго сохраняли под своим брендом распределительные сети, то есть преобразовывались в региональные распределительные сетевые компании.

Рисунок 6. Процесс реорганизации АО-энерго^[10]

Существует также ряд энергокомпаний, сохраняющих свою вертикально интегрированную структуру. Это изолированные энергосистемы, неспособные конкурировать с другими энергосистемами ввиду неразвитости сетевой инфраструктуры соответствующих регионов. Более того, эти регионы реформа электроэнергетики не затрагивает вообще, в том числе и либерализация рынка.

2.2. Итоги реформы

Итак, реформа российской электроэнергетики, стартовавшая в марте 2003 г., завершилась. Уже можно констатировать определенные результаты реформы, в то же время остается ряд серьезных вопросов и проблем, которые Правительству и отрасли еще предстоит решить.

Завершено формирование целевых компаний генерирующего сегмента отрасли: ОГК и ТГК, а также распредсетевых компаний (МРСК).

Оптовые генерирующие компании сформированы по экс­территориальному признаку, т.е. с большим географическим разбросом их активов. Это сделано для исключения риска монополизации рынка электроэнергии. ОГК являются основными игроками оптового рынка электроэнергии, поскольку сформированы главным образом на базе тепловых станций федерального уровня, входивших в РАО «ЕЭС». Средняя установленная мощность ОГК составляет около 9 ГВт, станции ОГК работают главным образом в конденсационном режиме, т.е. практически не производят тепло. Число электростанций ОГК колеблется от 4 до 6. При этом многие станции ОГК являются системными, т.е. ответственными за поддержание и регулирование конкретных технических параметров работы энергосистемы.

Остальные электростанции, не вошедшие в состав ОГК, объединены в четырнадцать территориальных генерирующих компаний (ТГК). Главной отличительной особенностью ТГК является их региональная концентрация, поскольку все эти компании сформированы на базе ТЭЦ АО-энерго, и, таким образом, являются в первую очередь игроками на рынке тепла, в то время как последние являются монопольными рынками. Поскольку ТЭЦ являются основным активом ТГК, эти компании оперируют как в комбинированном режиме (с выработкой тепла и электроэнергии), так и в конденсационном цикле (главным образом в летний период в связи с сезонным снижением потребления тепла). Установленная мощность ТГК колеблется от 0,7 ГВт (ТГК-14) до 10,7 ГВт (Мосэнерго). Количество станций в собственности значительно превышает кол-во станций ОГК, поскольку ТЭЦ традиционно более мелкие и спроектированы в первую очередь для узлов потребления тепла.^[11]

Формирование 11 МРСК с переходом на единую акцию завершено.

В результате реорганизации РАО «ЕЭС», завершившейся 1 июля 2008 г., ГидроОГК и ФСК получили средства, вырученные государством от продажи его долей в тепловой генерации (ОГК и ТГК). Кроме того, ФСК завершила консолидацию региональных магистральных сетей (МСК), выделенных из АО-энерго параллельно со своим обособлением от РАО «ЕЭС». Прочие компании, такие как Холдинг МРСК, Холдинг РАО ЭС Востока, Интер РАО ЕЭС появились 1 июля в результате разделения РАО.

Как уже было отмечено выше, либерализация рынка электроэнергии в России стартовала 1 сентября 2006 г. с запуском новой модели оптового рынка электроэнергии (НОРЭМ), которая полностью заместила прежнюю модель регулируемого рынка ФОРЭМ, а также сектор свободной торговли «5-15». Модель рынка НОРЭМ предполагает постепенное расширение конкурентного сегмента оптового рынка до 100%. Кроме того, она будет дополнена новыми сегментами: рынком мощности, рынком системных услуг, рынком производных финансовых инструментов и рынком торговли финансовыми правами на передачу (т.е. на использование пропускной способности электросети).

Инфраструктурой оптового рынка электроэнергии и мощности управляют НП АТС (Администратор торговой системы), Системный оператор и ФСК (Федеральная сетевая компания). Российский оптовый рынок электроэнергии включает следующих участников:

Российская модель рынка предусматривает узловое ценообразование, когда цена на электроэнергию рассчитывается на каждый час для нескольких тысяч различных узлов, отражающих топологию сетей. При этом в основе рынка лежит маржинальное ценообразование, т.е. цена определяется предельным, наименее эффективным (замыкающим) генератором, удовлетворяющим спрос. Данный принцип проиллюстрирован на рис. 7:

Рисунок 7. Принцип равновесного ценообразования НОРЭМ ^[12]

По данным ОАО «АТС», в 2007 г. средняя цена на электроэнергию рынка «на сутки вперед» в Европейской ценовой зоне составляла 589 руб/МВтч ($22.8/МВтч), тогда как в Сибири она равнялась 320 руб/МВтч ($12.4/МВтч). В Сибири цена электроэнергии сложилась ниже, чем в Европейской части и на Урале, по двум причинам:

• Низкие цены на уголь для генерирующих мощностей, лежащих в Сибирской ценовой зоне (главным образом, из-за их небольших расходов на транспорт, т.к. все эти электростанции расположены вблизи крупнейших угольных месторождений Сибири);
• Изобилие гидрогенерирующих мощностей в Сибири, порой вытесняющих полностью ценоустанавливающее предложение (главным образом ТЭС в конденсационном цикле) с рынка. Т.е. спрос целиком удовлетворяется ценопринимающим предложением ГЭС, следствием чего являются нулевые цены на рынке.

Согласно плану реформы отрасли вся тепловая генерация, а также сбытовой сегмент подлежали обязательной приватизации. Главной целью приватизации являлось привлечение частных инвесторов в электроэнергетику, что могло способствовать существенному росту эффективности функционирования приватизированных компаний, и, как следствие, отрасли в целом, а также привлечению значительных финансовых ресурсов для инвестиций в отрасль.

Согласно решению совета директоров РАО «ЕЭС», принятому в 2006 г., приватизация ОГК и ТГК проводилась по двоякой схеме: с одной стороны на продажу выставлялся пакет акций, причитающийся государству через его долю в РАО «ЕЭС», с другой стороны сами генкомпании размещали также дополнительные акции. При этом чаще всего, и госпакет, и допэмиссия выкупались одним и тем же инвестором, поскольку именно это гарантировало в большинстве случаев установление контроля над приватизируемой компанией. Средства, вырученные государством от продажи своих пакетов в ОГК и ТГК, направляются на финансирование инвестпрограмм ФСК и ГидроОГК согласно разделительному балансу РАО «ЕЭС». В то же время, средства, вырученные генкомпаниями от размещения их дополнительных акций, поступают на их баланс и используются для финансирования их собственных инвестиционных программ.

Одной из ключевых особенностей реформы российской электроэнергетики является ее ориентированность на выполнение жестких, предписываемых государством инвестиционных программ. Изначально при разработке реформы отрасли ее идеологи планировали завершить реформу уже в 2008 г., поскольку предполагалось, что в этом году в России уже. будет работать полностью свободный рынок электроэнергии. Тем самым, планировалось, что приток необходимых инвестиций произойдет уже гораздо раньше, поскольку все необходимые для инвестиционной привлекательности отрасли условия будут уже к этому времени выполнены. Однако они серьезно ошиблись. С одной стороны, имело место серьезное затягивание сроков реформирования отрасли, особенно в 2004 г. в связи со сменой Кабинета министров в Правительстве, что привело с существенным сдвигам во времени основных моментов реформы. С другой стороны, «инвестиционное голодание» отрасли на протяжении последних полутора десятков лет привело к увеличению риска перебоев в энергоснабжении до критического уровня. Лишенная средств на обновление активов, не говоря уже об их наращивании, электроэнергетика функционировала практически на пределе своих возможностей, в то время как рост потребления электроэнергии в стране наоборот только усиливался.

В ответ на столь драматическую ситуацию, РАО «ЕЭС» и Правительство берут курс на ускорение процессов запуска рынка электроэнергии, а также приватизации активов с целью как можно более скорого привлечения необходимых инвестиций. В то же время была разработана амбициозная по своим масштабам инвестиционная программа электроэнергетики до 2010 г

Главной особенностью данной инвестпрограммы является ее жесткое предписание участникам рынка. Так, например, в случае ОГК и ТГК новые собственники компаний обязаны заключить договор на поставку мощности, сторонами которого выступают регулятор рынка и Министерство экономического развития и торговли РФ, согласно которому данная генерирующая компания обязуется предоставить оговоренный объем оговоренного качества в оговоренный момент времени. Иными словами данный документ гарантирует, что новый собственник ОГК или ТГК будет выполнять предписанную РАО «ЕЭС» и государством инвестпрограмму по строительству новой мощности, а не тратить вырученные через размещение допэмиссии средства на какие-либо другие цели (например, возврат затраченных на покупку компании средств инвестора через выплату дивидендов).

Аналогичная ситуация с ФСК и МРСК. Поскольку эти компании остаются под контролем государства, выполнение их инвестиционных программ будет также жестко контролироваться регулирующими органами. При этом роль ФСК в инвестпрограмме отрасли крайне критична, поскольку именно ФСК должна обеспечить выдачу новой генерирующей мощности в энергосистему.

С точки зрения нормативных документов, регулирующих инвестиционную программу электроэнергетики, главным является принятая в 2008 г. «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.»^[13], которая представляет собой сбалансированный план строительства электростанций и электросетевых объектов на территории России с учетом ожидаемого роста спроса на электроэнергию.

2.3. Современное состояние электроэнергетики в России

Единая энергетическая система России на современном этапе (ЕЭС России) состоит из 69 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно).

В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит около 700 электростанций мощностью свыше 5 МВт. На начало 2016 г. общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 235,30 ГВт.^[14]

Сетевое хозяйство ЕЭС России насчитывает более 10 700 линий электропередачи класса напряжения 110 – 1150 кВ. (рис. 8)

Рисунок 8. Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2016 года

Совокупная установленная мощность электростанций в Российской Федерации с учетом технологически изолированных энергосистем по состоянию на 1 января 2016 г. составляет 243,2 ГВт. К изолированным относятся энергорайоны, расположенные в энергосистемах Чукотского автономного округа, Камчатской, Сахалинской и Магаданской областей, Норильско-Таймырского и Николаевского энергорайонов, энергосистемы центральной и северной частей Республики Саха (Якутия), а также Крымской энергосистемы, начиная с даты вхождения Республики Крым и города Севастополь в состав Российской Федерации — 18 матра 2014 г. 

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Азербайджана, Белоруссии, Грузии, Казахстана, Латвии, Литвы, Монголии, Украины и Эстонии. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Центральной Азии - Киргизии и Узбекистана. Через энергосистему Украины – энергосистема Молдавии. По линиям переменного тока  осуществлялся обмен электроэнергией с энергосистемой Абхазии и передача электроэнергии в энергосистему Южной Осетии.

От электросетей России, в том числе, через вставки постоянного тока, осуществляется передача электроэнергии в энергосистемы Китая, Норвегии и Финляндии. 

Через устройство Выборгского преобразовательного комплекса совместно (несинхронно) с ЕЭС России работает энергосистема Финляндии, входящая в энергообъединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ.

Кроме того, параллельно с энергосистемами Норвегии и Финляндии работают отдельные генераторы ГЭС Кольской и Ленинградской энергосистем, а также один из блоков Северо-Западной ТЭЦ.

Сальдо перетоков между ЕЭС России и энергосистемами других стран в 2015 г. составило: −13,5 млрд кВт*ч (отрицательное сальдо означает, что экспорт электроэнергии из России превышает импорта).  

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 №1172 с января 2011 года электроэнергия по регулируемым договорам реализуется только в объемах поставки населению и приравненным к данной категории потребителям. Для прочих потребителей электроэнергия по регулируемым договорам реализуется покупателям электрической энергии и мощности — субъектам оптового рынка на территориях неценовых зон оптового рынка, а также территориях ценовых зон, для которых установлены особые условия функционирования оптового и розничных рынков электроэнергии (Республика Дагестан, Республика Ингушетия, Кабардино-Балкарская Республика, Карачаево-Черкесская Республика, Республика Северная Осетия — Алания, Республика Тыва, Чеченская Республика).

Доля объема электроэнергии, реализуемой на рынке на сутки вперед (РСВ), является в общей структуре наибольшей. Она составляет:

• в европейской части России и на Урале — 75,8%;

• в Сибири — 68,1%.

В 2015 году объем электроэнергии, реализуемый по свободным двусторонним договорам (СДД) значительно снизился в первой ценовой зоне (-70%) и увеличился во второй (30%).

Цены реализации на оптовом рынке электроэнергии формируются следующим образом. По регулируемым договорам цены определяются с учетом установленных ФАС России (ранее — ФСТ России) тарифов для поставщиков электроэнергии
и мощности на оптовом рынке электроэнергии. Цены рынка на сутки вперед
 и балансирующего рынка не регулируются государством и формируются по результатам конкурентного отбора заявок участников.

Основой для формирования цен РСВ и БР служат формирующиеся
в ходе конкурентного отбора заявок равновесные цены РСВ и индикаторы БР, обязательства и требования по которым корректируются с учетом распределения стоимостного небаланса. Стоимостной небаланс образуется в случае несовпадения суммы денежных требований поставщиков и обязательств покупателей. Положительный стоимостной небаланс снижает, а отрицательный - увеличивает обязательства покупателей. Отрицательный небаланс балансирующего рынка распределяется между участниками пропорционально их объемам отклонений по собственным инициативам. Положительный небаланс балансирующего рынка распределяется между поставщиками (пропорционально величине исполнения внешних инициатив) и потребителями, максимально точно придерживающимися планового потребления.^[15]

Небаланс рынка на сутки вперед распределяется между участниками пропорционально их полному плановому потреблению (производству).

Небаланс РСВ не распространяется на участников рынка, действующих в неценовых зонах, осуществляющих экспортно-импортные операции, а также на поставщиков, поставляющих электрическую энергию и мощность в вынужденном режиме.

В 2015 году по сравнению 
с 2014 годом изменение средневзвешенных цен на электрическую энергию в первой ценовой зоне было незначительным.

Более высокий прирост цен РСВ и БР во второй ценовой зоне объясняется снижением объемов предложения сибирских ГЭС ввиду маловодности.

Объем задолженности по оплате электрической энергии и мощности на оптовом рынке по состоянию
 на 01.01.2016 года увеличился относительно начала 2015 года на 13%. 

Выводы

Итак, реформа электроэнергетики в России завершена. Запущен и функционирует свободный рынок электроэнергетики, практически сформированы компании целевой структуры отрасли, завершена крупномасштабная реорганизация. Тем не менее, остается еще ряд серьезных проблем, которые предстоит решить.

• Рынок мощности. Данный рынок предназначен для покрытия постоянных затрат генераторов, а также возмещения стоимости капитала при строительстве новых электростанциям. Иными словами, рынок мощности предназначен для того, чтобы обеспечить адекватную доходность на инвестиции в строительство новой мощности, сделав это экономически целесообразным для инвесторов. Правовая база для рынка мощности уже утверждена, однако долгосрочные аукционы на поставку мощности пока не проводились.

• Запуск прочих субрынков на рынке электроэнергии. К их числу относятся рынок системных услуг, рынок производных финансовых инструментов, а также рынок финансовых прав на передачу (FTR).
• Смена тарифной парадигмы для регулируемых монополий. Речь идет о переходе от абсолютно неэффективной методологии установления тарифов на передачу и распределение электроэнергии «издержки плюс» к более прогрессивной методике, основанной на регуляторной базе активов (RAB).

Правительство в настоящий момент активно работает над методологией регулирования тарифов на основе RAB для МРСК, однако окончательные принципы работы нового тарифного механизма, такие как сама база активов, а также нормативная доходность, пока не ясны.

• Либерализация розничного рынка электроэнергии. В российском контексте данная проблема должна быть разделена на два сегмента: либерализация для розничных промышленных потребителей и либерализация цен для населения. В первом случае данный процесс идет параллельно с расширением нерегулируемого сегмента оптового рынка электроэнергии. Сбытовые компании приобретают электроэнергию на оптовом частично по свободным ценам, и поэтому транслируют эти цены в розничные для промышленных потребителей с учетом затрат на передачу, распределение электроэнергии и сбытовой надбавки. Т.е. либерализация розничного рынка электроэнергии для промышленных потребителей проходит параллельно с тем же процессом на оптовом рынке. По-иному обстоит дело с населением. Согласно текущему курсу Правительства, население не должно быть затронуто либерализацией электроэнергетики, что вполне логично, учитывая крайне чувствительный социальный контекст реформы электроэнергетики. Однако дальнейшая судьба возможной либерализации розничных тарифов для населения по-прежнему остается неясной.

Регулирование тарифов на тепло. Поскольку рынки тепла слишком локализованы и потому по сути своей представляют рынок монополии, государство планирует сохранить регулирование тарифов на тепло. Однако текущая методика регулирования «затраты плюс» не дает никаких стимулов ТГК функционировать более эффективно. Более того, в большинстве регионов на сегодняшний день тепловой бизнес является убыточным для ТГК, и эти убытки покрываются лишь более прибыльным бизнесом по производству электроэнергии. Правительство в настоящий момент рассматривает возможность перехода к регулированию тарифов на тепло на основе RAB, однако окончательная программа перехода к новому тарифному регулированию для ТГК по-прежнему остается «за кадром».

Заключение

Анализ мирового опыта реформирования электроэнергетики позволяет выделить следующие ключевые элементы реформы: реорганизация, предусматривающая отделение конкурентных видов бизнеса (генерации и сбыта) от естественно-монопольных (передача и распределение (сети), диспетчеризация), а также ключевое изменение принципов ценообразования, включая либерализацию рынка электроэнергии, а также переход на более эффективные методы тарифного регулирования для естественно-монопольных видов бизнеса.

Реформе электроэнергетики в России, стартовавшей в 2003 г., способствовали следующие предпосылки: высокая степень износа основных фондов (свыше 70%); исходно непрозрачная и непривлекательная для инвесторов структура отрасли; неэффективное государственное тарифообразование; перекрестное субсидирование; а также, ускорившийся рост потребления электроэнергии в России.

Реформа российской электроэнергетики включает следующие элементы: реорганизация энергокомпаний (разделение вертикально-интегрированных АО-энерго, а также холдинга РАО «ЕЭС России» по видам бизнеса, с последующей горизонтальной интеграцией выделенных компаний в целевые компании отрасли); создание системы эффективных рыночных отношений (запуск либерализации рынка электроэнергии); обеспечение эффективной и прозрачной системы госрегулирования тарифов естественных монополий, и обеспечение недискриминационного доступа к сетям.

На текущем этапе в рамках реформы завершено формирование целевой структуры отрасли, запущен и функционирует свободный сегмент рынка электроэнергии (НОРЭМ), практически полностью завершен процесс приватизации ОГК и ТГК с. привлечением предусмотренных инвестиционной программой отрасли средств для инвестиций, дан старт реализации масштабной инвестиционной программы отрасли, насчитывающей 102 млрд. долл..

Однако ряд проблем в рамках реформы еще предстоит решить. К их числу относится запуск и развитие рынка мощности, запуск прочих субрынков на ОРЭМ (рынок системных услуг, рынок производных финансовых инструментов, рынок финансовых прав на передачу), смена тарифной парадигмы для сетевых компаний (переход на тарифообразование на основе нормы доходности на инвестированный капитал), либерализация розничных цен на электроэнергию для населения, и регулирование тарифов на тепло.

Список литературы

1. Бохмат И. Тарифные проблемы энергоемкой промышленности. -Москва: Ди Джи Дизайн Групп. - 2014.

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.— Официальный веб-сайт Минэнерго: ' www.minprov.gov.ru/appearance/report/50

Гладкий СВ. Формирование и государственное регулирование рынка электроэнергии.- М.: Инфра — 2012

1. Грехов А.Н., Меламед Л.Б. Исследование регионального рынка электроэнергии. - Новосибирск: НГУ, 2014.
2. Иванов Е.Ю. Методика прогнозирования спотовых цен на электроэнергию на оптовом энергетическом рынке:- С.-Петербург-2013.
3. Калечиц Е., Коморник С. Требования к системам прогнозирования энергопотребления. // Энергорынок. - 2014, №3.
4. Китушин В., Жирнов В., Бык Ф. Организация электроэнергетического рынка. - Новосибирск: Изд-во НГТУ. - 2013.
5. Китушин В., Самков А., Халяпин Л. Долгосрочные договоры о поставках мощности и энергии — основа формирования оптового рынка электроэнергии // Экономика топливно-энергетического комплекса России.-2014, №5.
6. Лисицын Н. Единая энергосистема России. — Москва: Издательство МЭИ.-2013.
7. Лычагин М.В., Канева М.А. Перспективы применения экзотических деривативов в российской электроэнергетике. // Энергетика России в XXI веке: развитие, функционирование, управление: Материалы всерос. конф. (Иркутск, 12-15 сент. 2005 г.). - Иркутск: ИСЭМ СО РАН. - 2012

Материалы веб-сайта РАО «ЕЭС России»: www.rao-ees.ru

1. Меркулов А. Стратегия и механизмы участия ТЭЦ на ОРЭ. // Энергорынок. - 2013, №8 (с. 60-66)

Официальный сайт Министерства энергетики России http://minenergo.gov.ru/node/538

Официальный сайт ОАО «АТС»: www.atsenergo.ru/index.jsp

Панов И., Пахомова Е. Возможности генерирующих компаний на ОРЭМ. // Энергорынок. - 2010, №8 (с. 68-71)

Поляк Г. Методология прогнозирования энергопотребления. // Энергорынок. - 2012, №2.

Тукенов А.А. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции. — Москва: Энергоатомиздат. - 2005. С. 30

1. Тукенов А.А. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции. — Москва: Энергоатомиздат. - 2005. С. 30 ↑

2. Гладкий СВ. Формирование и государственное регулирование рынка электроэнергии.- М.: Инфра — 2012 ↑

3. Тукенов А.А. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции. — Москва: Энергоатомиздат. - 2005. ↑

4. Материалы веб-сайта РАО «ЕЭС России»: www.rao-ees.ru ↑

5. Панов И., Пахомова Е. Возможности генерирующих компаний на ОРЭМ. // Энергорынок. - 2010, №8 (с. 68-71) ↑

6. Поляк Г. Методология прогнозирования энергопотребления. // Энергорынок. - 2012, №2. ↑

7. Лисицын Н. Единая энергосистема России. — Москва: Издательство МЭИ.-2013. ↑

8. Лычагин М.В., Канева М.А. Перспективы применения экзотических деривативов в российской электроэнергетике. // Энергетика России в XXI веке: развитие, функционирование, управление: Материалы всерос. конф. (Иркутск, 12-15 сент. 2005 г.). - Иркутск: ИСЭМ СО РАН. - 2012 ↑

9. Там же ↑

10. Там же ↑

11. Меркулов А. Стратегия и механизмы участия ТЭЦ на ОРЭ. // Энергорынок. - 2013, №8 (с. 60-66) ↑

12. Официальный сайт ОАО «АТС»: www.atsenergo.ru/index.jsp ↑

13. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.— Официальный веб-сайт Минэнерго: ' www.minprov.gov.ru/appearance/report/50 ↑

14. Официальный сайт Министерства энергетики России http://minenergo.gov.ru/node/538 ↑

15. Официальный сайт Министерства энергетики России http://minenergo.gov.ru/node/538 ↑