Добавлен: 26.06.2023
Просмотров: 100
Скачиваний: 2
При торговле энергией и мощностью в отдельности, цена на энергию содержит в себе переменные затраты, а стоимость за мощность позволяет компенсировать условно-переменные затраты. Такая организация рынка позволяет избежать ценовых всплесков, существенно снижает цену на электроэнергию и является своего рода инструментом хеджирования рисков для поставщика и покупателя.
По данным СО ЕЭС, всего за период 2010–2014 годов в ЕЭС России было введено 25 ГВт новой мощности; прирост составил 8%, или 18 ГВт. Это значительно меньше по сравнению с планируемыми в Генсхеме до 2015г. почти 130 ГВт новых вводов и приростом мощности в ЕЭС России на 87 ГВт. Однако при этом ВВП в ценах 2008 года с 2010 по 2014 год вырос на 10%; в результате прирост мощности электростанций был на уровне роста ВВП. Таким образом, хотя фактический прирост мощности составил в 5 раз меньшую величину, чем планировалось в начале реформ, прогнозы все же были завышены. Так, по данным СО ЕЭС, до 2020 года по ТЭС планируется ввести порядка 9 ГВт, вывести – от 2 до 5 ГВт, по АЭС – ввести около 9 ГВт и вывести 4,7 ГВт, по ГЭС – ввести 0,7 ГВт. Совокупный объем мощности в ЕЭС России к 2020 году может превысить 245–250 ГВт.
Стоит отметить, что профицит на ОРЭМ образовался не только в результате ввода мощностей, но и по причине отсутствия вывода ряда электростанций, которые получают статус «вынужденной» генерации[15].
Что касается ценообразования, то цена на электроэнергию на конкурентных рынках может определяться следующими типами цен: единой предельной, несколькими (по зонам) или узловыми. В случае единой предельной цены, вся территория рынка имеет одинаковую цену продажи и покупки энергии на оптовом рынке. Когда же на рынке ценообразование осуществляется по зонам, есть возможность разделить район на несколько зон[8].
В России на оптовом рынке электроэнергии применяется узловой тип ценообразования из-за большой разницы в ценах между регионами и недостаточной пропускной способности между ними, что не позволяет выровнять цены.
Узловые цены считаются наиболее точно отражающими стоимость использования электричества, так как они включают в себя расходы на производство электроэнергии, расходы от потерь и стоимость ограниченного использования производственных мощностей.
Конкурентные узловые цены содержат ренту дефицитности, которая покрывает постоянные затраты электростанций, а также ренту за перегрузку сети. Обе ренте оправданы, и периодически возникающие высокие цены, вызванные перегрузкой сети, посылают правильные сигналы инвесторам: строить новые электростанции, потребителям – использовать меньше электроэнергии и сетевой компании, чтоб они строили необходимые линии электропередачи.
Для создания конкурентной среды в сфере передачи электроэнергии в структуре рынка предусматривается возможность торговли финансовыми правами на передачу. Классические финансовые права на передачу обеспечивают владельцу выплату разности между ценами в точках назначения и отправки. При этом не играет роли, какое отношение владелец может иметь к фактическим перетокам. Если перетоки удовлетворяют условиям конкретной сделки, то они ограждают владельцев от любых затрат, связанных с перегрузкой сети[16].
2.2 Основные проблемы электроэнергетического комплекса и пути их решения
К числу основных проблем электроэнергетики в стратегии до 2035 года относятся[17]:
1) высокий износ основных производственных фондов (свыше 30 лет проработали: почти 60% оборудования ТЭС, 80% – ГЭС, 35% – АЭС, 50% – ВЛ и 60% – подстанций единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС); в распределительном электросетевом комплексе выработало нормативный срок 70% оборудования);
2) неоптимальная структура генерирующих мощностей, обусловленная недостатком пиковых и полупиковых маневренных электростанций;
3) низкая энергетическая и экономическая эффективность отрасли;
4) крайне высокая зависимость электроэнергетики от природного газа;
5) наличие перекрёстного субсидирования между группами потребителей электроэнергии и между потребителями электрической и тепловой энергии на внутреннем рынке;
6) недостаточный уровень доступности энергетической инфраструктуры, наличие технологических барьеров на оптовом рынке электрической энергии и мощности;
7) накопленное технологическое отставание в создании современных парогазовых, экологически чистых угольных и электросетевых технологий;
8) многократный рост издержек на производство и распределение электроэнергии, в результате по ряду регионов страны тарифы на электроэнергию превысили уровень США.
Также можно выделить:
- отсутствие стимулирования энергосбережения во всех сферах экономики;
- отсутствие оптимальной системы управления отраслью в условиях образования многочисленных собственников электроэнергетических объектов;
- резкое сокращение научно-технического потенциала отрасли;
- отсутствие полной финансовой прозрачности рынков электроэнергии и деятельности предприятий электроэнергетики;
- отсутствие эффективной системы корпоративного управления;
- недостаточно эффективный механизм снижения издержек в сфере производства (генерации), передачи и распределения электроэнергии;
- отсутствие развития научных работ по созданию новых технологий, обеспечивающих приоритетное функционирование отечественной электроэнергетики;
- отсутствие системы целостного оптимального управления развитием и функционированием электроэнергетики России
- необходимость в организации экологического производственного контроля.
Предлагаемые в последнее время меры по решению проблем в области оптимизации инвестиционной деятельности инфраструктурных компаний мало изменились[18]. В частности, это общественный контроль за инвестиционными программами естественных монополий со стороны советов потребителей, проводимый в три этапа:
1) подтверждение эффективности и необходимости проекта для включения в инвестиционную программу;
2) независимая экспертиза сметной документации проектов, признанных необходимыми для обеспечения надёжности энергосистемы;
3) механизм арбитража при непринятии возражений потребителей по инвестиционным программам компаний электроэнергетики.
Для разбора разногласий по инвестиционным решениям между компаниями и потребителями планируется создание правительственной комиссии по контролю над деятельностью естественных монополий. С другой стороны, никакой самоконтроль в компаниях электроэнергетики, а также различные формы контроля со стороны потребителей, не могут повысить эффективность инвестиционной деятельности компаний.
Проблема физического износа генерирующих мощностей в электроэнергетике усугубляется высоким уровнем их морального износа[14]. При этом если уровень физического износа, возможно, снизить за счёт увеличения централизованных инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей и тем самым обеспечить потребности экономики в электроэнергии, то использование устаревших технологий и оборудования в производстве электроэнергии приводит к снижению уровня конкурентоспособности российской экономики в целом. Главной проблемой в сфере электроэнергетики являются высокие потери электроэнергии в электрических сетях (таблица 1).
Таблица 1
Потери в электрических сетях в РФ
|
Класс сетей |
Потери энергии |
Доля в общем объёме |
|
330–500 кВ |
до 25% |
11% |
|
220 кВ |
до 27% |
15% |
|
35–110 кВ |
до 43% |
36% |
|
6–20 кВ |
до 34% |
26% |
|
0,4 кВ |
до 30% |
7% |
Самый большой показатель потерь электроэнергии можно выделить в бытовом и мелко-моторном секторе. Причинами этого являются постоянный рост тарифов на электроэнергию при одновременном возрастании объёма её потребления и снижения платёжеспособности населения и относительная доступность и простота осуществления того или иного способа хищения при отсутствии правовой базы для привлечения к ответственности похитителей. Остаётся, неясным вопрос о том, какой из органов должен осуществлять контроль наличия пропажи электроэнергии, выявлять факты хищения, оформлять необходимые юридические документы для привлечения к ответственности – Государственный энергетический надзор или Сетевые организации.
2.3 Анализ Энергетической стратегии России на период до 2035 года
Основные направления развития электрических сетей предусматривают развитие трёх составляющих Единой энергетической системы России[19]:
1) общегосударственной сети, связывающей западные и восточные регионы страны мощными линиями электропередачи;
2) основных сетей объединённых энергосистем (ОЭС);
3) региональных распределительных сетей и сетей с распределённой генерацией.
Для развития электроэнергетики будут приняты меры институционального характера[3]:
1) разработка нового механизма привлечения инвестиций в электроэнергетику с целью упорядочивания инвестиционного процесса в 2016–2020 гг. и последующие годы (после реализации уже заключённых ДПМ в 2011–2015 гг.);
2) создание условий для заключения двусторонних договоров по свободным (нерегулируемым ценам) между новыми объектами генерации и потребления в неценовых зонах и изолированных территориях;
3) ликвидация перекрёстного субсидирования, в т. ч. межрегионального;
4) разработка механизмов консолидации управления распределительными сетями в регионах Российской Федерации, в том числе путём установления критериев для признания юридического лица (индивидуального предпринимателя) электросетевой организацией для целей установления регулируемых тарифов на электрическую энергию;
5) введение экономической ответственности электрогенерирующих предприятий и предприятий сетевого комплекса за выполнение гарантированных стандартов надёжности и качества обслуживания потребителей.
На третьем этапе реализации Стратегии электроэнергетика будет характеризоваться расширенным внедрением технологических инноваций в традиционные сегменты отрасли и развитием нетопливной энергетики. С точки зрения стратегических целей развития электроэнергетики в России, выделяют следующие:
1) удовлетворение потребностей населения страны и экономики в электрической мощности и энергии по приемлемым ценам и повышение доступности электроэнергетической сферы;
2) обеспечение как безопасности, так и надёжности работы системы электроснабжения России, регионов в нормальных и чрезвычайных ситуациях;
3) эффективность модернизации, технического переоснащения, автоматизации отрасли, которые необходимо направить на снижение износа основных фондов;
4) уменьшение затрат на развитие и функционирование электроэнергетики, и обеспечение энергетической безопасности страны.
Для достижения стратегических целей развития электроэнергетики необходимо решить следующие основные задачи:
1) технологическое обновление электроэнергетики на базе отечественного и мирового опыта, преодоление нарастающего технологического отставания, морального и физического старения основных фондов;
2) оптимизация структуры генерирующих мощностей, включая увеличение доли манёвренных мощностей;
4) расширенное внедрение новых экологически чистых и высокоэффективных технологий сжигания угля, парогазовых установок с высокими коэффициентами полезного действия;
5) развитие малой энергетики с целью повышения эффективности использования местных энергоресурсов;
6) развитие распределённой генерации в виде нетрадиционных энергоустановок и сочетания ГТУ и котлов-утилизаторов.
Для повышения эффективности и обеспечения надёжного функционирования электроэнергетических систем следует целенаправленно внедрять гибкие, т. е. управляемые системы передачи электроэнергии и в то же время усовершенствовать комплексы автоматической аварийной защиты и диспетчерского управления[4].
По нашему мнению, основной проблемой управления реформой энергетики является отсутствие долгосрочной стратегии развития отрасли и рынка ЭЭ, способных сблизить интересы всех участников рыночных отношений.
В данных условиях, как показано на рис. 1[20], предлагается временно приостановить работу РРЭ, внести изменения в нормативные правовые акты РФ и обязать электросетевые организации выполнять функции гарантирующих поставщиков ЭЭ, с учетом интересов всех участников рынка ЭЭ.