Файл: Доклад электроэнергетика россии проблемы выбора.pdf

12
 разработана и внедрена система регулируемых договоров на поставку мощности (ДПМ), обеспечивающих инвестиции в новые генерирующие мощности до запуска и отладки работоспо- собных долгосрочных механизмов оплаты мощности.
Также необходимо отметить:
 успешное проведение до начала мирового кризиса 2008 г. приватизации большей части тепловой электроэнергетики и не- скольких успешных IPO генерирующих компаний, продемон- стрировавших возможность привлечения в российскую электро- энергетику частных инвестиций через финансовые рынки;
 начало эксперимента (хотя пока не вполне удачного) с за- пуском механизма регулирования сетевых компаний на основе метода RAB, общепринятого в мире метода регулирования моно- польных компаний общего пользования и обеспечивающего при- влекательность этих компаний для инвестиций. Однако остаются нерешенными вопросы эффективного контроля над расходами
(в том числе и инвестиционными) сетевых компаний
1
, планиро- вания их развития на долгосрочную перспективу.
Вместе с тем реформа электроэнергетики России не была по-
следовательно доведена до конца и по ряду направлений не принесла
ожидавшихся от нее эффектов.
Обобщая, сложившуюся ситуацию можно охарактеризовать описанием следующих ключевых проблем реформирования элек- троэнергетики.
1. Отсутствие в обществе консенсуса относительно выбран-
ной модели реформирования электроэнергетики
Реформа электроэнергетики не привела пока к созданию эф- фективно работающего конкурентного рынка электроэнергии: в секторах генерации и сбыта рыночные механизмы подвергаются сильному регулятивному вмешательству, что искажает их действие и негативно отражается на действии конкурентных сил, демоти- вируя в конечном итоге всех экономических агентов.
Несмотря на уже сформированную нормативно-правовую базу по переходу к конкурентной электроэнергетике (законов,
1
По данным НП «Сообщество потребителей энергии», общий объем ин- вестиций в сети за 10 лет превысил 2 трлн руб. при стоимости основных фондов
760 млрд руб. При этом бухгалтерский износ снизился всего на 1%. Подобные данные говорят о том, что назрела острая необходимость формирования системы контроля за расходованием инвестиционных средств естественных монополий в электросете- вом комплексе <Рынок распадается на части // «Российская газета», 19.12.2013>.

13
постановлений правительства, правил и регламентов) и запуск конкурентного оптового рынка электроэнергии (мощности), не прекращаются попытки пересмотреть принятые решения и вер- нуться к регулируемой электроэнергетике. На практике периоди- чески принимаются бессистемные решения, усугубляющие про- блемы нормального функционирование рынка электроэнергии и отрасли в целом — прямое вмешательство в процесс рыночного ценообразования; исключение из рыночного ценообразования большой величины генерирующих мощностей; продолжающееся ухудшение конкурентной структуры генерирующих мощностей из-за слияний, ведущее к увеличению рыночной силы отдельных участников рынка и др.
Уровень конкуренции на российском рынке электроэнер- гии (мощности) может быть оценен через структуру стоимости электроэнергии для конечного потребителя (см. рис. 1): черная область условно показывает долю использования конкурентных механизмов, а основная часть «пирога» — это регулируемые со- ставляющие цены для конечного потребителя. Вывод, к сожале- нию, однозначный — только очень узкий сегмент рынка позволя- ет говорить о наличии реальной конкурентной среды.
2. Недостатки в проектировании и создании системы рынков
электроэнергии (мощности)
 низкий уровень конкуренции на оптовом рынке электро- энергии:

конкуренция в секторе генерации не превышает 15–20% объемов производства;

выросла возможность использования рыночной силы из- за существенного укрупнения генерирующих компаний
(в том числе с государственным участием, в результате чего доля государственного сектора в отрасли оказалась выше, чем это предполагалось в целевой модели при реформиро- вании электроэнергетики);
 регулятивное давление на формирование свободных цен на рынках электроэнергии и мощности (как через ограничения на по- дачу ценовых заявок, так и через административные механизмы);
 в созданной структуре рынка электроэнергии (мощности) финансовые механизмы, действующие между субъектами рынка, вступили в противоречие с экономической эффективностью ком- бинированного энергоснабжения (когенерации) потребителей: в

14
Рис. 1.
Структура стоимости электроэнергии для конечного потребителя
Источник:
Материалы НП «Совет рынка».

15
заданных правилах регулирования рынка, а также при устаревшей модели теплоснабжения ТЭЦ оказались недостаточно конкурен- тоспособными, они во многих случаях недогружены, что увеличи- вает их предельные издержки и снижает конкурентоспособность на рынке электроэнергии. В целом совокупные финансовые ре- зультаты тепловых компаний в последние годы оказываются от- рицательными;
 не запущены пока все необходимые экономические меха- низмы обеспечения оперативной надежности;
 не определен полный состав (дополнительных) системных услуг, необходимых для обеспечения надежного функциониро- вания ЕЭС России в условиях рыночных отношений, и не завер- шено создание рынков (или иных механизмов оплаты) этих услуг.
Многие из таких системных услуг, де-факто оказываемые участ- никами рынка, предоставляются без надлежащей компенсации, что ставит участников в неравные условия конкуренции;
 рынок мощности оказался зарегулированным, он сегмен- тирован (в 2007 г. — 31 зона свободного перетока (ЗСП), в 2013 г. —
21), и лишь в нескольких из ЗСП действует свободное ценообразо- вание, а в большинстве случаев из-за недостаточной конкуренции регулятор (ФАС) установил ограничение цены (price-cap);
 не созданы экономические механизмы обеспечения балансо- вой (долгосрочной) надежности энергетической системы в целом;
 слабая связь верхнего (государственные программы) и нижнего (инвестиционные программы энергокомпаний) уровней системы управления развитием электроэнергетики;
 недостаточная увязка системы управления развитием электроэнергетики с национальной инновационной системой для обеспечения модернизации отрасли, недостаточные механизмы стимулирования модернизации генерирующего и электросетево- го оборудования;
 недофинансирование инвестиций и ремонтов привело к критическому износу оборудования;
 отставание и непродуманные решения при реформирова- нии розничных рынков электроэнергии.
3. Неотлаженная система государственного регулирования
электроэнергетики
Система государственного регулирования электроэнергети- ки не в полной мере адаптирована к работе в рыночных условиях,

16
а ее решения часто обусловлены краткосрочной конъюнктурной необходимостью, а не объективными экономическими принци- пами регулирования.
 антимонопольное регулирование: пока не создана эффек- тивная система мониторинга рынка и антимонопольного регулиро- вания; организационных и аналитических возможностей ФАС Рос- сии (даже совместно с Советом рынка) здесь явно недостаточно;
 ценовое (тарифное) регулирование: система и функции органов тарифного регулирования электроэнергетики мало изме- нились в процессе перехода к конкурентной модели электроэнер- гетики.
4. Стратегическое управление развитием электроэнергетики
За прошедшие годы потеряна старая (действовавшая в усло- виях директивной плановой экономики) и не создана новая си- стема управления перспективным развитием электроэнергетики.
В отрасли, в отличие от международных аналогов, нет эф- фективно работающей системы формирования и согласования инвестиционных программ хозяйствующих субъектов (годовых в увязке с перспективными), в которой решения по отдельным субъектам были бы увязаны с общей ситуацией в отрасли. В связи с этим возникает значительная неопределенность по целому ряду ключевых показателей, в том числе относительно:
 необходимых уровней (индикаторов) балансовой и сете- вой надежности, которые очень сильно влияют на объемы вводов и реконструкции, прежде всего в генерации по типам, и соответ- ственно на потребность в инвестиционных ресурсах;
 обеспечения вводов ресурсами газа;
 возможного объема инвестиций в отрасли через все источ- ники инвестирования в увязке с ограничениями на рост цен и та- рифов, устанавливаемыми Минэкономразвития России.
В отсутствие обладающих необходимой компетенцией орга- нов государственного управления вопросы перспективного раз- вития электроэнергетики сосредоточились в руках Системного оператора, ключевой компетенцией которого исторически явля- лась оперативно-диспетчерское управление. СО обеспечивает на- дежность энергоснабжения по принципу — «спрос должен быть удовлетворен любой ценой», при этом прогноз спроса, подго- товленный СО, чаще всего оказывается завышенным. Издержки такой «сверхнадежности», в том числе на создание и содержание

17
значительных резервов мощностей в генерации и сетях, оплачи- ваются всеми потребителями, а их мнение практически не при- нимается во внимание.
Отсутствие конкурентных механизмов влияния потреби- телей на поставщиков электроэнергетического рынка является одной из главных причин низкой эффективности рынка и необо- снованно опережающего роста цен (тарифов) на электроэнергию, темпы ежегодного роста составляют 7–10%. В 2012 г. цена элек- тричества в России для средних промышленных потребителей составила 0,122 евро за кВт-ч
1
— это существенно выше, чем за рубежом: в 2,5 раза по сравнению с США, с Германией — на 41%, со средней ценой в ЕС — на 25%
2
. Подобные ценовые перекосы снижают конкурентоспособность российских промышленных компаний, и, как следствие, конкурентоспособность экономики страны в целом.
При этом потребители не могут выбрать тарифы на элек- троэнергию, соответствующие требуемым им уровням надежно- сти. Результат — необоснованный рост резервных генерирующих мощностей и электросетевых объектов в одних регионах, соот- ветствующий рост издержек электростанций и сетей (с соответ- ствующим ростом цен) и одновременно невозможность быстрого технологического присоединения к сетям потребителей в других регионах. При этом приоритетом для Системного оператора всег- да будут вопросы обеспечения надежности, а вопросы экономики и затрат на электроснабжение останутся на втором плане.
При существующих кадровых и финансовых возможностях роль государственных органов управления в определении стра- тегических вопросов развития электроэнергетики остается пока ограниченной. Развитие электроэнергетики недостаточно гармо- низировано с развитием других инфраструктурных отраслей.
Можно констатировать — реформирование отрасли не ока- зало существенных эффектов на динамику ее состояния.
1
Рассчитана на основе паритета покупательной способности — ЕС, без уче- та НДС.
2
Согласно прогнозам Министерства экономического развития РФ, рост оптовых цен на газ в 2013–2014 гг. для всех категорий потребителей РФ составит по 15% в год с ежегодной индексацией 1 июля. Поэтому уже в 2015 г. цена элек- троэнергии в России для промышленных потребителей станет едва ли не самой высокой в Европе.

18
1.3. Оценка текущего состояния
и динамики развития отрасли
Развитие электроэнергетики в России осуществляется в усло- виях противоречивых трендов в динамике основных технико-эко- номических характеристик.
Анализ динамики основных отраслевых технико-экономи- ческих показателей в 2012 г. по сравнению с уровнем 1990 г.
1
по- казывает, что отрасль характеризуется:
 ухудшением состояния генерирующих и передающих мощ- ностей отрасли:

суммарная установленная мощность электростанций за рассматриваемый период увеличилась на 9,8 тыс. МВт
2
(на
5%) при снижении спроса на электроэнергию на 8%
3
. Это означает, что возврат уровня спроса на дореформенный уровень (что произойдет в ближайшие годы) сведет на нет обновление парка генерирующего оборудования;

рост среднего возраста оборудования с 18,3 до 33,4 лет, т.е. практически в 2 раза
4
, что ведет к повышенной аварийно- сти оборудования и росту затрат на его ремонт;

прирост протяженности электрических сетей всех классов напряжения 110 кВ и выше составил 30% (с 422 тыс. км в 1990 г. до 549 тыс. км в 2012 г.), а суммарной мощности трансформаторов на подстанциях — на 45% (с 510 млн кВА в 1990 г. до 744 млн кВА в 2012 г.)
5
. Такие изменения при фактическом снижении спроса на электроэнергию — один из источников существенного роста стоимости электросе- тевой компоненты тарифа для конечного потребителя.
 неоправданным увеличением стоимости энергетических объектов, провоцирующим резкий рост уровня эксплуатацион- ных затрат во всех секторах отрасли:

в сфере производства электроэнергии в последние 10 лет было введено в действие 19,911 тыс. МВт генерирующих
1