Файл: Условия реформирования электроэнергетики в России.pdf

Впрочем, это идеальная и несколько упрощенная схема. В реальности при формировании цены учитываются условия передачи электроэнергии, расположение генераторов и потребителей. А загрузкой станций с учетом реальной топологии сетей и сигналов рынка управляет не только рынок, но и технологическая инфраструктура – Системный оператор.

В первое время существования НОРЭМ основная часть электроэнергии на нем продавалась через регулируемые договоры между продавцами и покупателями электроэнергии. Они так называются потому, что цены на электроэнергию в их рамках регулирует Федеральная служба по тарифам. Эти договоры заключаются между участниками оптового рынка на один календарный год. Основное условие регулируемого договора: «take or pay» («бери или плати»). Поставщик обязан поставить договорной объем электроэнергии. Если у него на это нет технической возможности, он должен купить недостающую электроэнергию по конкурентным ценам на рынке. Покупают энергию по регулируемым договорам как сбытовые компании, так и крупные конечные потребители – промышленные предприятия и предприятия ЖКХ, получившие статус субъекта оптового рынка [18].

До конца 2006 года все долгосрочные контракты на покупку/продажу энергии заключались по регулируемым ценам. С 1 января 2007 года перешли к снижению раз в полгода доли регулируемых цен по утвержденному графику: 1 января 2007 года доля этих цен не могла превышать 95%, 1 июля 2007 года – 90, 1 января 2008 года – 85, 1 июля 2008 года – 75, 1 января 2009 года – 70, 1 июля 2009 года – 50, 1 января 2010 года – 40, 1 июля 2010 года – 20, 1 января 2011 года – 0%. То есть с начала 2011 года вся электроэнергия в России должна продаваться по свободным ценам. Это означает завершение переходного периода реформирования электроэнергетики и начало работы полностью конкурентного оптового рынка на всей территории России [16].

Формирование цены на оптовом рынке. В рамках одного рынка существуют три механизма формирования конкурентных цен на электроэнергию: через свободные двусторонние договоры, на рынке «на сутки вперед», на балансирующем рынке. В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Основой рынка «на сутки вперед» является конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. Если объем поставки отклоняется от запланированного за сутки вперед, участники покупают или продают объем отклонения на балансирующем рынке. Балансирующий рынок наиболее трудно прогнозируемый. Цены на нем могут в несколько раз отличаться от цен рынка «на сутки вперед». Предприятие, не удержавшееся в рамках запланированного энергопотребления, может столкнуться с необходимостью покупать энергию по очень высокой цене. Тем самым у участников оптового рынка появились стимулы для тщательного планирования производства/потребления электроэнергии, а объемы отклонений от плана стали сокращаться [13].

Впрочем, рынок «на сутки вперед» играет, пожалуй, даже более важную роль в формировании конкурентного пространства в электроэнергетике. Сделки на нем происходят не между конкретными контрагентами, а через энергетическую биржу – АТС. Покупатель и поставщик предоставляют свои заявки по спросу и предложению на торговую площадку АТС на каждый час предстоящих суток. Параллельно АТС от СО поступают данные о технологических ограничениях и иных системных ограничениях функционирования энергосистемы [10]. На основании всей этой информации АТС принимает решение о равновесной цене в каждом узле расчетной модели и об объемах выработки и потребления электроэнергии. Эти сведения передаются Системному оператору и становятся основой для диспетчирования. Исходя из объемов спроса и предложения на каждый час, СО загружает в первую очередь наиболее эффективные генерирующие мощности. Экономический эффект такого подхода проявился в первые же месяцы после запуска свободного рынка: удельный вес поставок электроэнергии тепловыми станциями с относительно низкими производственными затратами увеличился, а с «дорогих» генерирующих мощностей – сократился [12].

Хотя в России создан единый оптовый рынок электроэнергии, на нем формируется не единая цена, а множество цен в отдельных узлах. Большинство стран, в которых проведена реформа электроэнергетики, не сталкивались с нашими территориальными проблемами. В европейских странах возможны контракты на поставку электроэнергии, заключенные между любыми генераторами и потребителями [8]. Относительно небольшая территория и наличие развитой сетевой инфраструктуры это позволяют. В России все гораздо сложнее. Невозможно потребность Москвы покрыть с помощью дешевой электроэнергии, выработанной, скажем, на Бурейской ГЭС. Транспортировка по сетям обойдется слишком дорого или будет вовсе недоступна из-за дефицита пропускных мощностей из Сибири в Центр. Поэтому российский рынок электроэнергии разбит на площадки, на каждой из которых возможно исполнение контрактов на поставку энергии [11].

Таким образом, при разработке модели оптового рынка авторы реформы рассматривали разные варианты. Например, предлагалось формировать единую равновесную цену без узловых цен или зональные цены без учета потерь. Но остановились на модели узлового ценообразования, которая позволила учесть интересы и поставщиков, и производителей по всей энергосистеме страны, а также технологические особенности функционирования энергосистемы [9]. В результате получили динамики почасовых, суточных, месячных и годовых цен. Суточная цена демонстрирует естественный ночной «провал», утренний максимум, дневной полупик, вечерний пик, месячная цена – снижение в выходные дни и повышение в рабочие. В годовом цикле понятны зимние всплески цены, вызванные ростом электропотребления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На сегодняшний день завершен существенный этап рыночных преобразований в отрасли. Сторонники неизменности курса на развитие конкурентного рынка часто ссылаются на успешный опыт стран, завершивших подобные преобразования. Но зарубежный опыт нельзя механически переносить на российскую почву. Существуют и ярые противники внедрения рыночных принципов в электроэнергетику. Их мнения можно обобщить в нижеследующих положениях:

1. Свободный рынок способен быть эффективным во многих отраслях экономики, но не в электроэнергетике, которая поставляет не просто товар, а уникальную социальную услугу. Групповые интересы бизнеса и возможность делать большие деньги позволяют манипулировать поставками и ценами, избегать серьезного контроля и дискриминировать потребителей.

2. Для реальной конкуренции необходимо наличие большого числа энергокомпаний, находящихся в собственности инвесторов; только это позволяет снизить рыночную стоимость электроэнергии до уровня предельных затрат на ее производство. В странах, где имеется достаточно высокое число энергопроизводителей, находящихся в общественной собственности, либерализация – т. е. неограниченный свободный выбор поставщиков – не ведет к реальной конкуренции. В странах, где преобладают энергокомпании в частной собственности, при угрозе либерализации активы начинают немедленно сливаться, что приводит к установлению «виртуальных монополий» с соответствующими ценами.

Обобщая разные позиции, можно заключить, что все они базируются в значительной степени на субъективных, нередко эмоциональных суждениях. Дело в том, что отсутствует научно обоснованная методология определения критериев оценки эффективности концепций и соответствующих им организационно-экономических моделей рынка электроэнергии.

Часть целей, которые провозглашались в процессе реформы электроэнергетики, безусловно достигнута. Во-первых, в отрасль привлечены инвесторы, в том числе иностранные. Во-вторых, происходит увеличение ввода новых мощностей, хотя и не теми темпами и не в тех объемах, что декларировались изначально. В то же время, конкурентная среда на оптовом рынке электроэнергии не создана: ее отсутствие на ОРЭМ во многом обусловлено высокой степенью рыночной концентрации. Розничные рынки электроэнергии, так же почти не дают примеров реальной конкуренции за потребителя. Ситуация же с подключением к сетям является лучшей иллюстрацией итогов реформы: дорого, долго, непрозрачно.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Федеральный закон об электроэнергетике N 35-ФЗ от 26 марта 2003 года//http://www.consultant.ru/document/ cons_doc_LAW_166049/119
2. Постановление Правительства РФ от 25 февраля 2014 г. N 136 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности)»
3. Постановление Правительства РФ от 22 июля 2013 г. N 614 «О порядке установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности) и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности)».
4. Постановление Правительства РФ «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии и финансирования объектов по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности» от 7 декабря 2005 года № 738.
5. Постановление Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. № 529 г. Москва «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)»// http://www.rao-ees.ru/ru/reforming/laws/show.cgi?l529.htm
6. Постановление правительства РФ № 411 от 10 мая 2009 г. «О внесении изменений в Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» http://www.nv-tess.ru/press_center/mass_media/2009/06/03/109. 
7. Постановление правительства РФ №118 от 14.02.2009 «О внесении изменения в Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям» // http://www.nv-tess.ru/press_center/mass_media
8. Бадовская Н. Реформа электроэнергетики в России / Финансы. – 2009. – № 2. – С. 117-119.
9. Вильде Т. «Подогретая реформа // Эксперт Северо-Запад. – 2013. – № 8. – С. 60-65.
10. Гавшина О. Энергетика без правил // Ведомости. – 2011. – № 40. – С. 28-32.
11. Гительман Л. Реформа электроэнергетики: оценка эффективности и корректировка курса // «Энергорынок». – 2009. – №1. – С. 10-14
12. Жолудь Д. С. Анализ зарубежного опыта использования альтернативных видов энергии // Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит. – 2010. – № 6. – С. 76-79.
13. Княгинин В. Н. Итоги реформирования электроэнергетики в Российской Федерации. По результатам экспертного опроса / под ред. В.Н. Княгинина, М.С. Липецкой. – СПб.: Изд-во Политехн. ун- та, 2014. – 85 с.
14. Морозов А. Просчитались // «Российская газета» №4884 от 8.04.2009
15. Огородников Е. Киловатт раздора // Эксперт. – 2012. – № 46. – С. 71-84.
16. Официальный сайт РАО «ЕЭС РОССИИ» http://www.rao-ees.ru/ru
17. Чубайс А.Б. Доклад Председателя Правления ОАО РАО «ЕЭС России» на третьем Всероссийском энергетическом форуме «ТЭК России в XXI веке».Москва, 21.03.2005
18. Шевченко Н. А. Национальная энергетическая стратегия США: приоритетные направления развития // Вестник Томского государственного университета. – 2011. – №342. – С. 141-147.
19. Штейнгауз В. Пора подумать о потребителях // Эксперт. – 2011. – № 8. – С. 74-78.
20. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, Минэнерго России//http://minenergo.gov.ru/ aboutminen/energostrategy/