Файл: Реформа электроэнергетики в России (Состояние российской электроэнергетики до реформы).pdf

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.