Файл: «Теория отраслевых рынков».pdf

• 9 атомных электростанций (8 станций находятся под контролем государственного предприятия)

• более 300 организаций, обслуживающих основной технологический процесс и развитие в ЕЭС России. [9]

Электроэнергетическая отрасль России занимает 4 место в мире по установленной мощности после США, Китая и Японии. Общая установленная мощность российских электростанций в 2001 году составляет 213,9 млн. кВт. Установленная мощность электростанций холдинга РАО ЕЭС составляет 155,1 млн. кВт (72,5% от общей установленной мощности электростанций России). Основными видами топлива, используемыми при производстве электроэнергии, являются газ, уголь, мазут. В настоящий момент доля газа в общей структуре топливного баланса России составляет более 60%, около 35% - уголь и 5% - мазут. [8]

В январе 2018 года производство электроэнергии электростанциями ЕЭС России составило 101 326,68 млн. кВтч. Основную нагрузку по обеспечению спроса на электроэнергию несли тепловые электростанции (ТЭС), выработка которых составила 65 374,75 млн. кВтч. Выработка ГЭС за тот же период составила 13 606,78 млн. кВтч, выработка АЭС – 16 768,17 млн. кВтч, производство электроэнергии возобновляемыми источниками ВЭС, СЭС составило 23,28 и 23,46 млн. кВтч соответственно, выработка электростанций, являющихся частью технологических комплексов промышленных предприятий и предназначенных в основном для снабжения их электроэнергией (электростанций промышленных предприятий) – 5 530,24 млн. кВтч. Выработка и потребление электроэнергии в целом по ЕЭС России и ОЭС в январе и нарастающим итогом с начала 2018 года приведены в таблицах. [2]

Таблица 1

Оперативные данные о выработке электроэнергии в территориальных энергосистемах субъектов Российской Федерации в январе и нарастающим итогом с начала 2018 года представлены в таблице 2. [1]

Таблица 2

Производство электроэнергии в России в январе-сентябре текущего года составило, согласно данным Росстата, 807,1 млрд кВт ч, что стало рекордным для данного периода показателем. По сравнению с аналогичным периодом прошлого года выработка выросла на 1,5%. При этом внутреннее потребление, по данным АО «Системный оператор ЕЭС», увеличилось на 1,6% до 784,2 млрд кВт ч. [5]Правда, положительное сальдо экспорта-импорта электроэнергии сократилось почти на 10% до 7,9 млрд кВт ч.

Гидроэлектростанции России произвели за девять месяцев 145,6 млрд кВт ч, что стало рекордным показателем для данного периода. [14]По сравнению с январем-сентябрем прошлого года выработка на ГЭС увеличилась на 3,6%. Рекордный показатель стал возможным благодаря благоприятной гидрологической обстановке на водохранилищах Волжско-Камского бассейна во втором квартале и на сибирских водохранилищах в третьем квартале. [13]

Наибольшие темпы роста по итогам девяти месяцев продемонстрировали так называемые возобновляемые источники электроэнергии (ВИЭ) – солнечные и ветряные электростанции. Эти виды генерации пока имеют статус экзотических – их доля в общей структуре остается очень низкой, но темпы их развития в последние годы впечатляют. В январе-сентябре на солнечных электростанциях было выработано 488,5 млн кВт ч или на 13,9% больше, чем годом ранее. Их мощность за год увеличилась на 34,5%. На ветряных электростанциях рост производства за это же время составил 83,6% до 175,9 млн кВт ч, а рост мощности – почти 40%.

Также следует отметить, что в четвертом квартале наблюдается быстрое увеличение экспорта российской электроэнергии за счет девальвации рубля и увеличения спроса со стороны Финляндии. В связи с этим можно предположить, что даже снижение производства в октябре из-за теплой погоды, не помешает отрасли достигнуть роста производства по итогам 2018 года примерно на 1%.[11]

Согласно данным АО «Системный оператор ЕЭС» в первом полугодии 2018 года в России было введено 3073,2 МВт электрогенерирующих мощностей (с учетом модернизации старых мощностей), что стало многолетним максимумом для данного периода. По сравнению с январем-июнем прошлого года ввод мощностей увеличился в полтора раза.

Рекордный результат обеспечен вводом сразу двух атомных энергоблока ВВЭР-1200 – четвертого энергоблока на Ростовской АЭС и пятого энергоблока на Ленинградской АЭС. За счет новых мощностей Ростовская область и Ленинградская область вместе с Санкт-Петербургом стали лидерами среди российских регионов по приросту производства электроэнергии в первом полугодии текущего года. [13]

Тем не менее, не смотря на существенный прирост мощности, суммарное производство на российских атомных электростанциях в январе-июне 2018 года сократилось, согласно данным Росстата, на 2,6% до 100 млрд кВт ч. Снижение произошло из-за диспетчерских ограничений на фоне существенного увеличения выработки на гидроэлектростанциях. [13]

Производство электроэнергии на российских ГЭС достигло многолетнего максимума в январе-июне 2018 года. Выработка составила 94,1 млрд кВт ч, что на 2,6% больше, чем в первом полугодии 2017 года. В последний раз более высокий объем производства на ГЭС был зафиксирован в январе-июне 2007 года. [14]

Увеличение производства на ГЭС произошло за счет благоприятной гидрологической ситуации. В особенности это касается гидроэлектростанций Волжско-Камского каскада, запасы в водохранилищах которого в марте были выше среднемноголетнего уровня на 47% и на 70% больше, чем в прошлом году. При этом на гидроузлах каскада Верхневолжских ГЭС наблюдалось редкое природное явление – зимний паводок.

В целом производство электроэнергии в России по итогам полугодия достигло очередного исторического рекорда – 555,5 млрд кВт ч, что на 1,5% превысило результат января-июня прошлого года. Увеличение производства произошло за счет роста внутреннего потребления, что отчасти было обусловлено погодными условиями, а отчасти увеличением спроса со стороны реального сектора экономики. Вместе с тем, положительное сальдо экспортно-импортных перетоков, напротив, существенно сократилось. При этом экспорт электроэнергии сократился на 8,1%, тогда как импорт увеличился на 26,4% [17]

2.2 Сдерживающие факторы развития электроэнергетического рынка

Значительным сдерживающим фактором, влияющим на развитие отрасли в целом, является проблема неплатежей. По данным Ассоциации «НП Совет рынка», на конец октября 2017 года на оптовом рынке задолженность составила 65,2 млрд руб., а на розничном — 243 млрд руб. Если на оптовом рынке электроэнергии есть ряд законодательных мер, которые позволяют воздействовать на неплательщика, то на розничном рынке такой механизм практически отсутствует. Фактически отключить электроэнергию населению и приравненной к нему группе потребителей не представляется возможным из-за особого статуса предоставляемой услуги — ее высокой социальной значимости. [15] Вынужденная генерация Сокращение доли выработки тепловой энергии на ТЭЦ приводит к тому, что наиболее экономичные и надежные теплоисточники в массовом порядке становятся неэффективными на рынке электроэнергии, где они сначала получают статус генераторов, работающих в вынужденном режиме, а впоследствии выводятся из эксплуатации. Мощности, работающие в режиме вынужденной генерации, оплачиваются по существенно более высокой цене, чем рыночная, что приводит к росту расходов потребителей.[7] Так, в соответствии с данными, представленными в разделе «Структура электроэнергетической отрасли», в 2016 году средняя цена мощности, работающей в режиме вынужденной генерации, превысила цену мощности, отобранной в рамках КОМ, на 135% в первой ценовой зоне и на 63% — во второй. Высокие потери тепла Объемы реконструкции и реновации тепловых сетей недостаточны для поддержания их в требуемом техническом состоянии, что приводит к значительным потерям энергии при передаче. [6] Нормативный срок службы теплосетей — 25 лет, поэтому необходимый уровень обновления фондов в теплоснабжении должен составлять в среднем 4% в год при текущем уровне обновления лишь 2,7% в год[30]. По данным Министерства энергетики, около 70% теплосетей работают с превышением нормативного срока службы, а 20% котлов и турбин тепловых электростанций служат более 50 лет при норме в 40 лет. В период с 2007 по 2013 год аварийность в теплосетях увеличилась на 45%. Износ тепловых сетей приводит к высоким теплопотерям: в России они достигают 20-30%, что практически в четыре раза выше, чем в европейских странах. В 2017 году потери в системе теплоснабжения, по данным Росстата, составили 132,3 млн Гкал32. По данным Министерства энергетики, для того, чтобы российская система теплоснабжения стала надежной и приблизилась по эффективности к европейским стандартам, до 2025 года нужно вложить в отрасль 2,5 трлн руб. Из них около 40% требуется потратить на обновление генерирующих объектов, 30% – на обновление теплосетей, а оставшуюся треть средств планируется направить на оптимизацию операционных расходов (на диспетчеризацию, автоматизацию, создание системы раннего диагностирования, повышение квалификации персонала, создание удобной инфраструктуры для работы с потребителями и выполнение других задач). [12]

2.3 Причины необходимости реформирования

Первый этап рыночных реформ в электроэнергетике России был проведен в начале-середине 90-х годов, и его результатами стало введение в отрасли новой системы хозяйственных отношений, адекватных рыночной экономике. Коммер­циа­лизация и корпоратизация предприятий отрасли привели к созданию рынка электроэнергии, внедрению экономических принципов ценообразования, форми­ро­ванию рыночных субъектов ‑ энергетических компаний, а их частичная прива­тизация открыла возможности для прихода частного капитала в электро­энергетику. [16]

Вместе с тем, на начальном этапе реформирования было сохранено доминирующее влияние государства на функционирование и развитие отрасли, которое осуществлялось как через имущественные механизмы (контрольные пакеты акций энергокомпаний), так и через систему тотального регулирования цен на оптовом и розничных рынках электроэнергии. [12] Существенный дисбаланс между интересами государства и бизнеса в этой ситуации был вынужденной мерой в первые годы формирования новой экономической среды, однако его сохранение в дальнейшем привело к появлению целого ряда негативных тенденций в электроэнергетике;

-необоснованный рост производственных и инвестиционных затрат при отсутствии реальных антизатратных стимулов на рынке;

-ухудшение финансового состояния компаний из-за политики госрегули­рования (сдерживания цен электроэнергии, перекрестного субсидиро­вания), а также неплатежей;

-сохранение низкой инвестиционной привлекательности отрасли и отсутствие значительных внешних инвестиций.

Началом второго этана в реформировании стало принятие в 1997 г. Указа Президента РФ № 427. Однако необходимость интенсификации процесса преобразований потребовала разработки детальной программы реформирования электроэнергетики, основные положения которой были одобрены Правитель­ством РФ летом 2001 г. [8]

Необходимость второго этапа реформирования связана с совершенствованием существующей системы хозяйственных отношений, которая должна обеспечить повышение эффективности работы электроэнергетики, а также инвестиционной привлекательности бизнеса, создать благоприятные условия для развертывания масштабного инвестиционного процесса в отрасли, жизненно необходимого в условиях начавшегося экономического роста. [11]

Идея реформирования российской электроэнергетики возникла из ответов на самые простые и очевидные вопросы - кто, сколько, кому и за что платит. Сегодня РАО "ЕЭС России" является монополистом в сфере энергоснабжения и представляет собой финансово-производственный холдинг, в состав которого входят региональные энергокомпании, крупные федеральные электростанции, а также межсистемные электрические сети. Контрольный пакет акций (52%) РАО "ЕЭС России" принадлежит государству. Государство регулирует деятельность энергохолдинга и устанавливает цены на его услуги и продукцию. [13]

Искусственно заниженные тарифы на электроэнергию были до недавнего времени одним из основных стимулов экономического роста России. Правитель­ство устанавливает тарифы и имеет серьезные основания для сохранения такого положения вещей. Российские власти хотят быть уверенными в том, что российские семьи не останутся без света, а фирмы и предприятия смогут продолжать работу. Население России такое положение устраивает, чего не скажешь о РАО СЭС, российском энергетическом гиганте. РАО ЕЭС находится в плену у правительства, владеющего контрольным пакетом акций. В результате энергохолдинг лишается финансовых средств, техническое состояние оборудования ухудшается. Если имеющаяся тенденция будет усиливаться, Россия в скором времени столкнется с энергетическим кризисом. [3]

Энергетическая отрасль напрямую связана с политикой во всем мире, в особенности это касается России, пребывающей в настоящий момент в середине пост коммунистического периода. Дебаты по вопросам реформы сталкивают интересы федерального правительства с интересами губернаторов. Москва определяет оптовые тарифы на электроэнергию, а губернаторы устанавливают розничные цены. Они заинтересованы в сохранении настоящего положения вещей, поскольку намерены защитить те отрасли промышленности, которые находятся под их контролем. Кроме того, они заинтересованы в поддержании низких цен на электричество для населения, которое платит в среднем 2 $ в месяц, чтобы в домах горел свет. А $2 - это средняя цена бутылки водки не самого высокого качества. [8]

Существующая сегодня в энергетике хозяйственная система не устраивает ни одного из ее участников. Рядовые потребители не довольны тем, что с каждым годом они платят за электричество больше, и за эти деньги им никто не может гарантировать надежного и бесперебойного энергоснабжения. Отключения электроэнергии стали нормой российской жизни. Поиск виновных неизбежно приводит к региональной энергокомпании, которая "кивает" на региональные власти и подконтрольные им энергетические комиссии, якобы в популистских целях устанавливающие заведомо дефицитный тариф. Власти в свою очередь переводят ответственность на региональную энергосистему, которая, по их мнению, требует слишком много денег и тратит их не экономно. Как ни парадоксально, правы обе стороны. Тариф, устанавливаемый региональной энергетической комиссией, действительно не покрывает всех затрат регио­нальных энергокомпаний, многим из них не хватает средств даже на то, чтобы под­дер­живать систему в рабочем состоянии. А региональные энергосистемы действительно не заинтересованы сокращать свои издержки. [11]