Файл: Реформа электроэнергетики в России (определить направления развития этой отрасли экономики).pdf

Сбытовая компания не преследует эти цели, в связи с чем доля снятых показаний в общей структуре полезного отпуска организации невелика, хотя, согласно Регламенту взаимодействия, энергосбыт должен снимать 100 % показаний у потребителей.

Согласно данным табл. 3 и рис. 5, энергосбытовая компания не исполняет в полной мере Регламент взаимодействия, в связи с этим электросетевой компании приходится брать на себя обязанности по исполнению Регламента. Кроме того, энергосбытовой организации неэффективно начислять полезный отпуск потребителям, которые не платят за электроэнергию. Так как при неоплате за расход электроэнергии сбытовая компания наращивает свою дебиторскую задолженность, то есть долги потребителей перед сбытовой компанией. В свою очередь у энергосбытовой организации есть свои планы по сбору полезного отпуска и по его оплате, при выполнении которых устанавливаются определенные показатели для компании.

Рисунок 5. Средний полезный отпуск на одного потребителя^[46]

В связи с этим несоответствие потерь на графике рис. 3 можно объяснить тем, что сбытовая компания вполне может корректировать и изменять показания, переданные потребителями, а именно занижать или не доводить информацию до сетевой компании. Данная ситуация актуализируется к концу года при формировании статистической отчетности и подведении итогов при выполнении планов. Сбытовой компании экономически выгодно занижать полезный отпуск электроэнергии, тем самым увеличивать потери при высокой стоимости на них. Средняя стоимость потерь электроэнергии за 2016 г. для ОГУЭП «Облкоммунэнерго» составила – 1,59 руб. за 1 кВтч (без НДС), а средняя стоимость за услугу по передаче электроэнергии, которую осуществила компания за 2016 г., составила – 1,01 р. за кВтч (без НДС), что на 37 % ниже стоимости потерь электроэнергии^[47]. Следовательно, сетевая компания за потери электроэнергии платит больше, чем получает прибыли за оказанную услугу. В данной ситуации сетевая компания не имеет никаких рычагов воздействия на сбытовую компанию.

В свете последних событий Минэнерго разместило на официальном портале проектов нормативных правовых актов уведомление о начале разработки поправок в Федеральный закон «О лицензировании отдельных видов деятельности», которые предполагают введение лицензий для энергосбытовых компаний. Это должно обеспечить эффективные инструменты госконтроля за энергосбытами, повысить прозрачность их деятельности.

Введение такой меры как лицензирование деятельности по сбыту электрической энергии обуславливается потребностью избежать возникновения ситуаций, связанных с нецелевым использованием отдельными энергосбытовыми организациями и гарантирующими поставщиками средств, полученных от потребителей электрической энергии, что влечет за собой возникновение задолженности перед производителями электрической энергии и электросетевыми организациями.

Минэнерго предлагает наделить правительство РФ полномочиями по утверждению лицензионных требований и определению уполномоченного органа власти по выдаче лицензий и контролю над их исполнением^[48].

Таким образом, необходимо сбалансировать интересы сторон и на основе реальной ситуации во всех секторах энергетики и двигаться по пути развития конкуренции, повышения энергетической эффективности, укрепления платежной дисциплины и как следствие – повышения инвестиционной привлекательности отрасли.

2.3. Негативные последствия реформы электроэнергетики в России

Ряд экспертов выделяет следующие негативные последствия проведенной реформы, отразившиеся на современном состоянии российской энергетики^[49]:

1. Отсутствие независимой и объективной оценки общего фактического состояния энергетического оборудования энергообъектов РФ, а также государственного мониторинга надежности энергосистемы.

2. Несостоятельность системы анализа и прогнозирования потребления энергии на период от 5 до 15 лет.

3. Высокие удельные расходы топлива на производство как тепловой, так и электрической энергии. Одной из основных причин данного явления являются недопустимые режимы работы ТЭЦ, неэффективные с экономической точки зрения. Объясняется это следующим: из-за высокой степени износа сетей и, как следствие, больших тепловых потерь, потребитель не получает тепло в требуемом объеме и надлежащего качества. Это подталкивает его к уходу от централизованного теплоснабжения и строительству собственных котельных. Потеря крупных тепловых потребителей (в первую очередь это касается промышленности и ЖКХ) приводит к снижению загрузки оборудования на существующих энергетических мощностях ТЭЦ и перерасходу топлива.

4. Потеря единого ответственного в лице энергосистемы, включающей как генерацию, так и передачу энергии, что в свою очередь приводит к снижению надежности энергосистемы, а также к безответственному отношению при выборе инжиниринговых компаний (предоставляющих в первую очередь проектные услуги), когда решающим фактором становится не качество предоставляемых услуг, а их цена.

5. Отсутствие эффективной системы контроля за изношенностью оборудования и остаточных ресурсов, утрата отлаженной и оснащенной ремонтной базы, подкрепленной квалифицированным персоналом.

6. В части инновационного развития, определяющего перспективы энергетики: отсутствие слаженной работы научных, проектных институтов и энергетических образований (ПАО «ВТИ», ПАО «ЦКТИ им. Ползунова», ПАО «ЭНИН», ПАО «Теплопроект», ПАО «ВНИПИ-энергопром», ПАО «Институт ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ») и установившихся связей между ними, своевременно обновляемой технической нормативной базы. Помимо этого, необходимо отметить, что российский машиностроительный комплекс в настоящее время не способен производить электротехническое оборудование, конкурентоспособное по сравнению с зарубежным по мощности, производительности и экологии. Это привело к значительному росту закупок зарубежного оборудования, которое зачастую не пользуется спросом в собственных странах в силу устаревших технологий или вовлечения в энергетику ВИЭ. Перекос энергопотребления в сторону непромышленных потребителей, не подлежащих регулированию в отношении снижения тепловой и электрической нагрузки и требующего высокого уровня надежности, что в свою очередь предполагает комплексную модернизацию всего энергетического комплекса, а соответственно больших затрат на техническое перевооружение и генерации, и сетей.

Нигматулин Б. И. также говорит о том, что реформирование электроэнергетики не дало ожидаемых результатов ни по одному из направлений (обеспечение надежности и безопасности функционирования энергетической системы, доступность подключения мощности, оптимальная ценовая политика в отношении как промышленных, так и бытовых потребителей) и дает свою оценку проблемам современной российской энергетики^[50].

В первую очередь, Б. И. Нигматулин говорит о том, что энергетика должна иметь долгосрочную программу развития на 10-20 лет в связи с тем, что она является инфраструктурной отраслью, характеризующейся большой инерционностью и требующей значительных инвестиций не только в развитие, но просто в поддержание должного технологического уровня эксплуатации. При этом он подвергает жесткой критике существующие государственные стратегические планы развития данной отрасли, считая их несостоятельными по целому ряду причин:

1. Международное сопоставление стоимости электроэнергии и газа проводится с использованием среднегодового курса доллара ЦБ, а не паритета покупательской способности доллара, рассчитанного по всему ВВП, что в свою очередь приводит к искажению фактических данных.

2. Неточность прогнозных оценок ведет к перерасходу дефицитных ресурсов.

3. Невозможность реализации в полном объеме принятой инвестиционной программы в силу ограниченности имеющихся финансовых, проектных и строительно-монтажных ресурсов. Дефицит инвестиций говорит о необходимости пересмотра существующей программы либо в сторону уменьшения инвестиционной составляющей, либо в сторону повышения эффективности использования инвестиций.

4. Экономически нецелесообразная структура инвестиционной программы.

Кроме критической оценки Энергетической стратегии России, Б. И. Нигматулин также провел оценку, как технологического состояния отрасли, так и существующей системы управления, в ходе которой им были обнаружены существенные проблемы российского энергетического комплекса.

Во-первых, это высокая степень износа основных фондов энергетики (до 60 %) при низких темпах их обновления и создания строительных заделов. Более 90 % мощностей действующих электростанций, 83 % зданий, 70 % котельных, 70 % технологического оборудования электрических сетей и 66 % тепловых сетей было построено еще до 1990 г. Все это приводит к снижению надежности и безаварийности электроснабжения потребителей, увеличению удельного расхода топлива, а также к сверхнормативным потерям в электрических сетях (до 14 % вместо нормативных 8 %).

Во-вторых, это низкий КПД российских ГРЭС, обусловленный использованием паросилового цикла.

В-третьих, для российской энергосистемы характерен избыток установленных мощностей, вызванный диспетчерскими и технологическими ограничениями мощности, достигающими 14 %. Это приводит к завышению тарифов, так как избыточные мощности также оплачиваются потребителем, и снижению коэффициента использования установленной мощности (КИУМ).

Следующей негативной тенденцией развития энергетики является резкое сокращение государственного финансирования НИОКР в электроэнергетике (основные вливания идут в атомную энергетику, находящуюся под исключительным контролем государства).

Одной из самых значимых проблем современной российской энергетики является неэффективность существующей системы управления, проявляющейся в следующем:

‒ отсутствие жесткой координации планирования электропотребления, развития генерирующих мощностей, электросетевого комплекса, газотранспортной системы, железных дорог, водных путей, автодорог, то есть отсутствует достаточное инфраструктурное обеспечение электроэнергетического комплекса;

‒ отсутствует эффективный механизм ценообразования – все участники рынка электрической энергии и мощности стремятся к увеличению цен своих долей, формирующих стоимость электроэнергии. При этом потребитель приобретает электрическую энергию по фиксированной цене, предложенной сбытовыми компаниями;

‒ отсутствие систем учета и компенсации реактивной мощности и, как следствие, рост сверхнормативных потерь;

‒ стимулирование правилами оптового рынка электрической энергии и мощности строительства дорогостоящих АЭС и ГЭС. Это связано с тем, что продажная цена электроэнергии на сутки вперед устанавливается по наибольшей (маржинальной) цене, которую указывает последний отбираемый поставщик. В первой ценовой зоне, это практически всегда газовые ТЭС, во второй – угольные ТЭС, чья стоимость электроэнергии ежегодно вырастает на 15-20 % в связи с соответствующим ростом цен на органическое топливо. ГЭС и АЭС технологически не используют органическое топливо, поэтому рост маржинальной стоимости электроэнергии на оптовом рынке стимулирует необоснованный рост цены электроэнергии от этих станций. В результате ГЭС и АЭС увеличили чистую прибыль соответственно на 122 и 49 %.Также имеет место дискриминация на оптовом рынке генерирующих компаний ТЭС по сравнению с Росэнергоатомом и Русгидро, у которых в себестоимость включена инвестиционная составляющая (около 50 млрд. руб. в год);

‒ отсутствие независимого контроля над ценой ядерного топлива;

‒ завышенная цена газа (на 10-15 %), обусловленная отсутствием допуска независимых поставщиков к газотранспортной системе страны;

‒ завышенная стоимость услуг на транспорт электрической энергии, отсутствие жесткого контроля со стороны ФСТ и Минэнерго за издержками при эксплуатации сетей и эффективностью реализации инвестиционной программы ПАО «Россети»;

‒ увеличение численности эксплуатационного персонала.

7. Недостаточный уровень доступности энергетической инфраструктуры, наличие технологических барьеров на оптовом рынке электрической энергии и мощности.

8. Высокая зависимость электроэнергетики от природного газа и угля.

Выводы

Современного состояния энергетики России характеризуется следующими тенденциями:

1) лавинообразное нарастание процесса старения основного оборудования электростанций и электрических сетей, опережающее темпы обновления основных производственных фондов;

2) снижение надежности энергоснабжения и наличие сверхнормативных потерь как электрической, так и тепловой энергии;