Файл: Реформа электроэнергетики в России (РАО «ЕЭС»).pdf

Для анализа ситуации в электроэнергетике стоит вначале обратиться к статистике по потреблению электроэнергии в России за последнее десятилетие (приложение 1). Рост потребления электроэнергии в среднем составлял 1,5% в год (за исключением падения на 5% в 2009 году), а общий прирост составил 18% за 10 лет. На этом фоне неуклонное падение темпов ввода новых мощностей, имевшее место в 2001-2009 годах выглядит действительно угрожающим: спрос растет, а возможностей его удовлетворить все меньше. Несмотря на это, в течение последних двух лет

темпы ввода новых мощностей растут темпами уже даже сопоставимыми

с советскими показателями (приложение 2). Так, в 2011 году было введено

введено почти 6 ГВт, а прогноз на 2012 год составляет 7,8 ГВт новых

мощностей [13].

Вернемся к ценам на электроэнергию для потребителей, которые, наверное, в условиях конкурентного рынка должны были расти темпами, по крайней мере, не большими, чем в условиях монополии РАО «ЕЭС России».Ситуация такая: официально озвученные задачи реформы не реализованы, так как снижения цен на электроэнергию или хотя бы их стабилизации на прежнем уровне не произошло. Напротив, за время реформ цена на электроэнергию росла в среднем на 13% в год, а в общем за 10 лет

стоимость электроэнергии для промышленных потребителей возросла почти

в 3 раза и практически достигла показателей США (приложение 3).

Для России, как и для любой промышленно развитой страны, низкие цены на электроэнергию – важнейший фактор ее конкурентоспособности на мировом рынке. В том случае, если Россия не хочет оставаться на периферии мировых хозяйственных процессов, необходим качественный скачок в плане нормализации ситуации с ценами на электроэнергию для конечных потребителей. Теперь пришло время перейти к структуре цены на электроэнергию, для того чтобы определить, где возможно искать резервы для ее снижения или хотя бы поддержания на конкурентоспособном уровне (приложение 4). Из приложения видно, что структура цены на электроэнергию фактически состоит из двух, примерно равных, составляющих: сетевой компоненты (формируемой за счет долей территориальных сетевых организаций и генерации. Электросетевая составляющая цены регулируется государством: именно оно устанавливает тарифы на передачу электроэнергии. Доля тарифицируемых государством услуг по передаче электроэнергии увеличилась в конечной цене с 40% в 2008 году до 47% в 2011 году. Причиной роста доли сетей в конечной цене на электроэнергию стал ускоренный рост регулируемых тарифов по сравнению с ростом цен на оптовом рынке. На рост тарифа влияет качество тарифного регулирования, а именно качество планирования расходов в рамках инвестиционных программ, прозрачность процесса их формирования и

реализации, в том числе с использованием инструментов бенчмаркинга.

Тем не менее, наибольшую долю в конечной цене на электроэнергию (53%) занимает оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Основатели реформы предполагали создание конкурентной среды именно в рамках оптового рынка. Посмотрим, возможно ли за счет уменьшения цены на нем существенно уменьшить конечную стоимость электроэнергии.

1.5. Оптовый рынок электроэнергии

На оптовом рынке продавцами и покупателями являются компании, операторы экспорта/импорта электроэнергии, сбытовые организации,

сетевые компании, крупные потребители. Оптовый рынок электроэнергии и мощности функционирует на территории регионов, объединенных в ценовые зоны. В первую ценовую зону входят территории Европейской части России и Урала, во вторую – Сибирь. В неценовых зонах, где по технологическим причинам организация рыночных отношений в электроэнергетике пока невозможна, реализация электроэнергии и мощности осуществляется по особым правилам.

Оптовый рынок электроэнергии функционирует с 1 сентября 2006 года, когда постановлением Правительства Российской Федерации были введены новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности). Необходимо отметить, что попытка создания конкуренции на оптовом рынке наткнулась на препятствие в виде наличия изолированных энергосистем и слабых межсистемных связей с некоторыми из них. Поэтому рынок как таковой был создан только в ценовых зонах, в то время как неценовые зоны и сегодня полностью остаются под тарифным регулированием.

Теперь посмотрим, существует ли на самом деле конкуренция,

способная влиять не только на рынок, но и на цены, хотя бы в ценовых зонах.

В результате реализации реформы в секторе генерации, где предполагалось создание конкуренции, возникла достаточно дробная структура рынка электроэнергии. Самые высокие доли на рынке (из расчета доли в общем производстве электроэнергии) занимают государственные компании Росэнергоатом и РусГидро: 16,6% и 7,5% соответственно. Доля каждой выделенной из РАО «ЕЭС России» тепловой ОГК и ТГК на момент реорганизации не превышала 6% [14].

где S — выраженные в процентах доли энергокомпаний в выработке или по установленной мощности. Индекс может принимать значение от 0 до 10 000. По значениям индекса обычно выделяют четыре типа рынков:

I – HHI меньше 1000. Рынок оценивается как неконцентрированный (или низкоконцентрированный), велик уровень конкуренции; 

II – HHI больше 1000, но меньше 1800. Рынок рассматривается как умеренно концентрированный, однако уровень HHI выше 1400 рассматривается как некий предупредительный сигнал; 

III – HHI выше 1800, но менее 5000. Рынок считается высококонцентрированным, что позволяет сделать вывод о слабой конкуренции и возможном присутствии на данном рынке доминирующих фирм;

IV – HHI превышает 5000. Очень высокая рыночная концентрация, рынок в большей степени монополизирован.

Наиболее простым способом оценки рыночной концентрации (отсутствия доминирования) является хорошо известный экономистам индекс Херфиндаля-Хиршмана (HHI), который рассчитывается как сумма квадратов рыночных долей (в процентах) всех субъектов рынка в общем его

объеме и отражает распределение рыночной власти между всеми субъектами

данного рынка. Так, в 2011 году для оптового рынка электроэнергии России в

целом индекс принимает значение 629, что соответствует рынку с низкой рыночной концентрацией и отсутствием доминирования. Однако еще в 2008 году этот показатель был равен 540 (приложение 5). Несмотря на то, что показатель все еще находится в зоне низкоконцетрированных рынков, очевидна тенденция повышения концентрации на рынке и усиления рыночного влияния некоторых игроков. Наиболее заметным примером процесса повышения концентрации на рынке стало объединение двух оптовых генерирующих компаний (ОГК-2 и ОГК-6) на базе ОГК-2.

Однако такая оценка ситуации на рынке электроэнергии и мощности не

совсем правильна , так как частью генерирующих компаний владеют одни и

те же собственники. Например, ОАО «Газпром» владеет контрольными пакетами акций в ОГК-2, ТГК-1 и Мосэнерго и, таким образом, занимает долю на рынке генерации около 17% (приложение 6). ОАО «Интер РАО ЕЭС» имеет доли в крупных генерирующих компаниях ОГК-1, ОГК-3, ТГК-11, Башэнергоактив и в результате генерирует более 10% электроэнергии в ценовых зонах оптового рынка.

Расчет по отдельным собственникам дает значение индекса в 1 169, что уже соответствует рынку с умеренной концентрацией. Следует также отметить, что с 2008 года этот показатель также вырос в результате процессов укрупнения и консолидации энергокомпаний под контролем нескольких ведущих игроков — тогда он составлял 1020 (Таблица 1). В структуре собственников следует особенно отметить роль государства. Контролируемые так или иначе государством компании вместе занимают более 54% оптового рынка электроэнергии [16]. Однако для электроэнергетики оценка доминирования на рынке по стране в целом (по собственникам и даже по ценовым зонам) является не совсем верной ввиду наличия значительных инфраструктурных ограничений на перетоки электроэнергии. Поэтому в 2007 г. по инициативе ФАС России были введены новые индикативные зоны антимонопольного регулирования — зоны свободного перетока мощности. Новые ценовые зоны, формируемые по границам зон свободного перетока мощности, определяют регионы рынка электроэнергии, на которых оценивается доминирующее положение поставщика. Масштаб рынка для антимонопольного регулирования в условиях существования всего двух ценовых зон был слишком велик и формировал искаженные индикаторы доминирования, поэтому количество зон для их определения было значительно увеличено [6].

Таблица 1

Уровень концентрации на оптовых рынках электроэнергии

На основании расчётов, проведенных в рамках оценки рыночной концентрации по индексу Херфиндаля-Хиршмана, можно утверждать, что ни одна из зон свободного перетока мощности не является рынком с отсутствием доминирующего положения кого-то из участников. И лишь две зоны можно назвать рынком с умеренной концентрацией: зона № 8, соответствующая части ОЭС Урала, и зона № 25, объединяющая области Центральной России (приложение 7). Все остальные зоны являются рынками с высокой концентрацией (наличием доминирования).

Часть целей, которые были озвучены 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 предполагалось изначально. В то же время, конкурентная среда на оптовом рынке электроэнергии не создана: ее отсутствие на ОРЭМ во многом обусловлено высокой степенью рыночной концентрации. Ситуация же с подключением к сетям является лучшей иллюстрацией итогов реформы:

дорого, долго, непрозрачно.

2. Состояние электроэнергетики России после реформы РАО «ЕЭС»

2.1. Электроэнергетический потенциал

Внушительные возможности развития отечественной гидроэнергетики у России вносит большой гидроэнергетический потенциал. На территории России сосредоточено около 9% мировых запасов гидроресурсов.

Значительным электроэнергетическим потенциалом Россия владеет. Причем, теоретически электроэнергетический потенциал имеет мощность в 2900 млрд кВт·ч годовой выработки электроэнергии или 170 тыс. кВт*ч на 1 кв. км территории.

Из общего теоретического потенциала экономически обоснованы около 860 млрд кВт·ч год. В настоящее время освоено лишь 20% этого потенциала.

По обеспеченности гидроэнергетическими ресурсами Россия занимает второе место в мире, обгоняя США, Бразилию и Канаду.

Основная часть энергетического потенциала сконцентрирована в Сибири и на Дальнем Востоке — в изрядном удалении от основных потребителей электроэнергии, а его реализация увязывается с промышленным развитием указанных регионов.

Кроме удалённых от потребителей территорий менее весомым, и не до конца освоенным гидропотенциалом обладают высокогорные реки Кавказа, многоводные реки Урала, Кольского полуострова, Камчатки.

 Производство электроэнергии

Производство электроэнергии в России в период экономических реформ сократилось с 1082 млрд кВт. ч. в 1990 г. до своего минимального уровня в 820 млрд кВт. ч в 1998 г. Удельный вес России в мировом производстве электроэнергии за этот период уменьшился с 8,2 до 7,4%.

Уменьшение спроса со стороны потребителей и износ установленного оборудования стали серьезными причинами сокращения выработки электроэнергии.

По оценкам специалистов, в конце 90-х гг. прошлого столетия около

40% электростанций в России имели устаревшее оборудование, а 15% станций были отнесены к категории «не безопасных для эксплуатации».

В начале третьего тысячелетия производство электроэнергии постепенно начало увеличиваться и в 2009 г. достигло 1040 млрд кВт. ч., что соответствовало уровню начала 90-х годов прошлого столетия.

Кроме того, в результате мирового финансово-экономического кризиса и аварии на Саяно-Шушенской ГЭС в 2009 г. производство электроэнергии вновь сократилось.

Динамика роста производства электроэнергии в России в последующие годы характеризовалась следующими данными: 2010 г. — 1038 млрд кВт. ч., 2011 г. — 1055 млрд кВт. ч., 2012 г. — 1069 млрд кВт. ч., 2013 г. —1045 млрд кВт. ч., 2014 г. —1059 млрд кВт. ч., 2015 г. —1050 млрд кВт. ч , (включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий). [11]

В электроэнергетический комплекс России входит около 700 электростанций единичной мощностью свыше 5 МВт. На начало 2016 г. общая установленная мощность электростанций единой энергетической системы России составила 235,30 ГВт. 

Коэффициент использования мощности составлял 54,7%. Установленная мощность парка действующих электростанций по типам генерации имела следующую структуру: