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

Регулирование тарифов на тепло. Поскольку рынки тепла слишком локализованы и потому по сути своей представляют рынок монополии, государство планирует сохранить регулирование тарифов на тепло. Однако текущая методика регулирования «затраты плюс» не дает никаких стимулов ТГК функционировать более эффективно. Более того, в большинстве регионов на сегодняшний день тепловой бизнес является убыточным для ТГК, и эти убытки покрываются лишь более прибыльным бизнесом по производству электроэнергии. Правительство в настоящий момент рассматривает возможность перехода к регулированию тарифов на тепло на основе RAB, однако окончательная программа перехода к новому тарифному регулированию для ТГК по-прежнему остается «за кадром».

Заключение

Анализ мирового опыта реформирования электроэнергетики позволяет выделить следующие ключевые элементы реформы: реорганизация, предусматривающая отделение конкурентных видов бизнеса (генерации и сбыта) от естественно-монопольных (передача и распределение (сети), диспетчеризация), а также ключевое изменение принципов ценообразования, включая либерализацию рынка электроэнергии, а также переход на более эффективные методы тарифного регулирования для естественно-монопольных видов бизнеса.

Реформе электроэнергетики в России, стартовавшей в 2003 г., способствовали следующие предпосылки: высокая степень износа основных фондов (свыше 70%); исходно непрозрачная и непривлекательная для инвесторов структура отрасли; неэффективное государственное тарифообразование; перекрестное субсидирование; а также, ускорившийся рост потребления электроэнергии в России.

Реформа российской электроэнергетики включает следующие элементы: реорганизация энергокомпаний (разделение вертикально-интегрированных АО-энерго, а также холдинга РАО «ЕЭС России» по видам бизнеса, с последующей горизонтальной интеграцией выделенных компаний в целевые компании отрасли); создание системы эффективных рыночных отношений (запуск либерализации рынка электроэнергии); обеспечение эффективной и прозрачной системы госрегулирования тарифов естественных монополий, и обеспечение недискриминационного доступа к сетям.

На текущем этапе в рамках реформы завершено формирование целевой структуры отрасли, запущен и функционирует свободный сегмент рынка электроэнергии (НОРЭМ), практически полностью завершен процесс приватизации ОГК и ТГК с. привлечением предусмотренных инвестиционной программой отрасли средств для инвестиций, дан старт реализации масштабной инвестиционной программы отрасли, насчитывающей 102 млрд. долл..

Однако ряд проблем в рамках реформы еще предстоит решить. К их числу относится запуск и развитие рынка мощности, запуск прочих субрынков на ОРЭМ (рынок системных услуг, рынок производных финансовых инструментов, рынок финансовых прав на передачу), смена тарифной парадигмы для сетевых компаний (переход на тарифообразование на основе нормы доходности на инвестированный капитал), либерализация розничных цен на электроэнергию для населения, и регулирование тарифов на тепло.

Список литературы

1. Бохмат И. Тарифные проблемы энергоемкой промышленности. -Москва: Ди Джи Дизайн Групп. - 2014.

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.— Официальный веб-сайт Минэнерго: ' www.minprov.gov.ru/appearance/report/50

Гладкий СВ. Формирование и государственное регулирование рынка электроэнергии.- М.: Инфра — 2012

1. Грехов А.Н., Меламед Л.Б. Исследование регионального рынка электроэнергии. - Новосибирск: НГУ, 2014.
2. Иванов Е.Ю. Методика прогнозирования спотовых цен на электроэнергию на оптовом энергетическом рынке:- С.-Петербург-2013.
3. Калечиц Е., Коморник С. Требования к системам прогнозирования энергопотребления. // Энергорынок. - 2014, №3.
4. Китушин В., Жирнов В., Бык Ф. Организация электроэнергетического рынка. - Новосибирск: Изд-во НГТУ. - 2013.
5. Китушин В., Самков А., Халяпин Л. Долгосрочные договоры о поставках мощности и энергии — основа формирования оптового рынка электроэнергии // Экономика топливно-энергетического комплекса России.-2014, №5.
6. Лисицын Н. Единая энергосистема России. — Москва: Издательство МЭИ.-2013.
7. Лычагин М.В., Канева М.А. Перспективы применения экзотических деривативов в российской электроэнергетике. // Энергетика России в XXI веке: развитие, функционирование, управление: Материалы всерос. конф. (Иркутск, 12-15 сент. 2005 г.). - Иркутск: ИСЭМ СО РАН. - 2012

Материалы веб-сайта РАО «ЕЭС России»: www.rao-ees.ru

1. Меркулов А. Стратегия и механизмы участия ТЭЦ на ОРЭ. // Энергорынок. - 2013, №8 (с. 60-66)

Официальный сайт Министерства энергетики России http://minenergo.gov.ru/node/538

Официальный сайт ОАО «АТС»: www.atsenergo.ru/index.jsp

Панов И., Пахомова Е. Возможности генерирующих компаний на ОРЭМ. // Энергорынок. - 2010, №8 (с. 68-71)

Поляк Г. Методология прогнозирования энергопотребления. // Энергорынок. - 2012, №2.

Тукенов А.А. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции. — Москва: Энергоатомиздат. - 2005. С. 30