2.1 Развитие и реформирование оптового рынка электроэнергии рф

В условиях развития рыночных отношений и последовавшего оживления экономики России в начале XXI в. после кризиса в конце 90-х годов прошлого века энергетика объективно становится одним из главных тормозов этой положительной тенденции. Это объясняется целым рядом накопившихся и возникших проблем:

• нарастающий процесс старения основного оборудования;

• недостаточные объёмы инвестиций в электроэнергетику;

• нерациональная политика цен на первичные энергоносители, вследствие чего основным топливом в энергетике стал топливный газ, доля которого в энергетическом балансе превышает 60 %;

• резкое сокращение научно-технического потенциала отрасли;

• существенное сокращение строительного потенциала отрасли;

• неэффективные механизмы совместной деятельности различных собственников электроэнергетических объектов (в первую очередь государства) и нерациональная организация рынка электроэнергии на федеральном и региональном уровнях;

• отсутствие полноценной нормативно-правовой базы для электроэнергетики, а также эффективных принципов ценообразования не только на первичные ТЭР, но и на вырабатываемую тепловую и электрическую энергию;

• сокращение потенциала в отраслях отечественного энергомашиностроения и электротехнической промышленности и, как следствие, серьёзное отставание в сфере разработок, освоения и внедрения новой техники и новых технологий производства, транспорта, распределения и потребления электрической и тепловой энергии.

Всё вышеперечисленное повлекло за собой значительные потери от неэффективных механизмов управления электроэнергетикой России после распада СССР (по оценкам специалистов, убытки составляли свыше 1 млрд долл. США в год). Встал вопрос о необходимости реформирования электроэнергетики, от эффективности, работы которой зависят темпы развития и эффективность функционирования всей экономики России.

Для достижения поставленных целей в первую очередь приступили к реорганизации РАО «ЕЭС России» и организации оптового рынка электроэнергии (мощности) – ОРЭМ и розничных (потребительских) рынков. В настоящее время субъекты рынка по правилам ОРЭМ действуют раздельно (обособлено) на двух территориях: Европейская часть России плюс Урал и Сибирь. Такое распределение на две энергозоны сделано по следующим причинам: слабые электрические связи между электроэнергетическими системами этих регионов (объём перетоков электроэнергии не может превышать 15 %) и значительная разница в ценах на электроэнергию из-за превалирования в зоне Сибири гидрогенерации.

Для обеспечения функционирования ОРЭМ были созданы технологическая и коммерческая структуры. Основой технологической структуры являются: Единая национальная электрическая сеть (ЕНЭС), Системный оператор (СО), оптовые генерирующие компании (ОГК), территориальные генерирующие компании (ТГК) и ряд независимых генерирующих компаний. Основой коммерческой структуры является Некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы» (НП АТС). В результате реорганизации электроэнергетики на месте РАО «ЕЭС России» (в 2008 г.) останется холдинг, владеющий акциями изолированных АО-энерго и сетевых компаний (СК), выделившихся из АО-энерго и получивших статус гарантирующих поставщиков (ГП). В этом холдинге останется некоторое количество акций региональных генерирующих компаний (РГК), созданных в результате реорганизации АО-энерго и не объединённых в ОГК или ТГК. Структура капитала этого холдинга будет идентична структуре капитала РАО «ЕЭС России» в настоящее время, т. е. до реорганизации.

После всех реорганизаций АО-энерго остаются жить с теми же названиями-брендами и с теми же акциями АО-энерго, но, в основном, превращаются в чисто распределительные сетевые компании.

Создание эффективного конкурентного рынка электроэнергии в России усугубляется следующими специфическими факторами:

• наличием в ЕНЭС России относительно слабых межсистемных связей как между объединениями энергосистем (ОЭС), так и внутри самих ОЭС, что в условиях конкурентного рынка приведёт к увеличению стоимости электроэнергии (мощности) для конечных потребителей за счёт оплаты межсистемных ограничений по пропускной способности;

• значительной долей в общем балансе выработки электроэнергии ТЭЦ (около 50 %), режимы которых определяет, главным образом, потребление тепловой энергии, имеющее сезонный характер.

Эти факторы существенно уменьшают рыночное пространство в электроэнергетике России и требуют весьма взвешенного подхода к её реформированию. Основные усилия реформаторов сосредоточены на разрушении вертикально интегрированной системы электроснабжения потребителей, основой которой были (и частично пока остаются) АО-энерго. Рынок «5–15 %», по утверждению президента Института энергетической политики Милова В. С. не эволюционизирует, а «скорее мёртв, чем жив».

Под предлогом минимизации рисков серьёзных ценовых колебаний, связанных с процессами либерализации ОРЭМ, менеджментом РАО «ЕЭС России» была предложена, а Правительством РФ принята новая модель рынка электроэнергии (НОРЭМ) – регулируемых двухсторонних договоров (РДД). НП «АТС» разработало методику заключения РДД, которая предусматривает, что эти договоры будут заключать три группы игроков энергорынка: крупные промышленные потребители; гарантирующие поставщики (ГП) и энергосбытовые компании в пользу потребителей розничного рынка. Первая группа потребителей может заключать договоры на срок до 5-и лет, вторая – до 3-х лет, а третья – на год с возможностью ежегодного пролонгирования договора. Покупатель обязан оплачивать весь договорной объём электроэнергии равномерно по графику, а поставщик – поставлять этот объём. При этом разницу между договорным объёмом и плановым почасовым потреблением покупатель сможет купить на свободном секторе НОРЭМ, так называемом «рынке на сутки вперёд».

НОРЭМ был введён с 01.09. 2006 г., а в ноябре уже разгорелись скандалы, так как предприятиям (не только тем, что являлись участниками оптового рынка) были выставлены счета, в которых суммы за потреблённую электроэнергию были значительно выше, чем это было предусмотрено ранее заключёнными договорами на энергоснабжение на 2006 г. Но с 2007 г. постоянный и значительный рост тарифов на электроэнергию будет уже на «законных» основаниях – в связи с введением новых правил торговли на НОРЭМ. Причём, если раньше на ОРЭМ выходили только добровольно, то теперь через энергосбытовые компании все промышленные предприятия будут участниками этого рынка на «добровольно-принудительных» началах. В 2007 г. это будет касаться 15 % объёмов электроэнергии, реализуемой на НОРЭМ, с последующим увеличением этой доли на 5 % ежегодно.

На основании опыта внедрения оптового рынка в России и зарубежного опыта аналогичных реформ в электроэнергетике делаем следующие основные выводы и предложения:

• за пределами технологических границ рыночных отношений в электроэнергетике должна находиться единая производственно-транспортная цепочка: «производство – передача – преобразование – распределение электроэнергии», включая органы технологического и административного управления данной структурой, и у этой производственной структуры должен быть только один собственник – государство, которое и должно нести ответственность за электроснабжение потребителей и развитие отрасли в интересах государства и населения;

• вышеупомянутая структура оказывает комплексную услугу по созданию условий для работы у потребителей устройств, преобразующих электроэнергию в другие виды энергии. Мерой оказания этой комплексной услуги потребителям, на основании которой с него взимается плата, должны являться: количество электроэнергии и соответствие ПКЭ установленным Нормам или Договорам;

• конкуренция возможна и должна быть организована внутри сервисных инфраструктурных видов деятельности, за пределами производственно-транспортной цепочки электроэнергетики: среди поставщиков топлива, оборудования, аппаратуры и материалов, проектных, строительно-монтажных и наладочных организаций, ремонтных предприятий, операторов связи и др.

Такой «нетоварный», «нерыночный» подход к электроэнергетике позволит организовать наиболее эффективное управление всем комплексом с позиции его глобальной оптимизации, целенаправленное управление инвестициями, а также вырабатывать и проводить в жизнь энергетическую политику, основанную на макроэкономических принципах. Этот подход обеспечивает логически непротиворечивое и технически реализуемое решение всех вышеуказанных проблем, при этом реализуемое оптимальным образом, в том числе и по критерию минимума затрат.

Глава энергохолдинга (А. Чубайс) на ежегодной конференции «РАО «ЕЭС России» - открытая компания» (ноябрь 2005 г.) признал, что сроки реформы необходимо скорректировать в сторону увеличения и объявил, что избежать энергетической катастрофы Россия может только при новой энергетической политике, которую еще надо разработать и утвердить в Правительстве РФ. Но самое главное – проведение этой политики и ответственность за это тоже должно взять на себя Правительство.

В России пока не создана система реальных механизмов поощрения энергосбережения, превращения этого вида деятельности в реальный бизнес. Общеизвестно, что снижение потребления 1 кВт электроэнергии за счёт реализации проектов по энергосбережению в 2–3 раза дешевле увеличения генерации и передачи такой же мощности до потребителя. То есть бизнес в области энергосбережения более привлекателен, чем при строительстве объектов генерации и сетей «большой» энергетики. Большинство методов и способов в развитых странах уже разработано и апробировано.

Так основным методом планирования развития электроэнергетики в США является комплексное ресурсное планирование (IRP), которое включает:

• рассмотрение программ повышения эффективности энергоиспользования и управление нагрузкой (DSM) в качестве альтернативы развитию генерирующих источников;

• учёт экологических факторов наряду с экономическими оценками;

• привлечение общественности к планированию;

• учёт неоднозначности и рисков, связанных с различными ресурсными сценариями и внешними факторами.

При использовании IRР-метода осуществляется интеграция не только различных способов производства и потребления электроэнергии, но и различных организационных групп и подразделений региона и в целом федерации.

Основной отличительной чертой IRP-метода является рассмотрение DSM-программ как собственности ресурса энергокомпании. При традиционном подходе они не заинтересованы в инвестировании этих программ, поскольку при этом объективно не устранены противоречия между потребителями энергии и акционерами энергокомпаний, – каждый замещённый вследствие энергосбережения и непроданный кВтч ведет к снижению прибыли. Для широкого использования IRP-метода и DSM-программ энергокомпаниями в США используются различные способы их стимулирования, как на уровне штата, так и на федеральном уровне.

Отметим регулирующие стимулы для использования DSM-программ.

• По крайней мере, девять штатов включают затраты DSM-программ в тариф на электроэнергию и не включают инвестиционную составляющую затрат энергокомпаний, пока строящаяся новая станция не введена в эксплуатацию (это существенно увеличивает риск инвестиций энергокомпаний в развитии новых генерирующих мощностей).

• Ряд штатов индексирует потери доходов в связи с внедрением DSM - программ. В частности, допускается получение с потребителей чистого дохода (который имели бы компании без уменьшения продаж энергии).

• Метод разделения доходов гарантирует энергокомпаниям доходы независимо от объёма продаж. Энергокомпании составляют балансовые счета отклонения доходов и эту разницу включают в расчёт цены на энергию для потребителей на следующий год. Этот механизм разрывает связь между объёмом продаж и прибылью, создавая предпосылки для внедрения DSM-программ.

• В некоторых штатах для стимулирования энергокомпаний, вкладывающих средства в DSM-программы, используют разные финансовые способы: повышение нормы прибыли, премирование и разделение экономии.

Опыт США показывает, что роль DSM-программ возрастает вследствие усилий энергетических комиссий штатов и заметного вклада программ в улучшение экологической ситуации, а также из-за сложности размещения и сооружения новых электростанций и электрических сетей. Финансовый механизм DSM-программ хорошо отлажен и включает как традиционные, так и вновь введённые, методы финансирования К традиционным относятся:

• целевые займы – целенаправленная финансовая поддержка энергокомпаниями тех потребителей, которые проявляют самостоятельный интерес к проведению энергосберегающих мероприятий; этот финансовый механизм имеет ограниченное применение – в основном, для стимулирования эффективного использования электроэнергии в жилищном секторе;

• бесплатное проведение программ энергосбережения (например, по утеплению жилищ малообеспеченных семей);

• целевые скидки – наиболее распространённая форма частичного финансирования: применяется, как правило, для приобретения энергосберегающего оборудования, энергосберегающих технологий. Очень существенно такие скидки повлияли на повышение теплозащитных характеристик жилых помещений.

К современным методам финансирования DSM-программ можно отнести: установление общих скидок за любые (а не только целевые) мероприятия по снижению электропотребления (обычно в размере 200–300 долл. за 1 кВт); соревнования между потребителями за эти скидки. Организуют также аукционы на долгосрочные контракты по строительству новых генерирующих мощностей или эквивалентное их замещение мероприятиями по энергосбережению.

Опыт развитых стран может быть перенесён с учётом местных условий в Россию и учтён при разработке законодательных нормативных актов РФ и субъектов Федерации. Надо чётко осознать, что путь энергосбережения (наравне с развитием малой и нетрадиционной энергетики) не может ликвидировать энергетический кризис в России, но может значительно смягчить его последствия, так как он менее затратен, чем ускоренное развитие «большой» энергетики и требует меньшего времени для своей реализации.