Современное состояние и проблемы электроэнергетики россии
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ*
Рассмотрены роль электроэнергетики в экономической жизни России, проблемы отрасли. Приводятся условия, цель, базовые принципы, основные направления и этапы реформирования электроэнергетики.
Роль электроэнергетики в экономической жизни России. Электроэнергетический потенциал России создан в основном за 1955-1990 гг., когда электроэнергетика развивалась опережающими темпами по сравнению с остальной промышленностью. При росте национального дохода за этот период в 6,2 раза производство электроэнергии выросло более чем в 10 раз.
Установленная мощность электростанций России на 1 января 2000 г. составляла 214,3 млн. кВт, при этом аналогичный показатель для ЕЭС России достиг 193,0 млн. кВт. Выработка электроэнергии в 2000 г. всеми электростанциями РФ оценивается 877 млрд. кВтч.
Данные о суммарной мощности электростанций различных типов по основной электрической сети (ОЭС) и ЕЭС России (табл. 1), о структуре тепловых электростанций (табл. 2) и о структуре потребляемого на ТЭС топлива (табл. 3) показывают существенную диспропорцию в размещении электростанций по территории страны, отражающую размещение производительных сил и населения (более 50% -в европейской части страны, примерно 22 – на Урале, около 22 – в Сибири, почти 6% – на Дальнем Востоке); различие в структуре установленной мощности по типам электростанций в отдельных регионах страны (большая доля ГЭС в Сибири, АЭС – в Северо-Западе, Центре и Средней Волге, ТЭС – в Центре, на Урале, Северном Кавказе и на Дальнем Востоке); существенную диспропорцию в видах используемого на ТЭС топлива (практически монопольное положение газа в европейской части страны и на Урале, а угля – в Сибири и на Дальнем Востоке); высокую долю ТЭЦ в северных и восточных регионах России, что определяется в основном требованиями жизнеобеспечения населения.
Таблица 1
Суммарные мощности электростанций по типам и ОЭС на 1 января 2000 г.
Энергообъедине- ние Мощность электростанций
всего ТЭС АЭС ГЭС
ГВт % по ОЭС ГВт % ГВт % ГВт %
ЕЭС России 193,0 100,0 131,4 68,1 21,3 11,0 40,3 20,9
ОЭС Центра 52,7 25,8 36,8 70,4 10,7 20,7 4,7 8,9
Ср. Волги 23,9 11,6 13,6 56,9 4,1 1 7,0 6,2 26,1
Урала 41,1 20,0 38,7 94,3 0,6 1,5 1,7 4,2
Северо-Запада* 19,5 9,5 10,8 55,2 5,8 29,9 2,9 14,9
Сев. Кавказа 10,9 5,3 8,4 77,3 – – 2,5 22,7
Сибири** 45,5 22,2 23,0 50,8 – – 22,2 49,2
Востока 11,5 5,6 8,4 73,9 0,05 0,4 2,9 25,7
Итого 205,1 100,0 139,7 68,1 21,2 10,4 44,2 21,5
*Включая Янтарьэнерго.
** Включая Таймырэнерго.
* В статье использованы материалы Л.С. Беляева, М.Ю. Васильева, А.З. Гамма, Д.Н. Ефимова, В.И. Зор-
кальцева, А.К., Ижбулдина, Д.Ю. Кононова, Ю.Д. Кононова, А.В. Лагерева, О.В. Марченко, С.Ю. Музычук, В.А. Савельева, Е.В. Сенновой, Г.Б. Славина, А.Д. Соколова, В.А. Стенникова, В.Н. Ханаевой.
Таблица 2
Структура мощностей тепловых электростанций на 1 января 2000 г.
Энергообъединение Мощность ТЭС
всего КЭС ТЭЦ
ГВт % по ОЭС ГВт % ГВт %
ЕЭС России 131,4 100,0 63,4 48,2 68,0 51,8
ОЭС Центра 36,8 26,3 19,3 52,4 17,5 47,6
Ср. Волги 13,6 9,7 2,4 17,6 11,2 82,4
Урала 38,7 27,8 23,7 61,2 15,0 38,8
Северо-Запада 10,8 7,7 3,8 35,2 7,0 74,8
Сев. Кавказа 8,4 6,0 6,0 71,4 2,4 28,6
Сибири 23,0 1 6,5 8,2 35,6 14,8 64,4
Востока 8,4 6,0 1,3 15,5 7,1 84,5
Итого 139,7 100,0 64,7 46,3 75,0 53,7
Таблица 3
Структура расхода топлива на ТЭС РАО «ЕЭС России» в 1999 г.
Энергокомпания, энергообъединение Мощность ТЭС Расход топлива, % по у. т.
ГВт % по ОЭС Газ Мазут Уголь
РАО «ЕЭС России» 138,7 100,0 64,3 6,7 29,0
ОЭС Центра 36,8 26,3 74,1 9,0 16,9
Ср. Волги 13,6 9,7 90,3 8,7 1,0
Урала 38,7 27,8 79,8 3,0 1 7,2
Северо-Запада 10,8 7,7 65,1 21,9 13,0
Сев. Кавказа 8,4 6,0 72,0 9,1 18,9
Сибири 23,0 16,5 10,1 4,9 85,0
Востока 8,4 6,0 8,0 11,5 79,5
ОЭС сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений: 220-500 кВ на большей части территории страны; 330-750 кВ на Северо-Западе и в западной части Центра (рис. 1).
1,9
Рис. 1. Установленные мощности электростанции в ОЭС (ГВт), структура и пропускные способности (ГВт) связей между ОЭС
На рис. 1 показано, что электрические связи между ОЭС являются слабыми. В целом основная электрическая сеть ЕЭС России характеризуется большой протяженностью и наличием многих слабых сечений, ограничивающих обмены электроэнергией. Более развита основная электрическая сеть в Европейской зоне, в меньшей мере – в Сибири и на Дальнем Востоке.
Данные о конечном потреблении электроэнергии и тепла в различных секторах экономики и социальной сферы в целом по стране (табл. 4) характеризуют существенное значение, которое имеет электроэнергетика для нормального функционирования экономики и жизнеобеспечения населения России в суровых климатических условиях.
Таблица 4
Конечное потребление электро- и теплоэнергии в различных секторах экономики и социальной сферы в 1998 г.
Конечное потребление
Сектор Эле ктр оэнергия Теплоэнергия
млрд. кВтч % млн. Гкал %
Собственное производство 827,1 – 1453,8 –
Конечное потребление: 657,0 1 00,0 1263,0 1 00,0
промышленность, транспорт, сельское хозяйство 354,3 53,9 543,8 43,1
остальные секторы экономики 302,7 46,1 719,2 56,9
в том числе население 1 01 ,9 15,5 438,8 34,7
Анализ приведенных в табл. 1-4 данных позволяет сделать следующие выводы:
– электроэнергетика России является важнейшей инфраструктурной отраслью, обеспечивающей экономику и социальную сферу страны электроэнергией и теплом;
– структура электроэнергетики имеет специфику в различных регионах страны в зависимости от природно-климатических, экономических и других факторов;
– функционирование электроэнергетического комплекса в нынешних сложных социально-экономических условиях обеспечивается ЕЭС России как технологически единым объектом.
Проблемы электроэнергетики России. В результате проведенных реформ электроэнергетика России за исключением атомной была приватизирована. Государство получило 52% акций РАО «ЕЭС России». Пакеты акций региональных энергосистем государство внесло в уставный капитал РАО «ЕЭС России». Из федерального пакета акций 33% голосов переданы субъектам РФ.
В 1995 г. РАО «ЕЭС России» и фирма «Хаглер Байкли» разработали программу дальнейшего реформирования электроэнергетики, которая была принята правительством РФ. Она предполагала расширение федерального оптового рынка электроэнергии и мощности путем поэтапного вывода на него электростанций с последующим созданием на их базе нескольких крупных генерирующих компаний, конкурирующих на ФОРЭМ. Однако эта программа осталась нереализованной.
В 1 997 г. Указом Президента РФ от 28 апреля 1 997 г. были утверждены основные направления реформирования электроэнергетики, которые практически не отличались от программы РАО «ЕЭС России»-«Хаглер Байкли». Они также не были выполнены.
Причины невыполнения указанных программ реформирования электроэнергетики связаны в основном с их недоработанностью (неучетом региональной специфики экономики и энергетики, технологических особенностей электроэнергетики и
др.). В условиях кризиса финансовой системы, несовершенства и неэффективности правовых и имущественных отношений субъекты РФ находили достаточно обоснованные возражения против их реализации.
В «Программе действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике Российской Федерации», принятой в 1999 г., наряду с формированием генерирующих компаний на базе тепловых и гидравлических станций РАО «ЕЭС России», предлагалось ограничить функции Федеральной энергетической комиссии (ФЭК) и перейти на конкурентное свободное тарифообразование в области генерации электроэнергии. В 2000 г. на основе указанных и других документов РАО был подготовлен проект «Концепции реструктуризации РАО «ЕЭС России».
В результате не всегда адекватных существующим условиям мер по реформированию экономики и электроэнергетики и затяжного экономического кризиса в отрасли накопились серьезнейшие проблемы, требующие безотлагательного решения.
В последние 8-9 лет в отрасль вложено средств в 5-6 раз меньше, чем это необходимо. Недостаточность инвестиционного капитала ведет к снижению технологического уровня энергопроизводства и ускоренному старению основных фондов (по данным Госкомстата России степень износа основных фондов в электроэнергетике превысила 50%).
Ухудшились показатели эффективности производства электроэнергии и тепла (собственные нужды электростанций плюс потери в электрических сетях возросли с 17,1 в 1991 г. до 23,1% в 1998 г.); топливная составляющая затрат в неизменных ценах за последнее десятилетие увеличилась на 11 %, причем примерно на четверть за счет роста удельного расхода топлива и на три четверти – роста цен на топливо; удельная рентабельность отрасли снизилась с 25,5 в 1993 г. до 11,3% в 1999 г. и т. д.
Неустойчивость показателей финансового положения большинства компаний отрасли усугубилась огромной накопленной задолженностью потребителей (более 125 млрд. руб., что сравнимо с годовой выручкой холдинга) и неденежными формами оплаты энергии.
Система государственного нормативного регулирования отрасли в ходе реформ оказалась практически полностью разрушенной, в отрасли действуют нормы, принятые в СССР и не соответствующие новому экономическому укладу; система тарифообразования требует коренного улучшения; неэффективна система управления государственными активами в электроэнергетике и др.
Снизились управляемость и эффективность функционирования энергосистем; из-за кризиса финансовой системы взаиморасчетов неэкономична диспетчеризация режимов работы ЕЭС России.
Происходит снижение надежности топливоснабжения электростанций и энергоснабжения потребителей во многих регионах страны; сокращается научнотехнический, энергомашиностроительный и строительный потенциалы; отсутствует эффективная система корпоративного управления.
Преодоление этих негативных явлений невозможно без глубокого, многостороннего реформирования электроэнергетики с позиций общегосударственных интересов.
Зарубежный опыт реформирования электроэнергетики. С конца 80-х годов процессы реформирования электроэнергетического сектора, связанные с демонополизацией структуры отрасли и либерализацией экономических отношений управления, функционированием и развитием электроэнергетики, активно развиваются в различных странах [1-9]. Они преследуют две основные цели: в краткосрочном плане – повышение эффективности функционирования энергосистем за счет внедрения механизмов конкуренции и снижения тарифов на энергию для по-
требителей; в долгосрочном плане – включение рыночных механизмов привлечения инвестиций для эффективного развития электроэнергетики за счет внедрения новых высокоэффективных технологий и в конечном итоге снижения тарифов на энергию для потребителей.
Анализ зарубежного опыта реформирования электроэнергетики показывает, что в условиях либерализованных рынков энергии существенно усложняется технологическое и коммерческое управление энергосистемами вследствие повышенной неста-ционарности технологического процесса под влиянием деятельности спотового рынка (по оценкам зарубежных специалистов, объем перерабатываемой информации и сложность ее обработки возрастают как минимум на порядок по сравнению с централизованно управляемой естественной монополией). Недостаточная продуманность принципов коммерческого управления может привести к дестабилизации всей системы производства, транспорта и сбыта электроэнергии (что стало, в частности, одной из причин кризиса в электроэнергетике Калифорнии летом 2000 г.).
Следствием высокой степени дерегулирования рынков электроэнергии могут стать значительные неконтролируемые колебания тарифов, их рост и в итоге дестабилизация всей системы электроснабжения (Новая Зеландия, Калифорния).
Превалирование в рыночной электроэнергетике текущих целей энергокомпаний над долгосрочными приводит к сокращению работ по поддержанию оборудования в работоспособном состоянии (Англия), снижению объема инвестиций вследствие роста финансовых рисков (Норвегия, США, Германия, Англия). Ситуация может усугубиться при наличии существенных политических рисков (например, в Казахстане, Украине, Грузии, Армении новые собственники энергетических объектов в течение нескольких лет не вкладывали средств в поддержание работоспособности оборудования и развитие объектов).
Динамика тарифов на электроэнергию и особенности происходящих процессов при эволюционном ходе реформ (Германия, США, Китай, Япония) показывают его преимущества и эффективность по сравнению с радикальными вариантами демонополизации и либерализации (Англия, Норвегия, Новая Зеландия, Украина, Казахстан) вследствие сдерживания свободной конкуренции путем государственного регулирования и тем самым повышения устойчивости процессов реформирования электроэнергетики.
Специфика технологических процессов в электроэнергетике предопределяет наличие монопольных видов деятельности, к которым, прежде всего, относятся услуги по транспорту электроэнергии и диспетчеризации; в то же время демонополизация секторов производства и сбыта электроэнергии в зарубежных странах в ряде случаев дала определенный эффект. Процессам реформирования в электроэнергетике, как правило, предшествовала разработка соответствующей нормативноправовой базы и сопутствовало формирование рынков топлива.
Таким образом, зарубежный опыт реформирования электроэнергетики неоднозначен. Однако эффективность демонополизации и либерализации в отрасли повышается при условии их эволюционной (и предварительно подготовленной) реализации и рациональном сочетании с механизмами государственного регулирования.
Условия реформирования электроэнергетики России. Согласно ряду исследований, накопившиеся негативные проблемы электроэнергетики России в случае сохранения сложившихся нерациональных хозяйственных структур и отношений субъектов в отрасли могут превратить электроэнергетику в тормоз экономического развития. Исследования также показывают, что на начальном этапе реформирования электроэнергетики (особенно при реализации вариантов кардинальной либерализации энергетических рынков) неизбежно резкое повышение тарифов на энер-
гию. В нормально функционирующей экономике адаптационные возможности энергопотребляющих отраслей существенны. Так, удорожание электроэнергии на 10% может сопровождаться повышением общего уровня цен на 0,8-1,0%, а стоимости жизни – на 0,4-0,5%. В экономике России, находящейся в кризисном состоянии, адаптационные возможности значительно ограничены. Кроме того, из-за нестабильности рыночной среды возможны кратковременные резкие всплески уровня тарифов. Эти факторы могут оказаться критическими при сильных реформирующих воздействиях, поэтому их необходимо принимать во внимание при выборе рациональных направлений реформирования электроэнергетики России.
Очевидно, что на выбор целесообразных принципов и направлений реформирования электроэнергетики влияет ситуация в смежных с электроэнергетикой отраслях и секторах национального хозяйства, равно как имеет место и обратное влияние.
Смежные отрасли топливно-энергетического комплекса существенно влияют на формирование топливного баланса и производственной структуры электроэнергетики страны, а также на динамику изменения тарифов на электроэнергию и тепло через цены на топливо, доля которого в тарифах на электроэнергию в перспективе может составить до 45% на газовых электростанциях и до 35% на угольных. В свою очередь цены на топливо для электростанций формируются государственной политикой с учетом регулирования этих цен на внутренних рынках и реформирования топливных отраслей. Кроме того, становление и развитие электроэнергетических рынков невозможно при отсутствии диверсифицированных рынков топлива и тем более при топливном дефиците. Следовательно, направления реформирования электроэнергетики должны быть взаимоувязаны с реформированием всех отраслей ТЭК.
Атомная энергетика. В ходе реформирования электроэнергетической отрасли недопустимы приватизация или акционирование АЭС, находящихся полностью в государственной собственности. Это обусловлено требованиями обеспечения государственных гарантий безопасности в ходе последующего функционирования отрасли. В то же время необходимо совершенствование форм организации эксплуатации и проведения единой технической политики, обеспечивающих безопасное функционирование АЭС. Важное требование со стороны атомной энергетики к реформированию электроэнергетики – обеспечение свободного, недискриминационного доступа АЭС на оптовые рынки электроэнергии.
Гидроэнергетика. Ее особенности обусловлены возобновляемостью и природной изменчивостью объемов располагаемых энергоресурсов (вследствие колебаний притока воды к гидроузлам), а также тем, что гидроузлы, наряду с энергетическими, как правило, обеспечивают выполнение и других требований (нормальной работы водозаборов и причалов, судоходных глубин в верхних и нижних бьефах, борьбы с наводнениями и др.). Сохраняется важная роль ГЭС как источников пиковой мощности, регуляторов частоты, аварийного мощностного резерва, а в отдельных случаях (при наличии водохранилищ многолетнего регулирования) – и регуляторов годовых балансов электроэнергии. Вместе с тем требуется совершенствование системы тарифообразования на электроэнергию от ГЭС, прежде всего, в части учета стоимости запасов воды в водохранилищах, благоприятных природных условий створов размещения ГЭС и др.
Тепловое хозяйство и коммунальная энергетика. Электроэнергетика тесно связана с тепловым хозяйством (ТХ) страны через источники централизованного комбинированного производства электроэнергии и тепла – ТЭЦ. В настоящее время ТХ испытывает ряд серьезных проблем, часть из которых характерна и для электроэнергетики (дефицит инвестиций, кризис платежей и др.). Другая группа причин связана с неотработанностью и неэффективностью системы хозяйственного
управления ТХ, отсутствием необходимой законодательной базы и др. Поэтому при рассмотрении направлений и принципов реформирования электроэнергетики необходимо учитывать и совершенствование организации управления ТХ как одной из значимых составляющих коммунальной энергетики. Не менее важно при этом уточнить статус коммунальных электроснабжающих организаций и реформировать систему их хозяйственного управления.
Крупные потребители уже на первых этапах реформирования электроэнергетики могут выступать в качестве самостоятельных субъектов рынков электроэнергии. Особенно это касается промышленных потребителей, у которых преобладают энергоемкие производства (черная и цветная металлургия, химия и нефтехимия, лесная и деревообрабатывающая промышленность). Поэтому направления реформирования электроэнергетики России должны учитывать специфику энергоснабжения таких потребителей, а также требования и условия их взаимоотношений с энергоснабжающими организациями, включая вопросы формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию.
Энергомашиностроение и электротехническая промышленность, энергостроительный комплекс. Ситуация в этих отраслях коренным образом влияет на развитие электроэнергетики и успешность ее реформирования. Проблемы здесь связаны с необходимостью восстановления работоспособности энергомашиностроительных предприятий, а в более долгосрочном плане – с их полной переориентацией на выпуск передового энергетического и электротехнического оборудования на базе новейших высокоэффективных технологий. Возрождение отечественной энергомашиностроительной и электротехнической промышленности немыслимо без восстановления системы научно-исследовательских и проектных институтов, организации подготовки специалистов в вузах на основе модернизации системы высшего образования и омоложения преподавательских кадров. Требуются также разработка и реализация соответствующих мер по восстановлению работоспособности энергостроительного комплекса.
Технические и технологические аспекты реформирования электроэнергетики связаны с наличием избытка мощностей, необходимых для организации конкуренции в сфере генерации и выдерживающих нагрузку, неисследованностью возможностей работы генерирующего оборудования в резко переменных режимах при функционировании оперативного (спотового) рынка электроэнергии, а также влиянием слабых сечений основной электрической сети на возможности реализации таких переменных режимов, необходимостью кардинального усложнения системы технологического управления, ее технического и информационного обеспечения. Перечисленные технические проблемы преодолимы. Однако если их игнорировать, они могут оказаться тормозом реформирования электроэнергетики. Вместе с тем реализация необходимых решений по их устранению потребует немалых средств.
При реформировании электроэнергетического комплекса важно учитывать его технологическое единство, предусмотренное на этапах его проектирования и создания, с целью достижения интеграционных эффектов. Необходимо, чтобы эффекты объединения энергосистем, полученные ранее при централизованном управлении ЕЭС России, были достижимы и в новых условиях.
Цель и базовые принципы реформирования. Цель реформирования отрасли -отражение общенациональных интересов, т.е. обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики страны и социальной сферы. Исходя из этого ключевая задача реформирования отрасли – это восстановление и развитие на базе прогрессивных технологий электроэнергетического комплекса России для надежного, экономически и экологически эффективного удовлетворения текущих и перспективных потребностей национальной экономики и населения в электрической и тепловой
энергии. С учетом сказанного, а также принимая во внимание состояние электроэнергетики России и накопившиеся проблемы, в качестве базовых принципов реформирования электроэнергетики страны целесообразно принять следующие:
– электроэнергетика – прежде всего, инфраструктурная отрасль, обеспечивающая устойчивое и эффективное функционирование и развитие экономики и социальной сферы;
– постепенное и поэтапное реформирование электроэнергетики предполагает ее преобразование и отказ от резких реформирующих воздействий, учет сложившихся условий и имеющихся возможностей, детальное отслеживание реакции экономики и социальной сферы на каждый этап преобразований;
– национальная, в том числе энергетическая, безопасность страны;
– ведущей является роль государства на всех этапах реформирования электроэнергетики;
– рыночные механизмы и государственное регулирование должны рационально сочетаться с разработкой необходимой правовой базы для обеспечения функционирования и развития электроэнергетики;
– предусматривается равноценный учет интересов всех участвующих субъектов, включая производителей и потребителей электроэнергии и тепла, смежные отрасли топливно-энергетического комплекса и энергомашиностроения, население, регионы, акционеров, инвесторов и др.;
– при выборе моделей реформирования и определении сроков и темпов их внедрения адекватно учитываются географические, экономические, региональные и другие особенности;
– обеспечивается необходимость коренного повышения эффективности процессов энергопотребления во всех отраслях национального хозяйства России.
Основные направления реформирования электроэнергетики. Современное состояние и проблемы электроэнергетики России определяют следующие основные направления реформирования отрасли:
– структурное преобразование отрасли;
– трансформацию рынков электроэнергии;
– совершенствование системы и механизмов инвестирования и развития отрасли;
– усиление роли государства в управлении электроэнергетикой;
– совершенствование системы регулирования и формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию;
– реформирование рынков теплового хозяйства;
– стимулирование энергосбережения и управления спросом на энергию;
– совершенствование системы корпоративного управления энергокомпаниями;
– формирование системы нормативно-правового обеспечения реформирования, функционирования и развития отрасли.
Структурное реформирование отрасли предполагает проведение следующих мероприятий (рис. 2).
Выделение Федеральной сетевой и диспетчерской компаний из РАО «ЕЭС России». Создание независимой сетевой компании обеспечивает недискриминационный доступ энергокомпаний и крупных потребителей электроэнергии на федеральный и зональные оптовые рынки. Формирование независимой диспетчерской компании усилит диспетчерскую дисциплину, улучшит диспетчеризацию режимов энергосистем и значительно увеличит экономический эффект. На базе диспетчерских управлений организуются независимые системные операторы (СО) рынков, обеспечивающие сбалансированность оптовых рынков по генерации и потреблению и работающие на некоммерческой основе.
Рис.2. Организационная структура электроэнергетики
Реформирование рынков электроэнергии – важное направление реформирования российской электроэнергетики – предусматривает создание следующих структур.
Многоуровневая территориальная иерархическая структура рынков энергии, необходимость которой диктуется слабостью электрических связей в сечениях Урал -Сибирь и Сибирь – Дальний Восток, а также спецификой энергопроизводства и потребления в отдельных энергозонах ЕЭС России, включает: федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ), зональные оптовые рынки (ЗОРЭМ), региональные потребительские рынки (ПРЭМ).
Федеральный оптовый рынок организуется в пределах ЕЭС России. В его рамках происходит координация деятельности зональных оптовых рынков и обеспечиваются поставки электроэнергии и мощности между ними, а также электроэнергии на рынки стран ближнего и дальнего зарубежья. Участниками (субъектами) ФОРЭМ являются генерирующие компании на базе электростанций федерального уровня; генерирующая компания на базе АЭС федерального уровня; федеральная сетевая компания; администратор торговой системы федерального уровня; территориальные (зональные) АТС; системный оператор федерального уровня; территориальные (зональные) СО. Тарифы на электроэнергию, поступающую на ФОРЭМ от генерирующих компаний и с зональных оптовых рынков, а также тарифы на продаваемую с ФОРЭМ электроэнергию регулируются Федеральной энергетической комиссией (ФЭК). Организаторы ФОРЭМ – системный оператор и АТС федерального уровня.
Зональные оптовые рынки охватывают территории сложившихся энергозон в границах европейской части России (включая Урал), Сибири и Дальнего Востока. В рамках ЗОРЭМ осуществляются поставки электроэнергии и мощности между региональными потребительскими рынками. К участникам (субъектам) ЗОРЭМ относятся генерирующие компании на базе электростанций федерального уровня; генерирующая компания на базе АЭС федерального уровня; зональные отделения федеральной сетевой компании; региональные энергокомпании – АО-энерго; интегрированные компании; независимые производители; АТС зонального уровня; СО зонального уровня; крупные потребители электроэнергии или их представители; АТС ФОРЭМ. Тарифы на электроэнергию, поставляемую на ЗОРЭМ генерирующими компаниями и избыточными АО-энерго, а также тарифы на продаваемую с ЗОРЭМ электроэнергию регулируются специально создаваемыми Зональными энергетическими комиссиями (ЗЭК). Организаторами ЗОРЭМ выступают Системные операторы и АТС зональных уровней.
Потребительские рынки организуются на территориях субъектов РФ. В их рамках выполняется электроснабжение конечных потребителей. Участниками (субъектами) ПРЭМ являются энергоснабжающая организация АО-энерго; интегрированные компании; независимые производители; потребители электроэнергии или их представители; АТС зонального уровня. Тарифы на ПРЭМ регулируются Региональными энергетическими комиссиями (РЭК). Организаторы региональных потребительских рынков – АО-энерго и другие энергоснабжающие организации, работающие на ПРЭМ – несут ответственность за энергоснабжение потребителей в границах этих рынков.
Временная иерархическая структура рынков включает два уровня: договорный -с заключением двусторонних договоров на среднесрочную и долгосрочную перспективы; оперативный (балансирующий), действующий на основе суточных объемно-ценовых заявок и распространяющийся только на сверхплановые и не предусмотренные договорами поставки. Контракты могут заключаться как через инициативные двусторонние переговоры участников без посредничества организаторов рынка, так и
через централизованную торговую площадку, организуемую администратором торговой системы соответствующего уровня с оказанием брокерских услуг для заключения двусторонних договоров. Введение договорной системы отношений фактически устанавливает свободу выбора покупателями поставщиков энергии.
Правила и механизмы функционирования договорного и особенно балансирующего рынков в условиях их регулирования требуют специальной проработки.
Рынок технических общесистемных услуг включает рынки резервов услуг по регулированию частоты и перетоков активной мощности; реактивной мощности и поддержания напряжений и является регулируемым рынком.
Правила и механизмы функционирования регулируемого рынка требуют специальной проработки.
Совершенствование системы и механизмов инвестирования и развития отрасли. В настоящее время проблема инвестирования электроэнергетики – одна из острейших, требующая использования самых различных возможностей привлечения в отрасль инвестиционных ресурсов. Поскольку приход стратегических инвесторов в отрасль возможен только в случае резкого повышения тарифов на электроэнергию (до среднеевропейского уровня, по некоторым оценкам, в 4-5 раз), то в качестве основных источников инвестирования следует рассматривать прежде всего амортизационные отчисления, прибыль энергокомпаний, инвестиционную составляющую в тарифах, средства потребителей. Остальные источники играют вспомогательную роль.
Одним из крупных источников инвестирования (около 60% общего объема инвестиций) даже в современных условиях, когда стоимость основных производственных фондов электроэнергетики сильно занижена, являются амортизационные отчисления. Объем амортизационных средств может существенно увеличиться при условии проведения давно назревшей переоценки стоимости основных фондов. По данным Минэкономразвития РФ, для действующих энергетических объектов коэффициент переоценки может равняться 6. В случае переоценки основных фондов электроэнергетики с учетом указанного коэффициента годовой объем амортизационных отчислений в электроэнергетике может почти в 4,5 раза превысить инвестиции в эту отрасль за весь 1998 г. и практически сравняться с ежегодными инвестициями в электроэнергетику, которые (по оценкам Института энергетических исследований РАН) потребуется осваивать при условии преимущественной ориентации на продление сроков службы оборудования электростанций и его замену в течение 5 лет. Согласно предварительным расчетам, в результате переоценки при условии, что налог на имущество не взимается с прироста стоимости основных фондов и уровень прибыли энергокомпаний остается прежним, тарифы на электроэнергию за счет роста амортизационной составляющей возрастут примерно на 55%.
По состоянию на 1 998 г. объем амортизационных отчислений в электроэнергетике был практически равен объему чистой прибыли. По мере стабилизации экономической ситуации в экономике уровень чистой прибыли будет расти и часть ее направляться на инвестиции. Чтобы стимулировать направление прибыли энергокомпаний на цели их развития и на обновление основных фондов, требуется отмена 15-процентного налога на реинвестирование прибыли. По оценкам Института народнохозяйственного прогнозирования РАН, налоговые льготы для электроэнергетики почти не приводят к уменьшению налоговых сборов в целом по экономике, поскольку снижение тарифов на электроэнергию способствует повышению финансовой эффективности предприятий, потребляющих электроэнергию, и увеличению налоговых поступлений от них.
Роль такого источника, как инвестиционная составляющая в тарифах, может быть достаточно большой. Так, по оценкам Института микроэкономики Минэкономразвития РФ, ежегодно 5 млрд. долл. требуемых инвестиций в развитие и обновление основных фондов отрасли можно обеспечить исключительно за счет инвестиционной составляющей в тарифах. При этом средний тариф на электроэнергию должен возрасти примерно на 70% по сравнению с тарифом в 1999 г. Целесообразно целевое включение инвестиционной составляющей в тариф соответствующей энергосистемы под конкретный объект, в котором заинтересованы потребители.
В сооружение (реконструкцию, модернизацию объекта) могут вовлекаться средства потребителей. Варианты привлечения средств потребителей различны, в частности, за счет предоставления ими финансовых средств энергокомпании с установлением для нее пониженного тарифа на долгосрочную перспективу; предоставления энергокомпании займа с последующей поставкой электроэнергии в счет возврата займа и процентов по нему; аренды потребителями генерирующих мощностей энергокомпании на длительный срок. Новые потребители должны компенсировать необходимый для покрытия их потребностей в электроэнергии и мощности дополнительный ввод генерирующих мощностей и электрических сетей.
В результате функционирования электростанций с низкими эксплуатационными издержками (АЭС и особенно ГЭС) собственники этих станций получат дополнительные доходы, не обусловленные трудовой деятельностью. Эти доходы имеют природу дифференциальной ренты. Рентные доходы могут оставляться в распоряжении собственника при условии, что он вложит их в обновление и развитие своих основных фондов.
В настоящее время объем заемных средств на порядок меньше, чем амортизационных отчислений. Практически все они направляются РАО «ЕЭС России» не на инвестиции, а на рефинансирование существующей задолженности. Однако по мере стабилизации ситуации на финансовых рынках страны и снижения процентных ставок можно ожидать повышения роли заемных средств как источника инвестиций.
С выделением Федеральной сетевой компании из состава РАО абонентная плата будет включать плату за право доступа к электрической сети, включающую, инвестиционную составляющую на развитие основных системообразующих сетей, а также плату за пользование сетью.
Исключительно мала роль такого источника инвестиций, как средства федерального и местных бюджетов. В целом по РАО «ЕЭС России» доля бюджетного финансирования в 1 998 г. составила менее 0,3 %. Для усиления роли госбюджета в финансировании электроэнергетики, а также других базовых отраслей экономики требуется, в частности, дополнительное изъятие у экспорториентированных компаний дифференциальной ренты прежде всего в топливодобывающих отраслях, ее перераспределение через госбюджет на общегосударственные нужды, в том числе на развитие электроэнергетики. В настоящее время обобщается опыт косвенного использования средств местных бюджетов для строительства малых ГТУ – ТЭЦ за счет налоговых освобождений для инвесторов.
Дивиденды, начисляемые по акциям государственного пакета, как источник инвестирования могут играть вспомогательную роль. По состоянию на 1 998 г. начисления дивидендов по госпакету акций РАО «ЕЭС России» оценивались в 1 40 млн. руб.
Как известно, за все время существования РАО «ЕЭС России» внешние инвесторы (частные отечественные и зарубежные) практически не вложили прямых инвестиций в развитие отрасли. Таких вложений можно ожидать только в случае резкого повышения тарифов на электроэнергию.
Сокращение издержек производства электроэнергии и тепла, согласно расчетам ИНЭИ РАН, в электроэнергетике возможно на 17-20%. По самым предварительным оценкам, реализация указанного потенциала сокращения издержек сравнима с годовым объемом инвестиций в электроэнергетику в настоящее время. Помимо привлечения инвестиционных ресурсов, необходимо также снижать потребности в инвестициях за счет продления сроков службы, реконструкции и модернизации существующих электростанций; рационализации процесса строительства объектов электроэнергетики, внедрения прогрессивных технологий в электроэнергетике, управления электропотреблением и внедрения энергосберегающих мероприятий и технологий в отраслях экономики и т.д. По оценкам ИНЭИ РАН, потенциал экономии электроэнергии составляет 25-30% ее современного объема потребления, поэтому возможное снижение потребностей в инвестициях в электроэнергетике представляется весьма значительным.
Для концентрации инвестиций, получаемых из различных источников, целесообразно создать федеральный и зональные внебюджетные фонды развития. Из этих фондов должны финансироваться строительство новых и модернизация действующих объектов электроэнергетики соответственно федерального и зонального уровней. Порядок наполнения и расходования средств из фондов требует специальной проработки.
Система управления развитием отрасли – одно из важнейших направлений реформирования электроэнергетики России. Такая система исходя из исключительно важной роли отрасли в экономике и социальной сфере должна: охватывать все уровни отраслевой и территориальной иерархии электроэнергетики; ограничивать действие рыночных сил, направленных на сокращение горизонтов планирования как на кратко- и среднесрочную, так и на долгосрочную перспективу; обеспечивать опережающее проведение НИОКР; увязывать перспективные планы развития электроэнергетики с планами развития смежных отраслей ТЭК (в части гарантированных многолетних поставок топлива), энергомашиностроения и теплового хозяйства страны; гибко адаптироваться к изменяющимся условиям; координировать действия государственных органов управления, занимающихся вопросами развития электроэнергетики и соответствующих органов управления (подразделений) энергокомпаний (РАО, АО-энерго и др.).
Целесообразно формирование иерархической системы управления развитием электроэнергетики с итеративной увязкой и согласованием стратегий, программ и планов для отрасли в целом и для энергокомпаний разных форм собственности (рис. 3).
На верхнем уровне этой системы разрабатываются стратегии развития электроэнергетики страны (с рассмотрением крупных регионов) на долгосрочную перспективу во взаимосвязи со смежными отраслями ТЭК и энергомашиностроения, ТХ и с учетом достижений научно-технического прогресса, а на их основе – более детальные программы и схемы развития отрасли. При разработке стратегий, программ и схем учитываются, прежде всего, общегосударственные интересы (социально-экономического развития, национальной безопасности, качества окружающей среды и т. д.). По принятии стратегий развития электроэнергетики формируются государственные программы НИОКР, цель которых – разработка новой техники и оборудования на базе передовых технологий производства, передачи, распределения и преобразования электроэнергии и тепла в конечные виды энергии. Такие программы должны финансироваться государством в приоритетном порядке.
Рис. 3. Система управления развитием электроэнергетики
На нижнем уровне разрабатываются планы развития энергокомпаний (генерирующих компаний РАО, Росэнергоатома и Минатома, АО-энерго, интегрированных компаний, независимых производителей, сетевой и диспетчерской компаний). При этом учитывают, с одной стороны, потребности и интересы этих компаний, с другой – требования разработанных на верхнем уровне государственных стратегий и программ. На основе этих планов разрабатываются ТЭО, проекты и бизнес-планы конкретных энергетических объектов. Для согласования планов, ТЭО и проектов энергокомпаний со стратегиями, программами и схемами развития отрасли (т.е. для учета общегосударственных приоритетов) должны применяться соответствующие правовые (необходимая нормативно-правовая база), экономические (например, регулирование ставки платы за доступ к электрической сети федеральной сетевой компании и ее зональных отделений) и административные механизмы (в частности, воздействие на принимаемые решения через представителей государства в Совете директоров этих компаний). Возможно прямое участие государства (через финансирование строительства) в реализации тех проектов, которые решают важные общегосударственные задачи (стимулирование социально-экономического развития территорий и т.д.).
Совершенствование роли государства в управлении электроэнергетикой. Мероприятия по усилению и совершенствованию роли государства в управлении электроэнергетикой обусловлены тем, что, с одной стороны, отрасль является стратегической и ее состояние непосредственно влияет на национальную безопасность и социально-экономическую стабильность в стране, а с другой – государство продолжает оставаться крупнейшим собственником в электроэнергетике, владея всеми атомными электростанциями и более чем половиной акционерного капитала РАО «ЕЭС России».
Первоочередным является восстановление утраченных функций Минэнерго РФ. Оно должно стать центром стратегического долгосрочного планирования и прогнозирования отрасли, формировать государственную энергетическую политику, координировать разработку стратегий и программ развития электроэнергетики, а также программ их научно-технического обеспечения. Необходимо изучить вопрос о передаче в Минэнерго отраслевых проектных и исследовательских институтов, которые были акционированы в составе РАО либо АО-энерго.
Необходимо также реформирование энергетических комиссий, обеспечение их независимости от исполнительной власти. В частности, председатель ФЭК должен утверждаться Указом Президента, а председатель РЭК – Постановлением Законодательного Собрания соответствующего субъекта РФ. Целесообразно сформировать энергетические комиссии по энергозонам ФОРЭМ, которые могут быть в составе ФЭК. Энергетические зональные комиссии в пределах своей ответственности должны регулировать тарифы на рынках электроэнергии и мощности, анализировать финансовую деятельность энергокомпаний, устанавливать рентные платежи, экспертировать и согласовывать схемы, планы и проекты развития энергокомпаний и подключение к сетям новых производителей и потребителей электроэнергии, контролировать пополнение и расходование средств государственных внебюджетных фондов развития и т.д. Все энергетические комиссии должны формироваться на профессиональной основе.
Для усиления роли государства в управлении энергокомпаниями требуется выделение госпакета акций в региональных АО-энерго пропорционально доле государства в акционерном капитале РАО и доле РАО в акционерном капитале энергокомпаний. Часть этого госпакета необходимо передать в управление субъектам РФ, на территории которых находятся АО-энерго. Представителей государства (включая РФ и ее
субъектов) следует включить в состав Совета директоров АО-энерго, где они могут консолидированно выступать по вопросам государственной политики в энергетике.
Совершенствование системы регулирования и формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию. Это одно из ключевых направлений реформирования электроэнергетики. Оно предполагает сохранение государственного регулирования тарифов на оптовых и розничных рынках электроэнергии и мощности, рынках общесистемных услуг и на тепловую энергию. Вместе с тем требуется совершенствование методов тарифообразования, в том числе традиционных, основанных на калькуляции затрат. Одновременно должны проводиться мероприятия по ограничению затрат, включая обеспечение финансовой прозрачности энергокомпаний, обязательный независимый аудит затрат, повышение производительности труда и снижение численности персонала и пр.
Для определения тарифа целесообразна апробация подхода «прайс-кэп». В этом случае устанавливается граница цены на электроэнергию, которая может быть ниже, чем при тарифообразовании по методу «издержки необходимый уровень рентабельности». Цель применения такого подхода – усиление стимулов к сокращению издержек и снижению тарифов, однако методы определения такой границы требуют уточнения. В случае накопления положительного опыта подхода «прайс-кэп» следует расширять сферу использования. Должна быть разработана взаимосогласованная система тарифов: оптового и потребительского рынков; на передачу энергии; на оказание системных услуг и т. д. Технические средства учета и измерения электрической и тепловой энергии должны в полной мере соответствовать принятой системе. По мере оснащения электро- и теплоснабжающих систем современными приборами учета структура тарифов будет совершенствоваться и усложняться.
К основным направлениям формирования рациональной системы тарифов относятся: компенсация в тарифах всех необходимых затрат, включая инвестиции, стоимость возобновляемых энергоресурсов и т. д.; использование многозонных тарифов за мощность и потребляемую энергию (электрическую и тепловую); дифференциация тарифов по группам потребителей исходя из объемов потребления энергии, уровней подводимого напряжения, времени суток, дней недели, сезонов года; обоснованное разнесение общих затрат на тарифы на электрическую и тепловую энергию (в том числе затраты на ТЭЦ, общие управленческие расходы энергокомпаний).
Реформирование теплового хозяйства – важный структурный элемент электроэнергетического комплекса России – играет большую роль в ее тепловом хозяйстве. Поэтому реформирование электроэнергетики, безусловно, затрагивает и ТХ. Одним из направлений реорганизации теплового хозяйства и совершенствования управления его функционированием и развитием является создание компаний по централизованному теплоснабжению (ЦТ). Такие компании должны функционировать в границах соответствующих муниципальных образований (городов, поселков). Им должны принадлежать муниципальные теплоисточники и тепловые сети от всех теплоисточников до абонентских вводов в здания включительно (в том числе тепловые сети АО-энерго), за исключением тепловых сетей промышленного назначения, находящихся в собственности соответствующих предприятий. Компании по ЦТ могут быть созданы в виде АО (что должно определяться местными условиями), в уставном капитале которого есть доли муниципалитета, АО-энерго и других организаций и лиц. Контрольным пакетом акций должны обладать органы местного самоуправления (муниципалитеты). Компании должны работать на бесприбыльной основе. Все их обоснованные затраты включаются в себестоимость тепла, в том числе инвестиционная составляющая, если есть соответствующее решение муниципалитета.
ТЭЦ должны оставаться в составе АО-энерго или в собственности промышленных предприятий. Вырабатываемое ими тепло (если оно не используется на промышленные нужды) продается компании по централизованному теплоснабжению. С развитием новых малозатратных энергетических технологий, в частности малых ПГУ- и ГТУ-ТЭЦ, муниципальные власти могут сооружать их в городах и населенных пунктах с небольшими тепловыми нагрузками. Эти ТЭЦ будут входить в состав компаний по ЦТ. На рынке электроэнергии они выступают как независимые производители.
Целесообразно формирование иерархической системы управления ТХ, включающей три уровня: федеральный, территориальный и местный. Основная функция федерального уровня – правовое регулирование и создание благоприятной среды для разработки и освоения новых технологий и эффективного оборудования для теплоснабжения; территориального – формирование и поддержание технической и экономической политики в теплоснабжении региона. Конкретные же вопросы организации теплоснабжения населенных пунктов должны решаться на местном уровне, который имеет решающее значение для обеспечения надежного теплоснабжения потребителей и повышения эффективности теплоснабжающих систем.
Стимулирование энергосбережения и управление спросом на энергию. Острая необходимость снижения потребностей в инвестициях и повышения народнохозяйственной эффективности электроэнергетики требует усиления внимания государства и энергетических компаний к проблемам энергосбережения. Для этого необходимо проведение целенаправленной энергосберегающей политики, основанной на целостной системе экономических, правовых и административных мер, стимулирующих эффективное использование энергии.
На государственном уровне энергосберегающая политика должна включать: ценовую политику; освобождение от налогов на прибыль инвестиций, направляемых на экономию энергии; ускоренную амортизацию энергосберегающего оборудования; пересмотр действующих норм, правил и регламентов в направлении ужесточения требований к энергосбережению; установление стандартов энергопотребления и энергопотерь и обязательную сертификацию энергопотребляющих приборов и оборудования массового применения; проведение регулярного энергетического аудита предприятий. Эти меры в сочетании с правильной ценовой политикой, по имеющимся оценкам, могут сэкономить до 20-40 млрд. кВт-ч к 2005 г. и до 60-130 млрд. кВт-ч к 2021 г. Такая экономия предусмотрена в новой энергетической стратегии России.
Во многих странах широкое распространение получили программы управления спросом на электроэнергию. Такие программы предполагают непосредственное участие энергетических компаний в стимулировании энергосбережения и регулирования режимов энергопотребления (уменьшение пиковой нагрузки, заполнение провалов графика, смещение пика нагрузки потребителей во внепиковые часы). Программы включают управление режимами оборудования потребителей, стимулирование использования аккумуляторов энергии, стимулирование и помощь в усовершенствовании технологических процессов с большим потреблением электроэнергии и модернизации и замене оборудования у потребителей, использование льготных и стимулирующих тарифов и т.д.
Чтобы заинтересовать потребителей в участии в таких программах, энергокомпании, помимо воздействия на них через гибкую систему тарифов, должны брать на себя часть затрат, связанных с реализацией этих программ, предоставлять потребителям ряд дополнительных бесплатных услуг. По существу, речь идет о пере-
распределении сэкономленных средств от снижения потребностей в новых генерирующих мощностях между участниками программ.
Развитие программ управления спросом требует разработки специальных механизмов, стимулирующих энергокомпании принимать и реализовывать их. В частности, при получении лицензий на сооружение новых электростанций и ЛЭП и при утверждении тарифов энергетические компании должны представлять в энергетические комиссии не только обоснование необходимости ввода новых мощностей, но и предполагаемые программы их.
Совершенствование системы корпоративного управления энергокомпаниями. Эффективность системы корпоративного управления энергокомпаниями – один из определяющих факторов успешности реформирования электроэнергетики, эффективного функционирования и развития отрасли. Для совершенствования корпоративного управления предусматриваются:
– введение раздельного бухгалтерского учета на основе международных стандартов на производство, транспорт и сбыт электроэнергии в АО-энерго, что необходимо для обеспечения финансовой прозрачности, более точного учета затрат по видам деятельности и их снижения;
– реализация программ повышения эффективности функционирования энергокомпаний, в частности программ управления затратами;
– повышение роли управляющих органов акционерных компаний (собрание акционеров, Совет директоров и др.) в обсуждении и принятии решений;
– обеспечение равных прав всех акционеров энергокомпаний в подготовке, обсуждении и принятии решений;
– обеспечение действенности судебных процедур обжалования недостаточно обоснованных или неправомочных решений или действий менеджмента энергокомпаний всеми акционерами или их группами.
Формирование нормативно-правового обеспечения реформирования, функционирования и развития отрасли. Действующие в настоящее время акты электроэнергетического законодательства не образуют целостной системы правового регулирования и характеризуются существенной неполнотой. Исходя из требований формирования правового поля нормального функционирования и развития отрасли, включая ее реформирование, необходима разработка (или корректировка существующих) основных федеральных законов, формирующих целостный Энергетический кодекс России.
Должны быть приняты новые законы об основах федеральной энергетической политики, о энергетической безопасности и соответствующим образом скорректированы действующие: о энергоснабжении, о естественных монополиях, о защите прав потребителей.
В число законов, регулирующих электроэнергетику и примыкающие сферы деятельности, необходимо внести новые: о электроэнергетике и ее реформировании, о Единой энергетической системе России (так же как и о единых системах га-зо- и нефтеснабжения), законы о тепловом хозяйстве и теплоснабжении, о атомной энергетике, о гидроэнергетике.
На базе действующих правовых актов о государственном регулировании тарифов необходимо принять единый закон о государственном регулировании и саморегулировании рынков электрической и тепловой энергии и тарифов на них.
В соответствии с федеральными законами необходимо разработать значительное число подзаконных нормативно-правовых актов исполнительной власти, дополняющих и конкретизирующих эти законы, создающих предпосылки для их выполнения. Помимо федерального энергетического законодательства, вслед за ним и
на его основе в субъектах РФ должны быть развернуты подготовка и принятие необходимых актов регионального электроэнергетического законодательства.
Региональные особенности реформирования электроэнергетики России. Эффективность реформирования электроэнергетики России, функционирования и развития энергосистем в существенной мере определяется полнотой учета региональных особенностей экономики, социальной сферы, энергетики, климата и т.п.
Европейская зона и Урал имеют более 70% общероссийской установленной мощности электростанций и электропотребления. Тепловые электростанции в регионе используют в основном природный газ, а также разные виды угля. Среди производителей электроэнергии – АЭС и пиковые (полупиковые) ГЭС. Генерация относительно равномерно распределена по обслуживаемой территории. Основная электрическая сеть сравнительно хорошо развита и во многих случаях может обеспечивать альтернативные пути передачи электроэнергии. Спад производства в экономике привел к появлению в ряде районов невостребованного потенциала генерации. Правда, этот потенциал сосредоточен на электростанциях, оборудование которых не всегда готово к несению нагрузки. В структуре электропотребления доля промышленности составляет от 24 (Северный Кавказ) до 62% (Урал), доля населения – от 11 (Урал) до 31% (Северный Кавказ).
В рассматриваемом регионе реализация направлений реформирования электроэнергетики России возможна в наиболее полном объеме.
Зона Сибири имеет более 20% установленной мощности электростанций и электропотребления России. Около 50% генерирующих мощностей региона составляют ГЭС. Основным топливом для тепловых электростанций является уголь, причем около 65% мощностей этих электростанций приходится на ТЭЦ. Доля промышленного электропотребления – около 63%. Примерно 2/3 этого потребления приходится на цветную металлургию. Доля населения чуть более 13%, при этом процент городского населения в Сибири существенно выше, чем в Европейской зоне.
Крупные электростанции Сибири (главным образом ГЭС) строились с привязкой к ним крупных энергоемких потребителей, являющихся градообразующими. В суровых климатических условиях превалирование городского населения приводило к повсеместному сооружению привязанных к городам ТЭЦ. Вследствие размещения электростанций преимущественно в местах потребления электроэнергии, а также большой протяженности территории в широтном направлении при сравнительно низкой плотности населения основная электрическая сеть существенно менее развита по сравнению с Европейской зоной и Уралом.
В силу указанной специфики реформирование электроэнергетики в Сибири имеет следующие особенности.
Вследствие повышенной важности энергообеспечения населения в суровых климатических условиях, большей чувствительности этой сферы к реформирующим воздействиям по сравнению с Европейской зоной представляется недопустимой дезинтеграция АО-энерго.
Регион территориально удален от потенциальных потребителей продукции электроэнергетики. В связи с этим, учитывая исторически связанное размещение электростанций и энергоемких потребителей, должна проводиться специальная политика тарифообразования на электроэнергию для энергоемких потребителей.
Создание генерирующих энергокомпаний на основе КЭС проблематично ввиду их немногочисленности, удаленности друг от друга, существенного различия по технико-экономическим показателям, используемому топливу и др. Поэтому они могут участвовать в оптовом рынке как самостоятельные субъекты в рамках общероссийского холдинга.
Участниками оптового рынка со стороны генерации могут быть самостоятельные КЭС и избыточные АО-энерго; со стороны потребления – дефицитные АО-энерго и (на более поздних этапах реформирования) крупные энергоемкие потребители; при этом принципы тарифообразования на оптовом рынке могут отличаться от Европейской зоны.
Дальневосточная зона, составляющая около 6% общероссийских мощностей электростанций и электропотребления, имеет всего несколько относительно крупных электростанций и слабую электрическую сеть при большой ее протяженности. Около 3/4 мощностей региона представлено тепловыми электростанциями, работающими на угле, причем около 85% из них ТЭЦ. В структуре электропотребления доля промышленности – более 28%, транспорта – около 14, населения – более 26, прочих непромышленных потребителей – 27%. Учитывая, с одной стороны, слабую развитость экономики и электроэнергетики региона, а с другой – его стратегическую важность для страны, в электроэнергетике Дальнего Востока в течение длительного периода стабилизации финансово-экономического положения и выхода на траекторию устойчивого социально-экономического развития должно сохраняться достаточно жесткое государственное регулирование.
Этапы реформирования. Выделение этапов реформирования и установление их продолжительности в настоящее время возможно лишь условно, поскольку концепция преобразования электроэнергетики во всех деталях еще не сформулирована и не вполне ясен ряд политических и экономических факторов и условий, воздействующих на ход реформирования. Всего выделено 3 этапа, их ориентировочные сроки – 3-5 лет. Для каждого этапа сформулированы основные мероприятия, которые необходимо выполнить. Предлагаемые последовательность и содержание мероприятий применимы прежде всего для условий Европейской энергозоны и Урала. Для Сибирской энергозоны и особенно Дальневосточной требуется корректировка мероприятий с учетом региональных особенностей. Кроме того, реформирование электроэнергетики Сибири и Дальнего Востока целесообразно проводить после получения положительных результатов реформирования отрасли в Европейской зоне и на Урале.
Этап 1 (подготовительный) включает:
– переоценку стоимости основных производственных фондов электроэнергетики;
– дополнительное оснащение электро- и теплоснабжающих систем приборами и системами коммерческого учета и оперативно-информационными диспетчерскими комплексами;
– разработку и утверждение программы реформирования электроэнергетики России, подготовленной на основе концепции реформирования;
– разработку и утверждение базовых федеральных законов, определяющих новую структуру отрасли, правила ее взаимодействия с региональными и федеральными органами, организацию и функционирование рынков электроэнергии и тепла, регламентирующие вопросы развития и модернизации отрасли;
– создание государственных внебюджетных фондов развития электроэнергетики.
На подготовительном этапе должны быть созданы предпосылки и условия для
нормального функционирования и развития отрасли, ее эффективного реформирования.
Этап 2 предполагает:
– структурное реформирование отрасли с выделением сетевой и диспетчерской компаний, формированием генерирующих компаний на базе станций РАО и т. д.;
– создание новых субъектов рынка, включая независимых системных операторов, администраторов торговой системы и др.;
– реформирование органов государственного регулирования электроэнергетики, включая, Минэнерго, Федеральную и Региональные энергетические комиссии, и др.;
– совершенствование системы регулирования и формирования тарифов на электроэнергию и тепло;
– совершенствование механизмов инвестирования и развития отрасли.
В результате выполнения второго этапа в основном формируются новая институциональная среда электроэнергетики, ее отраслевая, функциональная и управленческая структуры.
Этап 3. Производится корректировка принятых решений по реформированию (если часть их оказывается неэффективными), совершенствуются введенные механизмы функционирования, развития и регулирования отрасли и т. д.
Литература
1. Джангиров В.А., Баринов В.А. Структуры управления и рыночные отношения в электроэнергетике // Электрические станции.
2. The benefits and deficiencies of energy sector liberalization // World Energy Council, 1998.
3. Richard D., Tabors S. Lessons from the UK and Norway // IEEE Spectrum, 1996, № 8.
4. Seeley K, Lawarree J., Lin Ch.-Ch. Analysis of electricity market rules and their effects on strategic behaviour in
a noncongective grid // IEEE Trans. Power Syst., 2000, Vol. 15, № 2.
5. Glende I., Gjerde O., Sletten T., Vognild L.H., Ween H.O. The impact of authority regulation on system
operation and development in Norway // CIGRE-2000, Rep. 37/38/39-205.
6. Kvennas O., Gjengedal T. Premises for a wellfunctioning deregulated power market // CIGRE-2000, Rep. 37/38/39-204.
7. Kasazza J. Computers, software and reliability // IEEE Computers Application in Power, 2000, № 3.
8. Schweppe F.C., Caramanis M.C., Tabors R.D., Bohn R. Spot pricing of electricity. Boston / Durdrecht / London, Kluwer Academic Publishes, 2000.
9. Xiaomeng L. Transmission system planning, operation and interconnection prospects in the changing process of electricity industry in China // CIGRE-2000, Rep. 37/38/39-207.
