Файл: Реформа электроэнергетики в России.pdf

- в созданной структуре рынка электроэнергии (мощности) финансовые механизмы, действующие между участниками рынка, вступили в конфликт с экономической эффективностью комбинированного энергоснабжения (когенерации) потребителей: в данных правилах регулирования рынка, а также с Устаревшая модель теплоснабжения ТЭЦ, они были неконкурентоспособны, случаи недогружены, что увеличивает их предельные издержки и снижает конкурентоспособность на рынке электроэнергии. В целом совокупные финансовые результаты тепловых компаний за последние годы были отрицательными.;

– все необходимые экономические механизмы для обеспечения эксплуатационной надежности еще не запущены;

- полный состав (дополнительных) системных услуг, необходимых для обеспечения надежной работы ЕЭС России в условиях рыночной экономики, не определен, а создание рынков (или других платежных механизмов) для этих услуг не завершено. Многие из этих системных услуг, фактически предоставляемые участниками рынка, предоставляются без адекватной компенсации, что ставит участников в неравные условия конкуренции;

- рынок мощности был отрегулирован, он был сегментирован (в 2007 году - 31 зона свободного потока (ZSP), в 2013 году - 21), и только некоторые из ZSP имеют свободные цены, и в большинстве случаев из-за недостаточной конкуренции (FAS) установить ценовой лимит (ценовой предел);

- не созданы экономические механизмы обеспечения сбалансированной (долгосрочной) надежности энергосистемы в целом;

- слабая связь между верхним (государственные программы) и нижним (инвестиционные программы энергетических компаний) уровнями системы управления развитием электроэнергетики;

- недостаточная координация системы управления развитием электроэнергетики с национальной инновационной системой для обеспечения модернизации отрасли, недостаточные механизмы стимулирования модернизации генерирующего и электросетевого оборудования;

- недофинансирование инвестиций и ремонта привело к критическому износу оборудования;

- отставание и необдуманные решения по реформированию розничных рынков электроэнергии.

3. Неисправленная система государственного регулирования электроэнергии

Система государственного регулирования электроэнергетики не полностью адаптирована для работы в рыночных условиях, и ее решения зачастую обусловлены краткосрочными рыночными условиями, а не объективными экономическими принципами регулирования.

Антимонопольное регулирование: эффективная система мониторинга рынка и антимонопольного регулирования еще не создана; Организационные и аналитические возможности ФАС России (даже с Советом рынка) здесь явно недостаточны.;

Ценовое (тарифное) регулирование: система и функции органов тарифного регулирования электроэнергетики мало изменились в процессе перехода к конкурентной модели электроэнергетики.

4. Стратегическое управление развитием энергетики

В последние годы старый (действующий в условиях директивной плановой экономики) был утерян, а новая система управления перспективным развитием электроэнергетики не была создана.

В отрасли, в отличие от международных партнеров, не существует эффективно работающей системы формирования и координации инвестиционных программ хозяйствующих субъектов (в том числе связанных с перспективными), в которой решения по отдельным субъектам будут привязаны к общей ситуации в отрасли. В связи с этим существует значительная неопределенность в отношении ряда ключевых показателей, в том числе в отношении:

- необходимые уровни (индикаторы) баланса и надежности сети, которые очень сильно влияют на объем вводимых ресурсов и реконструкцию, в первую очередь по генерации по типу, и, соответственно, на потребность в инвестиционных ресурсах;

- обеспечение ресурсами ресурсов газа;

- возможный объем инвестиций в отрасль через все источники инвестиций в сочетании с ограничениями на рост цен и тарифов, устанавливаемыми Минэкономразвития России.

В отсутствие государственных органов, обладающих необходимой компетенцией, вопросы, связанные с будущим развитием электроэнергетики, были сосредоточены в руках системного оператора, ключевой компетенцией которого исторически было оперативное диспетчерское управление. СО обеспечивает надежность энергоснабжения в соответствии с принципом «спрос должен быть удовлетворен любой ценой», в то время как прогноз спроса, подготовленный СО, часто переоценивается. Затраты на такую ​​«сверхнадежность», включая создание и поддержание значительных резервов мощности в генерации и сетях, оплачиваются всеми потребителями, и их мнение практически не учитывается.

Отсутствие конкурентных механизмов воздействия потребителей на поставщиков на рынке электроэнергии является одной из основных причин низкой эффективности рынка и неоправданно быстрого роста цен (тарифов) на электроэнергию, годовой темп роста составляет 7-10%. В 2012 году цена на электроэнергию в России для средних промышленных потребителей составила 0,122 евро за кВт-ч - это значительно выше, чем за рубежом: в 2,5 раза по сравнению с США, с Германией - на 41%, со средней ценой в ЕС - на 25%. Такие искажения цен снижают конкурентоспособность российских промышленных компаний и, как следствие, конкурентоспособность экономики страны в целом.

В то же время потребители не могут выбирать тарифы на электроэнергию, которые соответствуют требуемым уровням надежности. Результатом является необоснованный рост резервных генерирующих мощностей и объектов электросетевого хозяйства в некоторых регионах, соответствующее увеличение затрат на электростанции и сети (при соответствующем росте цен) и в то же время невозможность быстрого технологического присоединения к сетям потребители в других регионах. В этом случае приоритетом для Системного оператора всегда будут вопросы обеспечения надежности, а вопросы экономики и затрат на электроэнергию останутся на заднем плане.

При существующих людских и финансовых возможностях роль органов государственной власти в определении стратегических вопросов развития электроэнергетики остается ограниченной. Развитие электроэнергетики недостаточно согласовано с развитием других инфраструктурных отраслей.

Таким образом, можно сделать следующий вывод: реформа отрасли не оказала существенного влияния на динамику ее состояния.

Глава 2. Анализ итогов реформирования электроэнергетики

2.1 Анализ структурных преобразований

В период с 2004 по 2008 годы в отрасли были проведены масштабные преобразования, и был осуществлен переход от традиционной промышленной модели электроэнергетики к конкурентоспособной модели отрасли с целью достижения большей эффективности ее работы посредством развитие конкурентных отношений в сфере производства и продажи электроэнергии и экономически обоснованное регулирование услуг монопольной инфраструктуры отрасли.

В результате масштабных структурных преобразований структура электроэнергетики в России коренным образом изменилась. Из региональных вертикально интегрированных энергетических систем (АО-энерго) были выявлены потенциально конкурентные виды деятельности по производству и продаже электроэнергии, ремонту и техническому обслуживанию.

В секторе производства электроэнергии были созданы крупные генерирующие компании оптового рынка (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединила крупные конденсационные тепловые электростанции. Тепловые электростанции (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию, были в основном включены в ТГК. Шесть из семи ОГК были сформированы из тепловых электростанций (ТЭС), а одна (ПАО «РусГидро») из гидроэлектростанций. ОГК были сформированы на экстерриториальной основе и объединяли теплоэлектростанции, расположенные на территориях различных субъектов Российской Федерации, и их состав формировался с учетом необходимости минимизации их рыночной власти в каждой рыночной зоне.

Деятельность естественных монополий, связанная с передачей электроэнергии и оперативным диспетчерским управлением, оставалась в сфере государственного регулирования и находилась под контролем государства.

Основные сети напряжением 220 кВ и выше находятся под контролем Федеральной сетевой компании (ПАО «ФСК ЕЭС»). Распределительные сети были объединены в межрегиональные распределительные сетевые компании, объединенные в холдинг МРСК Холдинг. Позже ПАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК» были включены в ПАО «Россети». На основе остальных электрических сетей, принадлежащих крупным промышленным потребителям, региональным, муниципальным и другим владельцам, были созданы многочисленные территориальные сетевые компании..

В составе единого (общероссийского) системного оператора (ОАО «СО ЕЭС») были объединены Центральное диспетчерское управление (ЦДУ), Объединенные диспетчерские управления (ОДУ) и региональные диспетчерские управления бывших АО-энерго.

Во всех областях электроснабжения, включенных в рыночные зоны, были выбраны энергосбытовые компании (в основном созданные на основе бывших АО-энерго), которые были наделены монопольной функцией гарантирующего поставщика (далее - ГП) в областях их деятельность. Задачи ВОП включают поставку и расчет потребленной электроэнергии для всех потребителей, которые к ним относятся.

Формирование рынков

Оптовый рынок электроэнергии

Разделение конкурентной и монопольной деятельности в электроэнергетике позволило создать необходимые структурные условия для запуска конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности. Территория страны, где был введен конкурентный оптовый рынок со свободными ценами на электроэнергию (ценовые зоны), охватила европейскую часть страны и Сибирь с потреблением электроэнергии, составляющим 95% от общего потребления электроэнергии в стране. В отдаленных регионах с изолированными (или со слабыми сетевыми связями с ЕЭС России) системами электроснабжения - это Дальний Восток и некоторые регионы Сибири и европейской части России, рынок и свободные цены не были введены. Оставалась нерыночная тарифная система. Они назывались неценовыми зонами.

В рамках оптового рынка были созданы конкурентные рынки - рынок на сутки вперед (DAM) и балансирующий рынок (BR), близкие к целевой модели и моделям аналогичных рынков в мире. Более того, DAM является первым рынком электроэнергии в Европе с узловыми ценами.

В 2017 году объем продаж в ценовых зонах оптового рынка электроэнергии составил 1027,4 млрд. КВтч в год, 80% этого объема было реализовано в конкурентном секторе (DAM и BR). Регулируемые контракты (нерыночный сектор) составляют около 16%. Остальные бесплатные двусторонние соглашения.

Коробки отбора мощности

В отличие от рынка электроэнергии, страна еще не создала конкурентный рынок электроэнергии с единой равновесной ценой на электроэнергию для поставщиков и покупателей в соответствующих зонах отбора мощности.

Существующий рынок мощности характеризуется различными механизмами отбора мощности, большинство из которых не использует рыночные механизмы ценообразования. В настоящее время подбор / оплата генерирующих мощностей осуществляется посредством:

конкурентный взлет (КОМ) (основной аукцион);

платежи за режим принудительной генерации (регулируемый тариф);

договоры энергоснабжения (ДПМ) ТЭС (нерыночный выбор);

ДЭС АЭС / ГЭС (неконкурентный и нерыночный отбор);

DPM RES (нерыночный отбор);

конкурсный отбор мощности новых генерирующих мощностей (КОМ НПО) (дополнительные локальные аукционы);

бесплатные контракты на продажу электроэнергии (SDM).

Большая проблема до сих пор заключается в значительной разнице в цене между дешевой «старой» и дорогой «новой» емкостью.

Другая проблема заключается в «неуместном» использовании рыночных механизмов - помимо оплаты за генерирующие мощности, потребители оптового рынка финансируют нерыночные расходы - такие как платежи за DPM (заводы по утилизации твердых бытовых отходов) и перекрестное субсидирование для Дальнего Востока, Крыма и Калининградская область, что ухудшает конкурентоспособность оптовых поставок электроэнергии (мощности).

Системные сервисы Рынки

Был создан централизованный механизм выбора системных услуг через системного оператора. Однако механизмы конкурентного отбора не были запущены ни для одного из типов системных услуг.

Розничные рынки электроэнергии

Конкуренция коммерческих распределительных компаний на розничных рынках электроэнергии практически отсутствует. Основные розничные объемы электроэнергии поставляются через гарантированных поставщиков.

Функция гарантирования поставщиков в текущей модели передается торговым компаниям, вступающим в неравную конкуренцию с коммерческими продажами. Коммерческие продажи теряют это. Никто не ведет единой базы данных о потребителях в регионе. Смена несостоятельного гарантирующего поставщика становится проблемой.

По нашему мнению, необходимо пересмотреть модель ГП - оставить ГП на самом деле монопольной функцией поставщика электроэнергии «из последних рук», исключая возможность функционирования ГП в качестве коммерческой распределительной компании, и перейти на модель сети GP. В ряде регионов функции несостоятельных гарантирующих поставщиков временно перед конкурсным выбором нового GP передаются сетевым компаниям. Объединение энергосистем и гарантированных поставщиков, включая их коммерческую деятельность по продажам, еще более усиливает монополизацию розничных рынков в этих регионах. Необходимо, чтобы на розничных рынках конкурировали только коммерческие компании равного размера, а врачи общей практики выполняли только гарантирующие функции и не участвовали в конкуренции.