Изменения в электроэнергетике России в переходный период к рынку

Электроэнергетический потенциал России и других республик, входивших в бывший СССР, был, в основном, создан за последние 35-40 лет, предшествовавших разделению страны на независимые государства. Установленная мощность электростанций увеличилась с 37.2 млн. кВт в 1955 году до 344 млн.кВт в 1990 году. Протяженность электрических сетей напряжением 35 кВ и выше возросла с 51.5 до 1025 тыс. км, в том числе напряжением 220 кВ и выше - с 5.7 до 222 тыс. км. Удельная численность промышленно-производственного персонала на 1 МВт установленной мощности последовательно снижалась с 11 чел/МВт в 1950г. до 2,85 чел/МВт в 1990г., а удельные расходы условного топлива на производство электроэнергии уменьшились с 590 г/кВт-ч в 1950г. до 325.8 г/кВт-ч в 1990г.

Высокая эффективность производства, передачи (транспорта) и распределения электроэнергии (ЭЭ) была достигнута благодаря реализации ряда основополагающих стратегических направлений развития электроэнергетики страны:

- объединение электроэнергетических систем (ЭЭС) на параллельную работу и создание уникальной ЕЭС страны, которая в конце 80-х годов XX века стала крупнейшим, централизованно управляемым энергообъединением в мире;

- ввод большого количества мощных высокоэффективных ГЭС и АЭС;

- создание эффективной централизованной иерархической системы планирования всего комплекса задач развития и управления функционированием ЕЭС. в том числе задач оптимального использования топливных ресурсов и гидроресурсов, оптимального распределения активных и реактивных мощностей между электростанциями. оптимального выбора состава работающих агрегатов, оптимального планирования ремонтов, обеспечения требуемого уровня надежности и безопасности параллельной работы ЭЭС.

Для планирования развития электроэнергетической отрасли существовала иерархическая система планирования, которая была составной частью системы стратегического планирования развития народного хозяйства страны. В рамках этой системы разрабатывалась стратегия развития электроэнергетической отрасли на долгосрочную перспективу 20-30 лет, а также планы развития генерирующих источников, включая типы, размеры и расположение ЛЭП на ближайшую перспективу 5-20 лет, обеспечивающие оптимизацию капиталовложений и текущих эксплуатационных затрат в развитие и функционирование электроэнергетической отрасли.

В результате создания ЕЭС был достигнут существенный экономический эффект (за счет сокращения капиталовложений и эксплуатационных затрат), оцениваемый в ежегодном исчислении несколькими миллиардами долларов. Выигрыш в снижении суммарной установленной мощности электростанций ЕЭС по сравнению с изолированной работой энергосистем составлял приблизительно 15 млн. кВт.

Требования в отношении резервов мощности и надежности к основным электрическим сетям были несколько ниже аналогичных требований по резервам в энергообъединениях, сложившихся в последние годы (научены опытом катастрофических системных аварий) в энергообъединениях Западных стран. Но благодаря хорошо организованному управлению в ЕЭС, обеспечивалась высокая надежность электроснабжения потребителей. Не было крупных системных аварий с погашением большого числа потребителей.

Изменение принципов планирования и управления функционированием электроэнергетики произошло с началом перестройки в бывшем СССР. В 1990 году был принят закон «О предприятиях в СССР», по которому предприятия становились самостоятельными хозяйственными субъектами с правами юридического лица и могли вести любые виды хозяйственной деятельности, если они не запрещены законодательными актами.

Районные энергетические управления получили статус самостоятельных предприятий, и в электроэнергетике стали вводиться элементы рыночных отношений при сохранении централизованного оперативного управления.

Последним годом, когда электроэнергетика СССР продолжала функционировать как единый управляемый комплекс, стал 1991г. Идущие изменения политических и экономических условий в стране стали с этого время оказывать серьезное негативное влияние на развитие и функционирование электроэнергетики. В результате в 1991 году ухудшились показатели работы отрасли. Впервые за послевоенные годы в 1991 году в ЕЭС СССР и в стране в целом не возросла, а уменьшилась установленная мощность, снизилась выработка и потребление электроэнергии. Ухудшились показатели качества ЭЭ, которые существенно были улучшены в предшествующие годы. Увеличились потери ЭЭ в электрических сетях, увеличился удельный расход топлива на производство ЭЭ и тепловой энергии. Увеличилось число ограничений и отключений потребителей.

В это же время, исходя из того, что электроэнергетика относится к числу наиболее значительных компонентов экономического роста и социального развития, сложившиеся тенденции в мире опираются на опережающий рост производства и потребления ЭЭ. Это опережение особенно наглядно проявилось в последние годы. Согласно статистике Организации Объединенных Наций (ООН) суммарное производство в мире топливно-энергетических ресурсов в 1994 году увеличилось на 3% по сравнению с 1991 годом, тогда как производство ЭЭ возросло за этот период на 5,5%, причем опережение в производстве так называемой первичной ЭЭ, т.е. электроэнергии, вырабатываемой на базе гидроэнергии, атомной энергии и нетрадиционных возобновляемых источников энергии, было еще более высоким - рост 7% за указанные 3 года.

Данные статистики ООН, рассчитанные по единой методике как для мира в целом, так и для отдельных стран, в том числе и для России, свидетельствуют о том, что в условиях экономического спада в России снижение производства первичных топливно-энергетических ресурсов за 1992-1994 годы составило 22%.

Рассчитанные по методике ООН данные по Российской Федерации составили: общее производство первичных топливно-энергетических ресурсов в 1995 году по отношению к 1994 году уменьшилось на 2,5% (на 36 млн.т условного топлива). Согласно прогнозу, разработанному в рамках Европейского экономического сообщества, доля ЭЭ в суммарном конечном потреблении в мире всех видов энергоносителей увеличится с 15,3% в 1995 г. до 16.3% в 2000 г.. до 17.8% в 2010 г., до 19,0% в 2020 г.

Приблизительно 57% всех инвестиций, необходимых для развития мировой энергетики, пойдет на строительство электростанций и остальные 43% - на сооружение линий электропередачи и распределительных электрических сетей.

По расчетам объем финансирования, необходимый для минимально требуемых инвестиционных программ, связанных с развитием электроэнергетики России составлял до 2000 года около 40 млрд. долларов США, а в последующие периоды: 2001-2005 гг. - свыше 50-60 млрд. долларов, 2006-2010 гг. - примерно 60-70 млрд. долларов. Фактически инвестирование существенно отстает.

Таким образом, общий объем инвестиции, которые потребуются в ближайшие 10 лет для развития Российской электроэнергетики, может быть достаточно приближенно оценен в 110-130 млрд. долларов США или около 50-60% всех инвестиций, необходимых по мнению МИРЭС, для развития электроэнергетики в странах переходной экономики.

Характеристикой необходимости инвестиций лишь на модернизацию гидроэнергетики может служить расчет, сделанный по остатку ресурса оборудования, по которому к 2005 году 21 млн. кВт установленной мощности ГЭС России или практически половина суммарной мощности всех действующих гидроагрегатов достигнет предельного срока службы.

В условиях экономического кризиса в стране, затронувшего электроэнергетику в последние годы, принимаются и реализуются серьезные меры по дальнейшему обеспечению устойчивого электроснабжения страны в период ожидаемого роста спроса на ЭЭ, связанного с выходом страны из кризиса и последующего социально-экономического развития.

В первую очередь - это создание федерального оптового рынка электрической энергии и мощности (ФОРЭМ). Тарифы на ЭЭ для субъектов рынка (электростанции, энергосистемы) устанавливаются Федеральной Энергетической Комиссией (ФЭК), а на региональном уровне (РЭК). В настоящее время имеется более 100 участников ФОРЭМ.

Ценообразование на рынке ЭЭ пока еще не носит чисто рыночных подходов, поскольку учитывает некоторые социально-экономические и политические аспекты в регионах и в стране в целом. Регулирование тарифов на ЭЭ производится по представлению электростанциями, избыточными энергосистемами, организациями, оказывающими услуги на ФОРЭМ. расчетов и обоснований, а также по инициативе регулирующего органа, последнее и содержит социально-политический аспект.

Для сравнения на диаграмме показан отпускной тариф на ФОРЭМ самой дешевой из тепловых электростанций Пермской ГРЭС, (Уральский регион), который почти в 1,5 раза выше, чем самая дорогая энергия Верхне-Волжских ГЭС.

В диаграмме также для сравнения приведен отпускной тариф двух крупнейших ГЭС - Братской и Красноярской, не работающих непосредственно на ФОРЭМ, а выдающих электроэнергию в свои региональные энергетические системы, которым эти ГЭС принадлежат.

Проведенные в России преобразования в электроэнергетике способствовали обеспечению устойчивости работы отрасли. Продолжалось, хотя и недостаточно интенсивно, строительство новых электростанций и электрических сетей, в первую очередь в энергодефицитных районах России. Однако, как уже отмечалось, ухудшение экономических показателей отрасли в значительной мере произошло из-за неплатежей за полученную потребителями ЭЭ.

На ФОРЭМе тарифы на ЭЭ, поставляемую на рынок продавцами (электростанциями - дочерними АО РАО «ЕЭС России», АЭС, избыточными ЭЭС), а также тарифы на ЭЭ. приобретаемую на оптовом рынке покупателями (дефицитными ЭЭС, потребителями, выведенными на рынок), определяются не процедурой конкретного установления цены для производителей ЭЭ для часового или получасового интервала времени, а обосновываются по затратному принципу.

Практически отсутствует рынок технологических системных услуг. связанных с участием субъектов рынка в обеспечении надежности функционирования «ЕЭС России», о чем сказано в предыдущем разделе.

Партнерам, заключающим договоры на поставку-покупку ЭЭ. диктуется такая схема взаиморасчетов, которая оказывается зависимой от субъективных факторов.

Серьезным недостатком существующей системы регулирования тарифов на региональном уровне является значительная диспропорция между промышленными и коммунально-бытовыми потребителями. До 1990 года тарифы для населения были в 2 раза выше, чем для промышленности, и это соответствовало общепринятой практике во всех промышлепно развитых странах. Сейчас соотношение сильно деформировано, в результате чего происходит существенное перекрестное субсидирование коммунально-бытовых потребителей, т.е. затраты на производство ЭЭ необоснованно перекладываются на промышленность. Поэтому приведение тарифов для различных категорий потребителей в соответствие с реальными затратами на производство, передачу и распределение ЭЭ является одной из задач повышения эффективности использования ЭЭ в хозяйстве России.

Отрицательное влияние на эффективность функционирования отрасли оказывают политика «замораживания тарифов» на ЭЭ (выше отмечалось, что происходит это по инициативе регулирующего органа) при одновременном росте цен на топливо и оборудование, различного рода запреты на отключение ЭЭ потребителям-неплательщикам, вмешательство органов исполнительной власти в оперативную деятельность территориальных энергоенабжающих организаций по режиму энергопотребления. В ряде регионов РЭКами тарифы на ЭЭ устанавливаются ниже себестоимости. Такой подход рассчитан на дотации из Федерального бюджета и с ФОРЭМ. В Приморском крае такой подход привел к тяжелейшему экономическому кризису.

Группой экспертов под руководством РАО «ЕЭС России» были подготовлены предложения по развитию рынков ЭЭ с учетом региональных особенностей.

Было предложено в рамках единой сетевой структуры «ЕЭС России» перейти на оптовую торговлю электрической энергией (мощностью) с использованием трех моделей рынка ЭЭ, работающих на различных принципах:

- модели общего рынка в европейской части России;
- модели конкурентного рынка межсистемных перетоков в Сибири;
- модели регулируемого оптового рынка на Дальнем Востоке.

Например, предлагается создать конкурентный рынок в европейской части ЕЭС, который будет предусматривать реализацию следующих главных мероприятий:

На первом этапе должны быть подготовлены и осуществлены: по мере готовности переход к расчетам по маржинальным (предельным) тарифам на отпуск ЭЭ с оптового рынка; к планированию балансов наиболее дешевых поставщиков ЭЭ; к мероприятиям, связанным с переходом на экономическую диспетчеризацию загрузки электростанций.

На втором этапе предполагается осуществить: переход к расчетам по маржинальным тарифам за поставку ЭЭ на оптовый рынок и по индивидуальным регулируемым тарифам на поставку рабочей мощности; вывод крупных потребителей на оптовый рынок; апробирование в одной из ОЭС конкурентных механизмов ценообразования.

На третьем этапе намечается: введение в каждой из зон оптового рынка маржинальных почасовых цен на ЭЭ; образование оперативного (оптового) рынка ЭЭ; внедрение механизма оплаты за предоставление поставщиками дополнительных услуг; предоставление потребителям права выхода на рынок; создание генерирующих компаний.

На четвертом этапе все потребители получат право выбора поставщика ЭЭ и для них появится открытый доступ как к передающей, так и распределительной электрической сети, т.е. концепция близка к той, что изложена выше, которая предлагается рядом ученых, исследующих эту проблему.

При планировании дальнейших преобразований в электроэнергетике России необходимо учитывать то, что ЕЭС России» является важнейшим фактором стабильности развития экономики страны, и все предлагаемые преобразования должны исходить из сохранения ЕЭС. При этом необходимо учитывать следующие основные факторы:

- для введения свободной конкуренции в электроэнергетику нужны, как показывает зарубежный опыт, определенные предварительные условия, в том числе устойчивая национальная экономика; отработанная практика соблюдения обязательств при выполнении контрактов;

- наличие в большинстве райлнов в ЕЭС России относительно слабых межсистемных связей в условиях конкурентного рынка со свободным доступом к передающей сети может привести к увеличению стоимости ЭЭ для конечных потребителей за счет оплаты системных ограничений по пропускной способности. Поэтому требуется обоснованное предварительное устранение «узких мест» в системе передачи ЭЭ до ввода свободной конкуренции;

- быстрый рост стареющего оборудования электростанций в условиях недоинвестирования строительства новых электростанций, реконструкции и замены стареющего оборудования при росте потребностей в ЭЭ может уже в недалекой перспективе привести к тому, что не будет достаточно эффективных генерирующих мощностей для обеспечения снижения цены на ЭЭ на оптовом рынке и цена на ЭЭ для конечных потребителей окажется чрезмерно высокой.

При введении свободной конкуренции хотя бы на уровне производства ЭЭ на 2000 г. из-за имеющегося в России значительного избытка мощностей многие электростанции пришлось бы остановить и это привело бы к их банкротству. Эта проблема аналогична проблеме «замороженных затрат». имеющей место в западных странах при вводе конкурентных рынков ЭЭ, и она требует принципиальных подходов по разрешению этих проблем до ввода свободной конкуренции. Помимо этих, а также социальных проблем, которые неизбежно возникнут, на перспективу необходимо будет определить источники финансирования для ввода новых генерирующих мощностей в необходимых объемах к требуемому времени.

Введение свободной конкуренции в электроэнергетике России даже только на уровне производства ЭЭ с открытым доступом к передающей сети требует решения указанных выше проблем, поэтом} на самое начало XX века такое мероприятие представляется преждевременным, не говоря уже о вводе свободного выбора поставщиков ЭЭ для средних и мелких потребителей, для которых вообще отсутствуют необходимые для свободного выбора условия.

Переход от современного состояния рыночных отношений в электроэнергетике (первый этап) к полноценному рынку (четвертый этап) растянется на несколько лет. При этом должны быть определены правила распределения выгод от уменьшения стоимости ЭЭ и улучшения надежности, полученных при совместной работе различных собственников энергетических объектов в составе ЕЭС России, и разработаны наиболее приемлемые принципы конкуренции. Для повышения конкуренции целесообразно создание условий для широкого развития независимых производителей ЭЭ и тепловой энергии, а также развитие собственного производства этих видов энергии промышленными предприятиями. Законодательство должно в первую очередь определить условия доступа этих производителей в электрическую сеть РАО «ЕЭС России»» и акционерных обществ энергосистем, а также сформулировать требования по обеспечению надежной работы независимых электростанций с другими электростанциями, входящими в «ЕЭС России» и по обеспечению безопасности, одинаковой с такими же объектами ЕЭС.

В.И. Брызгалов, Л.А. Гордон, "Гидроэлектростанции", Красноярск, 2002г.