Развитие в России конкурентного рынка электроэнергии и энергетической мощности в условиях мирового экономического кризиса

Электроэнергетика России находится на завершающем этапе реформ. Кризис создал необходимые условия для оценки конструкции электроэнергетического рынка. Действующая модель рынка мощности приводит к необоснованному удорожанию цены электрической энергии для конечных потребителей и запуску механизма инфляции издержек. Альтернативное энергоснабжение на базе малой энергетики затруднено из-за высокой стоимости технологического присоединения к сети. Для решения этих проблем требуются дальнейшие преобразования институциональной среды.

Развитие в России конкурентного рынка электроэнергии и энергетической мощности в условиях мирового экономического кризиса

М. А. СЕМЕНОВА,

Петрозаводский государственный университет E-mail: semenova_ma@mail.ru

Краткая характеристика электроэнергетики России

В 2006 г. Россия занимала четвертое место в мире по величине установленной мощности электростанций и объему производства1 (табл. 1).

По данным за 2007 г., установленная мощность электростанций России составляла порядка 224 ГВт, из них 153 ГВт (68%) приходилось на тепловые электростанции, 47 ГВт (21%)- на гидроэлектростанции и гидроаккумулирующие, 24 ГВт (11%) - атомные электростанции2.

1 International Energy Annual // Energy Information Administration (EIA) (URL: http://www.eia.doe.gov/iea/elec.html).

2 Российский статистический ежегодник 2008 // Федеральная служба государственной статистики (URL: http://www.gks.ru/bgd/regl/B08_13/ IssWWW.exe/Stg/d3/13-96.htm).

© ЭКО 2009 г.

Таблица 1

Мощность электростанций и объем производства электроэнергии в 2006 г.

Страна Установленная мощность, ГВт Производство электроэнергии, млрд кВ* ч

США 964,75 4071,26

Китай 517,55 2717,50

Япония 251,32 1032,70

Россия 218,37 940,64

Крупнейшими объединенными энергетическими системами (ОЭС) по установленной мощности электростанций являются ОЭС Центра, Сибири и Урала. Мощность электростанций этих трех ОЭС приблизительно одинакова - 42-49 ГВт, но структура генерирующих активов у них разная. Доля АЭС в суммарной установленной мощности электростанций ОЭС Центра достигает 24% (12 ГВт), в ОЭС Урала - всего 1,4% (1 ГВт), в Сибири АЭС отсутствуют.

Институциональные преобразования в электроэнергетике России

В настоящее время реформирование электроэнергетики России находится в завершающей стадии. От успешной реализации реформ зависит не только дальнейшее развитие отрасли, но и экономический потенциал страны. Опыт формирования конкурентного рынка не уникален - реформы уже проведены или проводятся большинством развитых стран.

Реформирование электроэнергетики России началось в 1990-х годах в рамках общей трансформации экономической системы из административно-командной в рыночную. Вертикально-интегрированные предприятия отрасли были преобразованы в акционерные общества, при этом большая часть акций вошла в уставный капитал холдинга ОАО РАО «ЕЭС России». Процесс активной реструктуризации начался в 2003 г. В соответствии с постановлением правительства от 11.07.2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» и Концепцией Стратегии ОАО РАО

«ЕЭС России» на 2003-2008 гг. «5+5» монопольные виды деятельности (к которым традиционно относятся передача электрической энергии и оперативно-диспетчерское управление энергосистемой) были отделены от потенциально конкурентных (связанных с производством и реализацией электроэнергии). При этом государство сохранило контроль над АЭС, крупными ГЭС и отраслевой технологической инфраструктурой.

История знает три варианта разделения монопольных видов деятельности по передаче электроэнергии и оперативно-диспетчерскому управлению, при этом государство может не являться основным собственником, - это модели Transco, ISO и Gridco. В модели Transco сетевые активы находятся в собственности независимого оператора передающих систем, осуществляющего также оперативно-диспетчерское управление (страны Скандинавии, Великобритания).

В модели ISO право собственности на сетевые активы остается у прежних владельцев. Обязанности по оперативному управлению и развитию сетевой инфраструктуры, а также оперативно-диспетчерское управление возлагаются на отдельную компанию - независимого системного оператора (Австралия).

Модель Gridco предполагает полное разделение видов деятельности: независимая сетевая компания - собственник сетей, и независимый системный оператор, осуществляющий оперативно-диспетчерское управление (часть штатов Австралии, некоторые штаты США).

В России реализована модель Gridco с доминирующим участием государства. В 2002 г. на базе объединения оперативно-диспетчерских служб вертикально-интегрированных компаний создана единая компания по оперативно-диспетчерскому управлению ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» (ОАО «СО ЕЭС»), 100% акций которой принадлежат Российской Федерации. Магистральные сетевые активы, выделенные из АО-энерго, 1 июля 2008 г. окончательно присоединены к ОАО «Федеральная сетевая компания ЕЭС» (ОАО «ФСК ЕЭС»), 77,66% акций которой находятся в собственности Российской Федерации, 22,34% - распределены среди 450 тыс. миноритарных акционеров.

Основными регуляторами, формирующими институциональную среду отрасли, являются: Министерство энергетики РФ - в части реализации государственной политики и нормативно-правового регулирования в топливно-энергетическом комплексе; Федеральная служба по тарифам (ФСТ) - в части правового регулирования цен и тарифов; Федеральная антимонопольная служба (ФАС) - в части контроля за соблюдением антимонопольного законодательства; некоммерческое партнерство «Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью» (НП «Совет рынка») - в части разработки и контроля исполнения правил оптового и розничного электроэнергетических рынков. Коммерческая инфраструктура рынка представлена ОАО «Администратор торговой системы» (100% дочерняя компания НП «Совет рынка»), а также ЗАО «Центр финансовых расчетов». Функционирование технологической инфраструктуры обеспечивают ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС».

Структура рынка

Оптовый электроэнергетический рынок является сферой обращения двух товаров - электрической энергии и мощности. С 2006 г. в соответствии с графиком, утвержденным постановлением правительства РФ от 07.04.2007 г. № 205, на рынке осуществляется постепенная либерализация: часть объемов электрической энергии и мощности реализуется по свободным ценам. Механизмы торговли «свободными» объемами электроэнергии представлены сегментом свободных двусторонних договоров, рынком на сутки вперед, балансирующим рынком. «Свободные» объемы мощности реализуются на основании свободных двусторонних договоров на электрическую энергию и мощность и через механизм конкурентного отбора мощности на год вперед.

Основной объем электрической энергии торгуется на спот-рынке в режиме на сутки вперед на основе маржинального аукциона. За сутки до фактической поставки генераторы и потребители подают заявки с указанием планируемого почасового объема производства (потребления) по соответствующей

цене. Цена самой дорогой станции, востребованной системой, определяет цену рынка. Балансирующий рынок функционирует в режиме реального времени, приводя в соответствие производство и потребление, но он составляет не более 2% сегмента регулируемых договоров и рынка на сутки вперед.

Проявления кризиса в электроэнергетической отрасли

Мировой кризис привел к повсеместной рецессии производства и сокращению объемов потребления электрической энергии по сравнению с уровнем 2007 г. на всей территории России (рис. 1). В ноябре 2008 г. потребление электроэнергии составило 86 млрд кВт-ч, что на 6% ниже аналогичного периода прошлого года.

Млрд кВт^ч 120

100 80 60 40 20 0

% 10,00

Янв. Фев.Март.Апр. Май Июнь.Июль.Авг.Сент. Окт. Нояб. Дек.

] Объем потребления

Темп прироста по отношению к 2007

Рис. 1. Динамика объемов потребления электроэнергии в России за январь-декабрь 2008 г.

Составлено по: Динамика фактического электропотребления в 2008 г. по субъектам РФ //Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике

Наибольший спад спроса произошел в регионах с высокой концентрацией энергоемких производств - на Урале, в районе

Волги, в центральной части РФ. В Сибири и на юге РФ энергопотребление снизилось незначительно, а на востоке страны произошел рост по сравнению с аналогичным периодом

2007 г.

В результате сокращения спроса на европейской территории страны часть тепловой генерации осталась невостребованной и была замещена гидроэлектростанциями и атомными станциями, работающими в режиме технологического минимума. На увеличение выработки ГЭС также повлияла благоприятная гидрологическая ситуация, сложившаяся в конце октября - ноябре 2008 г. В результате действия этих факторов в центральной зоне (хаб «Центр»3) в ноябре-декабре

2008 г. индекс цены на рынке на сутки вперед снизился по сравнению с уровнем 2007 г. почти на 20%.

В декабре 2008 г. средневзвешенная цена рынка на сутки вперед в первой ценовой зоне (Европа и Урал) установилась на уровне 539 руб./МВт-ч, при этом в ночные часы индекс цен мог не превышать 100 руб./МВт-ч. Средневзвешенная цена во второй ценовой зоне (Сибирь) составляла 416 руб./МВт-ч4 .

Сопоставление тарифа на электрическую энергию тепловых станций и средневзвешенной цены рынка на сутки вперед дает следующую картину: для большинства ТЭЦ и ГРЭС цена рынка на сутки вперед опустилась ниже уровня тарифа на электрическую энергию, утвержденного Федеральной службой по тарифам РФ. А значит, станции не смогли полностью окупить свои переменные затраты в условиях сложившейся конъюнктуры рынка.

На фоне динамики ценовых индикаторов оптового рынка происходило и движение цен на розничном рынке. Рассмотрим их на примере ОАО «Карельская энергосбытовая компания» (рис. 2). В ноябре-декабре 2008 г. наблюдалось снижение нерегулируемой цены электрической энергии (с учетом мощности) по сравнению с 2007 г. (в ноябре снижение

3 Хаб - совокупность узлов расчетной модели электроэнергетической системы России, которая характеризуется единой динамикой изменения равновесных цен на электроэнергию.

4 Ежемесячный обзор равновесных цен на электрическую энергию по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (РСВ). Декабрь 2008 г. //ОАО «АТС» (http://www.atsenergo.ru/getfile.jsp?fid-8092).

Руб./МВт^ч

3500

г

г

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Янв.08 Мар.08 Май.08 Июл.08 Сен.08 Ноя.08 Янв.09

Рис. 2. Динамика цен на розничном рынке.

Цены ОАО «Карельская энергосбытовая компания» в 2008 г. - январе 2009 г., руб./МВт-ч5

составило 14%, в декабре - 28%). Однако в январе 2009 г. на фоне низкого индикатора цены электроэнергии оптового рынка нерегулируемая розничная цена скачкообразно выросла (более чем вдвое по сравнению с уровнем декабря 2008 г.). Так как составляющая электроэнергии в розничной цене изменилась незначительно, основной причиной скачка послужило увеличение ценовой составляющей по мощности, что, в свою очередь, вызвано увеличением платы за мощность генерирующим компаниям (в основном за счет роста тарифов с 01.01.2009 г.) в расчете на меньший объем пикового потребления в энергосистеме.

В действующей модели рынка генерирующим компаниям оплачивается вся располагаемая мощность, учтенная в прогнозном балансе поставок электрической энергии, и мощности на соответствующий год, вне зависимости от того, востребована данная электростанция или нет. Гарантированная оплата мощности генерирующего оборудования, учтенного

5 На примере для потребителей с числом часов использования заявленной мощности менее 5000 (источник данных: www.atsenergo.ru).

в прогнозном балансе 2007 г., осуществляется по тарифам, проиндексированным Федеральной службой по тарифам РФ. Оплата мощности новых станций производится по цене, утвержденной НП «Совет рынка». Кроме того, у всех компаний существует возможность реализации мощности по договорной цене в рамках свободных договоров на электрическую энергию и мощность.

Данный механизм особенно привлекателен для электростанций с относительно низким утвержденным тарифом на мощность, поскольку позволяет получить дополнительный доход. Однако по энергосистеме в целом наличие свободных договоров на электрическую энергию и мощность увеличивает среднюю цену мощности, которая в последующем транслируется на розничный рынок. В результате потребители оплачивают двойную маржинальную цену - и на рынке электроэнергии в рамках маржинального аукциона, и на рынке мощности.

Особенно ощутимы колебания нерегулируемой цены для новых потребителей, не учтенных сбытовыми компаниями в базовом балансе потребления электрической энергии и мощности.

Уроки кризиса

Кризисная ситуация в экономике послужила индикатором для оценки эффективности функционирования электроэнергетического рынка. Рынок электрической энергии вполне адекватно реагирует на изменения макроэкономической ситуации, но положительный для потребителя эффект снижения цены на электрическую энергию нивелируется на розничном рынке действующим механизмом оплаты мощности. Существующая модель рынка мощности, сочетающая в себе принципы гарантированного возмещения условно-постоянных затрат через механизм тарифного регулирования и элементы конкуренции, выражающиеся в возможности заключения двусторонних договоров по свободной цене, приводит к необоснованному удорожанию цены электрической энергии (и мощности) для потребителей розничного рынка и инициирует механизм инфляции издержек.

Что же можно предложить в качестве альтернативы? Отказ от регулирования (и, соответственно, гарантированного возмещения условно-постоянных затрат) и переход к механизму оплаты мощности, основанному исключительно на рыночных принципах, в условиях общемировой рецессии неприемлемы, так как под угрозой оказывается надежность энергоснабжения потребителей.

Рядом исследователей в качестве потенциального решения проблемы предложено элиминирование конкурентных элементов модели возмещения условно-постоянных затрат. Эта мера действительно позволит избежать двойного маржинального ценообразования, но опять приведет к установлению тарифов государством, что признано экономически неэффективным. Кроме того, данный шаг потребует существенного пересмотра нормативно-правовой базы, даст возможность вносить изменения в договоры о предоставлении мощности, что, в свою очередь, может негативно сказаться на выполнении инвестиционных программ и развитии генерирующих мощностей в масштабе электроэнергетического комплекса страны.

В любом случае изменение модели рынка - процесс длительный. Существующие на электроэнергетическом рынке тенденции должны стимулировать развитие энергосбережения и использование альтернативных источников электроэнергии.

Альтернативные источники

По мнению некоторых авторов6, в этом отношении весьма перспективно развитие независимой малой энергетики. Малая энергетика - синоним изолированной, автономной энергетики, обеспечивающей потребности в электричестве в отсутствие централизованной энергосистемы, часто ассоциируется с альтернативной энергетикой - ветряными, солнечными, приливными и другими станциями, работающими на возобновляемых источниках энергии. К достоинствам малой энергетики относят низкие эксплуатационные расходы, простоту в управлении, непродолжительный и относительно недорогой

6 Например, см.: ГительманЛ. Д. Энергетический бизнес / Л. Д. Гительман, Б. Е. Ратников. М.,2008. С.173.

инвестиционный цикл. Несомненно, стоимость инвестиционных проектов для разных типов станций будет существенно различаться (табл. 2).

Таблица 2

Удельная стоимость строительства электростанций7, дол./кВт

Вид станции Удельная стоимость

Паротурбинная КЭС (уголь) 1000- 1100

Атомная 1300-1500

Гидравлическая 900-3000

Газотурбинная 400-500

Парогазовая КЭС 600-800

Ветроэнергетическая 1200-1600

Фотоэлектрическая 6000-10000

Геотермальная более 2500

Приливная более 3500

На твердых бытовых отходах 3000-5500

На биомассе 1100-1800

Удельная стоимость строительства крупной ГЭС оценивается в 900-3000 дол./кВт, малой- в 400-600 дол./кВт. Малая ГЭС, как правило, не требует больших гидротехнических сооружений и может быть построена за счет капиталовложений частного сектора без участия государства (чего нельзя сказать о фотоэлектрических и ветроэнергетических установках). Если речь идет о реконструкции, стоимость инвестиционного проекта будет еще ниже. Энергетический потенциал малых рек России оценивается в 357,1 млрд кВт-ч/год8.

Малые энергообъекты не заменят централизованного энергоснабжения, но смогут эффективно его дополнить. Способствуя энергобезопасности, развитие малой энергетики послужит базой дальнейшего формирования конкурентных отношений на рынке электроэнергии, и это проверено практикой.

7 Гительман Л. Д. Указ. соч. С. 25.

8 Гидропотенциал малых рек РФ //Фонд «Новая энергия» (http://www.ne-fund.ru/smallrivers.html).

Энергетическая отрасль большинства современных стран до определенного этапа была представлена вертикально-интегрированными компаниями с высокой степенью концентрации и централизации производства, что обусловлено общей логикой генезиса экономических систем. В частности, энергетика США до 1978 г. являла собой вертикально-интегрированные коммунальные компании, регулируемые комиссиями соответствующих штатов.

Ключевым для успешного развития малой энергетики и 30 лет назад в США, и сегодня в Российской Федерации оказался вопрос присоединения к сети. Этот вопрос не из легких -в США, например, в течение 18 лет малая генерация сталкивалась с оппортунистическим поведением коммунальных компаний - собственников сетевой инфраструктуры.

В Российской Федерации технологическое присоединение энергетических установок к сетевой инфраструктуре осуществляется на основании Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям, утвержденных постановлением правительства РФ № 861 от 27.12.2004 г. Величина платы за технологическое присоединение рассчитывается сетевой организацией и утверждается органом исполнительной власти в области регулирования тарифов (для распределительных сетей - региональным комитетом, для магистральных - ФСТ РФ). В таблице 3 в качестве примера представлены ставки платы за технологическое присоединение к сетевой инфраструктуре различных межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК).

Простой подсчет стоимости технологического присоединения для генерирующего объекта с установленной мощностью 0,75 МВт в Республике Карелия дает сумму в 9 млн руб., в Курганской области - 4 млн руб.

Сложность расчета платы за технологическое присоединение по индивидуальному проекту обусловлена оценочным характером определения стоимости необходимых мероприятий по подключению к сети. Например, по проекту реконструкции малой ГЭС с установленной мощностью 4,8 МВт (п. Ляскеля

Таблица 3

Ставки платы за технологическое присоединение (без НДС)9,

руб./кВт

Уровень напряжения, кВ Присоединяемая мощность Ставки за технологическое присоединение в филиалах МРСК

Северо-Запад, «Карел-энерго» Центр,«Тверь-энерго» Урал, «Кур-ганэнер-го» Урал, «Челяб-энерго» Юг, «Волгоград-энерго »

1-я зона 7-я зона

1-0,4 До 30 кВт 8494 4900 13743 4744 14417 8990

От 30 до 100 кВт 8604 5100 13892 4355 14417 7276

6-10 До 100 кВт 12023 3550 12213 6285 14417 4891

От 100 до 750 кВт 12280 3850 13225 5921 14417 4327

Свыше 750 кВт Инд. проект 4050 14203 4340 14417 4239

Свыше 35 Свыше 750 кВт По индивидуальному проекту

Республики Карелия), оцениваемому в 250 млн руб., стоимость подключения к сети составляет 60 млн руб.10

Как показывает практика, стоимость подключения приводит к весьма значительному удорожанию инвестиционного проекта и может стать серьезным препятствием для его реализации.

Во исполнение федерального закона «Об электроэнергетике» постановлением № 426 от 03.06.2008 г. правительство РФ утвердило «Правила квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии». В соответствии с этим документом один из критериев признания генерирующего объекта альтернативной энергетики квалифицированным генерирующим объектом -

9 Составлено по материалам сайтов компаний.

10 По материалам сайтов компаний.

наличие присоединения к электрическим сетям, подтвержденное соответствующим документом. Функцию квалификации (признания генерирующих объектов функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированными генерирующими объектами) осуществляет НП «Совет рынка». Квалифицированным генерирующим объектам положен ряд льгот в виде компенсации стоимости технологического присоединения, надбавки к равновесной цене электроэнергии оптового рынка и т.д. Однако нормативные правовые акты, регламентирующие порядок осуществления данных преференций, пока еще находятся в стадии разработки.

Ускорить принятие упомянутых нормативных правовых актов могла бы инициатива НП «Совет рынка». Но при наличии экономических барьеров доступа в группу НП «Совет рынка» (единовременный вступительный взнос - 5 млн руб., регулярный членский взнос для членов, включенных в Палату продавцов - 286 тыс. руб.11) заинтересованных в развитии малой энергетики субъектов может оказаться немного.

Из всего сказанного следует вывод: при реформировании электроэнергетики России главными оказываются вопросы доступа к сетевой инфраструктуре и трансформация модели рынка мощности. Кризис может послужить стимулом для качественных изменений в электроэнергетической отрасли, но для их успешной реализации необходимы дальнейшие преобразования институциональной среды.

Уважаемые читатели!

В № 5 за 2009 г. в статье И. Б. Гуркова «Кризис стратегии и стратегия кризиса - поведение российских компаний накануне и в ходе экономической рецессии» на рис. 2-3, 5-7, 9-10 вместо «Компенсации» следует читать «Компетенции».

Приносим свои извинения!

11 О текущих (регулярных) членских взносах за 1 квартал 2009 года //НП «Совет рынка» (http//www.np-ats.ru/index.jsp?pid-228&dt-04.02.2009&pubid-3902).