Система и проблемы управления развитием электроэнергетики России

Е.Д. Волкова, А.А. Захаров, С.В. Подковальников, В.А. Савельев, К.А. Семёнов, Л.Ю. Чудинова

СИСТЕМА И ПРОБЛЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ

В статье рассматривается действующая система управления развитием электроэнергетики России, включая регламентирующие отраслевые документы и механизмы развития генерирующих мощностей. Анализируются проблемы управления развитием отрасли и указаны направления его совершенствования.

Формирование системы управления развитием электроэнергетики России в условиях рыночных преобразований является необходимым условием сбалансированного, устойчивого и эффективного развития отрасли. Задача создания такой системы включена в Концепцию долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 г., утвержденную в 2008 г. [1]. К этому времени отдельные элементы данной системы уже существовали. В частности, регулярно разрабатывались Энергетическая стратегия России, Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики и другие директивные документы. Была создана в первоначальном варианте нормативная база механизма гарантирования инвестиций, однако он не применялся. Следует отметить, что целевое видение системы управления развитием электроэнергетической отрасли, а также пути ее создания в Концепции не определены. В результате формирование этой системы происходит отчасти стихийно, что приводит к возникновению проблем при ее функционировании.

В действующей системе управления развитием в известной мере сохраняются принципы системного подхода [2], заложенные в период централизованного планирования развития электроэнергетической отрасли в СССР. Это обусловлено технологической целостностью электроэнергетических систем (ЭЭС). Прежде всего, имеется в виду иерархическое построение системы управления (рисунок). На верхнем уровне этой системы разрабатываются государственные федеральные и региональные программы, стратегии и схемы развития электроэнергетики и ее подотраслей, нацеленные на максимизацию социально-экономической эффективности отрасли в рамках топливно-энергетического комплекса (ТЭК), экономики страны и ее регионов. На нижнем уровне системы управления создаются инвестиционные программы и проекты энергокомпаний, отвечающие частным интересам многочисленных субъектов хозяйствования, таких как генерирующие, сетевые, сбытовые компании.

Для согласования указанных документов на верхнем и нижнем уровнях и соответственно согласования общеотраслевых и общегосударственных интересов с интересами энергокомпаний и обеспечения необходимого ввода мощностей внедряются механизмы развития. В частности, к ним относятся договоры на предоставление мощности (ДПМ) [3], механизм гарантирования инвестиций (МГИ) [4] и долгосрочный рынок мощности (ДРМ) [5].

Для комплексного рассмотрения системы управления развитием электроэнергетики, помимо указанных элементов, необходим анализ отраслевых и межотраслевых органов управления и регулирования (Минэнерго, Минэкономразвития, Федеральной службы по тарифам и др.), их полномочий в части развития электроэнергетики, информационных взаимосвязей, задач, принимаемых решений. Выполнение такого комплексного анализа является достаточно сложной задачей. Поэтому на данном этапе исследования проведен первичный анализ системы управления

развитием электроэнергетики с рассмотрением ее элементов, представленных на рисунке.

Рисунок. Система управления развитием электроэнергетики России

Система государственных документов, определяющих развитие электроэнергетики. В функциональном плане система управления развитием электроэнергетики России предусматривает разработку ряда документов, регламентированных Постановлением Правительства № 823 [6]. К ним относятся:

- генеральная схема размещения объектов электроэнергетики на 15 лет с корректировкой каждые три года;

- ежегодно уточняемая схема и программа развития Единой энергосистемы РФ на семилетнюю перспективу;

- схемы и программы развития электроэнергетики субъектов РФ на пятилетний период с ежегодной корректировкой и утверждением.

Данные схемы и программы базируются на Энергетической стратегии РФ, определяющей основные направления развития ТЭК и формирующих его отраслей по стране в целом и ее регионам. Помимо указанных документов развитие электроэнергетики определяют долгосрочные целевые программы развития ядерной энергетики, гидроэнергетики, электростанций, использующих возобновляемые энергоресурсы; сценарные условия развития электроэнергетики РФ; территориальные энергетические стратегии и программы; инвестиционные программы и проекты энергокомпаний и др.

Указанные документы в целом образуют иерархическую территориально-технологическую систему, которая охватывает, с одной стороны, подотрасли, формирующие электроэнергетику (атомную, гидро- и теплоэнергетику, электросетевое хозяйство), с другой, - электроэнергетические системы на разных территориальных уровнях, включая Единую энергосистему (ЕЭС) России, объединенные энергосистемы, районные энергосистемы (см. рисунок). Кроме того, данная иерархическая система включает временную координату, поскольку разные документы разрабатываются для разных временных горизонтов планирования: от нескольких лет до нескольких десятков лет.

При этом в системе управления развитием электроэнергетики существует разрыв между государственными федеральными и региональными стратегиями, про-

граммами и схемами, с одной стороны, и инвестиционными программами и проектами энергокомпаний с другой [7]. Первые нацелены на формирование оптимальных планов развития электроэнергетики и ЭЭС в территориальном и отраслевом разрезах, вторые составляются с целью максимизации эффективности отдельных энергокомпаниий. Следует отметить, что государственные документы по развитию электроэнергетической отрасли могут выступать в качестве руководств для энергокомпаний с государственной собственностью, таких как Федеральная сетевая компания, Росатом, РусГидро и некоторые другие. Для частных генерирующих компаний эти документы, вообще говоря, являются таковыми только в той части, которая не противоречит критериям эффективности бизнеса. Планируемая в настоящее время приватизация ряда генерирующих компаний с государственным участием [8] увеличивает указанный выше разрыв в системе управления развитием электроэнергетики.

Таким образом, при многочисленности участников процесса управления и соответственно разрабатываемых документов и в отсутствие необходимой взаимосвязи между ними устойчивое развитие и функционирование электроэнергетики России, а также обеспечение ее энергетической безопасности в новых экономических условиях не гарантируются.

Внедряемые в настоящее время в России механизмы развития призваны, по мнению их разработчиков, снять отмеченные противоречия и согласовать действия отдельных энергокомпаний с требованиями системной эффективности. Следует, однако, указать, что данные механизмы нацелены на стимулирование развития только генерирующих мощностей. Электрические сети пока в основном находятся в государственной собственности, и их развитие регламентируется соответствующими директивными документами, рассмотренными выше. Однако в настоящее время выдвигаются предложения о продаже электросетевых компаний частным собственникам [9]. В случае реализации этих планов вопросы согласования государственных стратегий и программ с интересами частных компаний неизбежно возникнут и в электросетевом комплексе.

Механизмы развития генерирующих мощностей рассматриваются ниже.

Договоры на предоставление мощности. Механизм ДПМ рассматривается как временный, призванный обеспечить развитие электростанций до запуска долгосрочного рынка мощности, а также в начальный период его работы. Он был предложен Минэкономразвития и РАО ЕЭС России с целью гарантирования реализации инвестиционной программы РАО до 2012 г. после прекращения его существования [3]. Образованные на базе генерирующих активов РАО ЕЭС России оптовые и территориальные генерирующие компании и их новые собственники (инвесторы) обязывались, согласно указанной программе, обеспечить вводы генерирующих мощностей на конкретных энергетических объектах.

Для этого РАО ЕЭС России заключало акционерное соглашение с инвестором, а также договор с генерирующей компанией о предоставлении мощности. Необходимость заключения дополнительного договора о предоставлении мощности была вызвана тем, что существующее российское законодательство не позволяет использовать акционерное соглашение как инструмент обеспечения гарантий со стороны инвестора в части выполнения им своих инвестиционных обязательств [3]. Указанные гарантии предоставляло только заключение ДПМ. Предложенная договорная конструкция, как предполагалось разработчиками, позволяет обеспечить выполнение инвестиционной программы. При этом, если инвестор срывает сроки ввода новых мощностей, то к нему применяются штрафные санкции.

В ДПМ также предусматривается и ряд смягчающих условий [3]. Во-первых, это возможность сдвига ввода мощностей на срок до года при возникновении независящих от компании обстоятельств. Во-вторых, генерирующим компаниям гарантируется, что построенная ими в рамках механизма ДПМ мощность будет покупаться Центром финансовых расчетов, который является дочерней структурой Администратора торговой системы (АТС). В-третьих, инвестор может заменить один объект другим. В-четвертых, в случае снижения темпов либерализации электроэнергетических рынков генерирующие компании имеют право отказаться от своих обязательств по выполнению инвестиционной программы. Кроме того, введены ограничения предельного размера штрафов и некоторые другие, благоприятствующие генерирующим компаниям.

В рамках механизма ДПМ в качестве источника инвестирования вводов новых мощностей (наряду с заемными и собственными средствами) предусматривается использование доходов от дополнительной эмиссии акций генерирующих компаний. Однако в условиях финансово-экономического кризиса указанные источники инвестиций фактически отсутствуют. Поэтому многие генерирующие компании пересмотрели свои инвестиционные программы в сторону сокращения [10]. В 2009-2010 гг. Правительство РФ неоднократно высказывало претензии к генерирующим компаниям по исполнению инвестиционных программ. Кроме того, обнаружилось юридическое несовершенство механизма ДПМ. В результате этот механизм был модернизирован и оговорены новые сроки ввода генерирующих мощностей и штрафные санкции. Предусмотрены повышенные выплаты за мощность, которые в течение 15 лет должны компенсировать инвесторам большую часть их вложений.

Новые ДПМ имеют две части. Во-первых, - это агентские договоры, заключаемые генерирующими компаниями с Центром финансовых расчетов, который проводит взаимные расчеты по обязательствам участников оптового рынка. Во-вторых, они включают договоры Центра финансовых расчетов с покупателями на поставку мощности. Сторонами агентского договора также являются АТС, который организует работу оптового энергорынка, Совет рынка и Системный оператор ЕЭС РФ.

В конце 2010 г. завершился процесс подписания агентских договоров генерирующих компаний [11]. В этих договорах предусмотрена жесткая система отчетности генерирующих компаний на всех этапах строительства. В случае ее нарушения вводятся штрафные санкции. Это объясняется тем, что агентский договор «работает», прежде всего, на защиту прав потребителя.

Новая юридическая конструкция ДПМ предписывает использование по назначению целевых средств, полученных от дополнительных эмиссий. Для безусловного выполнения генерирующими компаниями своих обязанностей в рамках Правил оптового рынка и ДПМ предусмотрены способы возврата полученных средств за счет жесткой системы ответственности и снижения цены мощности действующих объектов генерации.

В соответствии с ДПМ генерирующие компании взяли на себя обязательства по строительству новых генерирующих мощностей в общем объеме около 25 ГВт и вводу их в эксплуатацию в течение 5-7 лет. Всего в рамках договорной кампании по ДПМ заключено более 30 тыс. договоров, в которых совокупный объем денежных средств оценочно составляет около 3 трлн. руб. [12].

Механизм гарантирования инвестиций. Механизм был введен в действие Постановлением Правительства РФ № 738 от 7 декабря 2005 г. [4]. Согласно этому Постановлению МГИ обеспечивает привлечение инвестиций и строительство новых электростанций и дополнительных энергоблоков на существующих станциях, необходимых для формирования перспективного технологического резерва мощностей (ПТРМ) для производства электроэнергии в ЕЭС России и изолированных

территориальных ЭЭС. Согласно Постановлению, действие МГИ первоначально было рассчитано на период до 2010 г., а объем сооружаемых с его использованием мощностей составлял 5 ГВт. Специфика МГИ [13] состоит в том, что инвестор вкладывает свои деньги под гарантию, предоставляемую ему Системным оператором в виде обязательства по оплате услуги по формированию ПТРМ. Предполагается, что МГИ привлечет инвесторов и обеспечит возврат им вложенных средств на тех территориях, где сложившиеся условия инвестирования не могут обеспечить возврат и достаточную доходность вложенного капитала.

Инвестиционные проекты для строительства в рамках МГИ отбираются в результате открытого конкурса, к участию в котором допускаются любые субъекты предпринимательской деятельности [13]. При этом проекты, подаваемые на конкурс, должны удовлетворять ряду требований: величине коэффициента полезного действия генерирующих объектов, экологическим характеристикам их работы, диапазонам и скорости изменения мощности для участия в регулировании частоты электрического тока в ЭЭС, использованию новейших технологий. До начала конкурса Минэнерго и ряд других уполномоченных органов определяют величину необходимой установленной генерирующей мощности каждого инвестиционного проекта, их территориальное расположение, сроки строительства и ввода в эксплуатацию. Из представленных на конкурс инвестиционных проектов, удовлетворяющих указанным выше требованиям, отбирается проект с наименьшей стоимостью.

Реализация и оплата отобранного инвестиционного проекта осуществляются на основании договора, заключаемого исполнителем соответствующего проекта с организатором конкурса и Системным оператором (в технологически изолированных ЭЭС - с соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления). Проект реализуется за счет собственных средств инвестора, либо заемных. Возврат инвестированных средств производится за счет платы за услуги по формированию ПТРМ, взимаемой с потребителей. Возврат средств происходит в период с начала ввода в эксплуатацию объекта (либо после ввода на полную мощность) и до окончания срока договора.

Оплата услуг по формированию ПТРМ осуществляется с учетом фактического выполнения исполнителем инвестиционного проекта обязательств по поддержанию построенных генерирующих объектов в состоянии готовности в течение периода, определенного условиями договора. В случае неисполнения указанных обязательств причитающаяся исполнителю инвестиционного проекта плата за услуги уменьшается пропорционально разнице между периодом, определенным условиями договора, и фактическим периодом готовности генерирующего объекта.

В опубликованном в июле 2009 г. Постановлении Правительства № 626 механизм гарантирования инвестиций был скорректирован [14]. Были отменены ограничения на работу МГИ как по срокам его действия, так и по объемам вводимых мощностей, установленные Постановлением 2005 г. Тем самым МГИ превратился в полноценный постоянно действующий механизм, который может компенсировать «провалы» электроэнергетического рынка. При этом сохраняется вспомогательная роль механизма гарантирования инвестиций как дополняющего долгосрочный рынок мощности.

Согласно скорректированным в 2009 г. правилам, на конкурсы могут представляться проекты генерации мощностью не более 660 МВт (в том числе, если объект состоит из двух или более блоков). В случае, если речь идет о строительстве дополнительного блока на уже действующей площадке, его мощность не может быть больше 500 МВт. При этом на конкурс не могут быть выставлены проекты оптовых и территориальных генерирующих компаний, обязательства по реализации которых закреплены в ДПМ. В скорректированных правилах МГИ также уточнен

способ возврата средств, инвестированных в реализацию проекта. Помимо платы за предоставление услуги по формированию ПТРМ, возврат средств может осуществляться за счет дохода от продажи электрической энергии и мощности введенного объекта. При этом оплата мощности построенного по итогам конкурса объекта включает расходы на технологическое присоединение к электрическим сетям.

Таким образом, законодательно-нормативная база для эффективного функционирования МГИ разработана, и он может быть задействован для реализации электроэнергетических проектов, имеющих важное социально-экономическое значение. Первым из таких проектов может стать строительство до 2015 г. электростанции мощностью 600-660 МВт в Тарко-Сале Ямало-Ненецкого автономного округа [15].

Долгосрочный рынок мощности. С 1 января 2011 г. начал работать долгосрочный рынок мощности. Постановление Правительства РФ № 238 от 13 апреля 2010 г., утверждающее ценовые параметры ДРМ на переходный период [16], в совокупности с Постановлением Правительства РФ № 89 от 24 февраля 2010 г. «О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)» [5] определяют правила функционирования ДРМ.

По мнению разработчиков, ДРМ выступает основным механизмом развития, и его введение позволит решить ряд задач, важных для развития электроэнергетики и экономики страны в целом. К основным из них относятся:

- обеспечение долгосрочной надежности (предупреждение дефицита в энергосистеме);

- минимизация совокупной стоимости электроэнергии и мощности для потребителей;

- создание наиболее эффективной структуры генерации;

- формирование региональных ценовых сигналов для развития генерации, потребления и сетей;

- повышение инвестиционной привлекательности отрасли через обеспечение долгосрочных гарантий поставщикам;

- стимулирование инвестиций в создание и модернизацию основных фондов.

Долгосрочный рынок мощности вводится на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка: первая зона - европейская часть России и Урал, вторая зона - Сибирь. Ценовые зоны разбиваются на зоны свободного перетока - территории, на которых отсутствуют существенные ограничения на передачу мощности. Для целей торговли мощностью также устанавливаются планируемые ограничения поставок мощности между зонами свободного перетока.

Предварительно Системный оператор проводит аттестацию генерирующего оборудования, в результате которой для этого оборудования устанавливается предельный объем поставки мощности на оптовый рынок. Аттестация выполняется по параметрам, предусмотренным условиями договора, по которому поставщик осуществляет продажу мощности. При несоответствии одного или нескольких параметров предельный объем поставки мощности такого генерирующего оборудования устанавливается равным нулю (оборудование признается неаттестованным).

В основе долгосрочного рынка мощности лежат конкурентные отборы мощности (КОМ), ежегодно проводимые на четыре года вперед [17]. Первоначально намечалось, что с 2011 г. долгосрочные КОМ будут проводиться ежегодно до 1 декабря текущего года. При этом период поставки мощности по итогам таких отборов начинается с 1 января года, наступающего через четыре года после проведения такого КОМ.

Спрос на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора определяется в соответствии с приказом Министерства энергетики РФ от 7 сентября 2010 г. № 431 «Об утверждении Положения о порядке определения величины спроса на мощность долгосрочного КОМ» [18]. При этом Системный оператор

учитывает ожидаемую нагрузку потребителей, необходимый резерв (плановый коэффициент резервирования мощности), недоиспользование мощности и ее экспорт.

Поставщики для участия в КОМ подают ценовые заявки на продажу мощности, формируя функцию предложения. В цене мощности закладывается возврат инвестиций в новый объект в течение 15 лет. Объем мощности, который требуется отобрать на год поставки по результатам КОМ, определяется как разница годового объема спроса на мощность и объема мощности, который должен поставляться на оптовый рынок в соответствующем году по ДПМ, МГИ и договорам купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС.

Мощность новых АЭС и ГЭС продается по договорам, аналогичным ДПМ, со следующими особенностями:

- цену на мощность для АЭС и ГЭС устанавливает Федеральная служба по тарифам России, при этом должны быть учтены выручка от продажи электроэнергии и объем средств, полученных в рамках целевых инвестиционных средств или инвестиционной составляющей тарифа;

- срок действия договоров, по которым продается мощность новых АЭС и ГЭС,

- 20 лет при расчетном сроке окупаемости - 30 лет.

Если объем мощности, отобранный по итогам долгосрочного КОМ в какой-либо зоне свободного перетока, не обеспечивает перспективного спроса на мощность, то проводится дополнительный отбор инвестиционных проектов строительства новых или модернизации действующих генерирующих объектов разного типа. Цена мощности таких объектов не может превышать цены мощности генерирующих объектов, расположенных в той же зоне свободного перетока, продаваемой по ДПМ [5]. Также предусматривается процедура корректировочного конкурентного отбора с целью уточнения объема мощности, подлежащего покупке на оптовом рынке в последующие годы до начала каждого периода поставки мощности по результатам долгосрочных КОМ [5].

После проведения отбора при выявлении Федеральной антимонопольной службой России случаев манипулирования ценами возможна отмена результатов конкурентного отбора по решению Наблюдательного совета и проведение повторного отбора.

По итогам проведения КОМ на оптовый рынок поставляется отобранная мощность, определяются цены продажи мощности для каждой зоны свободного перетока (как равновесные цены, в которых балансируется спрос и предложение на долгосрочном рынке мощности), и заключаются договоры купли-продажи мощности, в которых устанавливаются обязательства сторон по поставке и оплате мощности. Также на оптовый рынок поставляется мощность «вынужденных генераторов» (объектов, не прошедших КОМ, но необходимых по технологическим причинам) и мощность, в отношении которой заключены ДПМ или договоры купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС, а также вводимая на условиях МГИ.

Первый конкурентный отбор мощности на 2011 г проводился в конце 2010 г. В нем приняли участие 388 электростанций в составе 974 генерирующих единиц. В результате по ценовым параметрам было отобрано 288 электростанций общей мощностью 161908 МВт [19]. Проведение долгосрочного КОМ на четырехлетнюю перспективу, насколько известно, ожидается в 2012 г. [20].

Проблемы управления. Как отмечалось выше, формирование системы управления развитием электроэнергетики происходит в определенной мере стихийно, в отсутствие целевого видения путей ее создания. Это приводит к возникновению проблем при ее функционировании и в конечном счете к снижению эффективности управления развитием электроэнергетической отрасли в целом.

Среди проблем следует выделить неэффективное управление и регулирование развития со стороны министерств, ведомств, госкомпаний (Минэнерго, Минэко-

номразвития, Федеральной службы по тарифам, Федеральной антимонопольной службы, Ростехнадзора, Росатома, Федеральной и межрегиональных сетевых компаний и др.). Так, требует большей координации развитие генерирующих мощностей и электросетевого комплекса [21]. Причинами возникновения этой проблемы стали вертикальная и горизонтальная дезинтеграция электроэнергетики, приватизация производственных мощностей и возникновение множества субъектов хозяйствования и управления в отрасли.

Еще одним аспектом проблемы координации является отсутствие полной и постоянной преемственности директивных документов верхнего и нижнего уровней системы управления развитием электроэнергетики. В настоящее время эти уровни связаны договорами на предоставление мощности, в которых энергокомпании обязываются вводить определенные генерирующие объекты в установленные сроки. Таким образом, преемственность государственных программ временно обеспечивается путем их включения в инвестиционные проекты энергокомпаний за счет выполнения обязательств по вводу объектов, эффективных с общесистемных позиций. Однако по мере выполнения этих договоров указанная выше связь разных уровней системы управления развитием исчезнет, и вновь возникнет разрыв между этими уровнями.

Кроме того, имеет место несовершенство тарифной политики в РФ и отсутствие эффективной системы контроля за целевым использованием инвестиционной составляющей тарифов, что во многом определяет повышенную стоимость (от 20 до 70%) инвестиционных проектов в электроэнергетике [21].

К числу насущных проблем также следует отнести крайне недостаточное инновационное развитие электроэнергетики. Система управления, в частности механизмы развития генерирующих мощностей, фактически не стимулируют модернизации и внедрения инновационных технологий в отрасли. С каждым годом возрастает доля энергооборудования генерирующих и электросетевых компаний, эксплуатируемого за пределами нормативного срока службы, что в целом снижает безопасность и надежность как при производстве, так и при передаче и распределении электроэнергии (мощности) [22].

Необходимо отметить также проблемные аспекты организации долгосрочного рынка мощности. В частности, четырехлетняя перспектива проведения КОМ представляется недостаточной для капиталоемких тепловых электростанций, имеющих длительные сроки проектирования и строительства. До проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности инвестор должен спроектировать, согласовать и начать строительство объекта не будучи уверенным в том, что этот объект будет отобран по результатам КОМ. Это увеличивает риски и ограничивает приход инвесторов на долгосрочный рынок мощности.

Выбранные по результатам КОМ, исходя из минимума постоянных затрат на мощность (включая инвестиционные и эксплуатационные издержки), объекты не обязательно окажутся эффективными по совокупным затратам, включающим также и переменные издержки. Кроме того, не очевидно, что в результате проведения КОМ будет обеспечено формирование оптимальной структуры генерирующих мощностей ЭЭС с точки зрения сбалансированности по зонам графиков нагрузки.

В зонах свободного перетока отмечается высокая рыночная концентрация, когда на электроэнергетическом рынке присутствуют несколько крупных энергокомпаний, способных манипулировать ценами [23]. Хотя в механизме ДРМ для генерирующих компаний предусмотрены меры по предотвращению манипулирования ценами, неясно, насколько эти меры окажутся действенными. Как показывает зарубежный опыт, рынкам мощности неизбежно присуще проявление рыночной власти [24].

Неясно, как будет работать долгосрочный рынок мощности в преимущественно гидроэнергетических системах (Сибири, Средней Волги), где существуют избытки мощностей ГЭС. В условиях маловодья (при наличии избыточных мощностей) вероятны недопоставки на рынке электроэнергии и соответственно ее дефицит и отключения потребителей.

В условиях финансово-экономического кризиса, когда собственные средства ограничены, заемные средства дороги, а на длительную перспективу фактически недоступны, гарантий того, что инвесторы придут на ДРМ, нет. В связи с этим высока вероятность того, что в указанных условиях при проведении долгосрочного КОМ новых поставщиков будет недостаточно для полного обеспечения спроса даже с учетом дополнительного и корректировочного отборов [25].

Следует отметить, что в условиях нестабильности финансовых рынков и банковского сектора МГИ и ДПМ также будут не в состоянии гарантировать развитие генерирующих мощностей [25].

Совершенствование системы управления. Основная цель совершенствования системы управления развитием электроэнергетики России состоит в том, чтобы обеспечить согласованное оптимальное (с точки зрения общественной эффективности) развитие всех звеньев электроэнергетической отрасли, включая электростанции разных типов, электрические сети различных напряжений, системы диспетчерского и технологического управления на всех территориально-технологических уровнях и по всем временным горизонтам, во взаимосвязи с рыночными интересами собственников энергетических объектов, потребителей энергии, производителей топлива, энергетического оборудования и др.

Вопросы совершенствования системы управления развитием и функционированием электроэнергетики России в условиях ее реформирования и в постреформен-ный период рассматривались, в частности, в работе [26]. Отмечалось, что в новой рыночной электроэнергетике при ее раздробленности на множество энергокомпаний отсутствуют субъекты, несущие ответственность за обеспечение надежного и экономичного электроснабжения потребителей и развитие энергосистем, функции которых ранее исполняли РАО ЕЭС России и региональные АО-энерго. Вместе с тем в настоящее время в структуре электроэнергетического рынка появились некоторые элементы, призванные обеспечить соответствие генерирующих мощностей текущим и перспективным потребностям в электроэнергии, включая ДПМ, МГИ и рынок мощности, в том числе долгосрочный.

В целом сформированная система управления развитием электроэнергетики, как представляется, пока не обеспечивает необходимого согласования общественных интересов, представленных в государственных программах и стратегиях, с частными интересами энергокомпаний, учитываемыми ими при формировании своих инвестиционных программ и разработке инвестиционных проектов.

Требуется корректировка механизмов развития, прежде всего ДРМ, рассматриваемого на перспективу, как основной. Уже сейчас выдвигаются предложения по совершенствованию ДРМ. В частности, предлагается изменить роль и функции главного элемента ДРМ - конкурсного отбора мощности. Разработчики нововведений считают, что за КОМ нужно оставить только функции планирования и формирования обязательств поставщиков, что позволит заранее выявить угрозы дефицита мощности и принять меры по его предотвращению. При этом предполагается, что цены будут определяться в рамках свободных договоров на продажу электроэнергии и мощности, которые должны стать основным способом торговли на электроэнергетическом рынке [27].

Представляется целесообразным существенно расширить перспективу, на которую проводится конкурсный отбор мощности и заключаются договора, в том числе

свободные. Возможно, здесь окажется полезным южноамериканский (бразильский, чилийский, колумбийский) опыт, когда двусторонние договоры охватывают период 15-30 лет, что позволяет снизить риски инвесторов, обеспечивая возврат вложенных средств [28]. Кроме того, в указанных странах существует система гарантий покрытия спроса в долгосрочной перспективе. Так, энергосбытовые компании должны заключать долгосрочные контракты с учетом потребности в новой мощности в полном объеме. Эти контракты (со стороны поставщиков) должны быть защищены гарантиями достаточности в форме сертификатов гарантированной выработки электроэнергии. Таким образом, гарантируется как потребление, так и поставка электроэнергии на рассматриваемую перспективу.

Система управления развитием электроэнергетики должна обеспечивать ускоренную модернизацию отрасли на основе масштабного внедрения инноваций. В связи с этим необходимо обеспечить ее увязку (как в прямом, так и в обратном направлении) с национальной инновационной системой России.

Требуется также совершенствовать регулирование (в частности, ценовое, инвестиционное, налоговое), как представляется, с расширением его роли; а также организационную структуру электроэнергетического рынка в целом. Для этого необходимо разработать специальные математические модели, позволяющие проводить сравнительные исследования различных форм организации электроэнергетического рынка. Такие модели, подробно учитывающие аспекты функционирования и развития и технические особенности ЭЭС, а также основные черты российского электроэнергетического рынка, базирующиеся на подходе Курно и концепции равновесия Нэша, разрабатываются в ИСЭМ СО РАН [29].

* * *

Действующая система управления развитием электроэнергетики включает различные территориальные, технологические и временные уровни, в рамках которых взаимосвязаны соподчиненные элементы этой системы, документы государственного уровня и уровня отдельных собственников, а также механизмы развития.

Входящие в систему управления развитием механизмы ДПМ, МГИ и ДРМ взаимно дополняют друг друга как по времени действия, так и по объемам требуемых вводов генерирующих мощностей. Предполагается, что в условиях нормального функционирования кредитно-финансовой и банковской систем (в отсутствие финансово-экономического кризиса) данная совокупность механизмов в основном способна обеспечить требуемые по балансу вводы генерирующих мощностей. Вместе с тем сомнительно, что система сможет обеспечить сбалансированную по зонам графика нагрузки и экономически эффективную с общесистемных позиций структуру генерирующих мощностей. Дополнительно свою негативную роль в этом может сыграть объективно присущее электроэнергетическому рынку несовершенство, что приводит к формированию олигополий, манипулирующих ценами и объемами производства. Зарубежный опыт подтверждает это.

В условиях финансово-экономического кризиса ДПМ, МГИ и ДРМ не в состоянии обеспечить устойчивое финансирование строительства и запланированные вводы генерирующих объектов. Следует отметить, что потребности в электроэнергии в кризисный период снижаются, однако в период посткризисного восстановления экономики могут иметь место повышенные темпы роста электропотребления, что требует новых вводов генерирующих мощностей.

Механизм ДПМ является временным, и по мере выполнения договоров о предоставлении мощности возникает разрыв между верхним и нижним уровнями сис-

темы управления развитием электроэнергетики. Требуется совершенствование данной системы управления с тем, чтобы она обеспечивала устойчивое, инновационное и эффективное развитие электроэнергетики.

Первоочередной задачей исследований является более глубокая детализация анализа системы управления развитием электроэнергетики с выделением государственных органов власти, регулирования и контроля, отраслевых министерств и ведомств, рыночных участников, в ведении которых находятся вопросы развития отрасли. На следующих этапах исследований должны быть проанализированы решения по развитию, принимаемые указанными субъектами на разных иерархических уровнях системы управления, и предложены меры по улучшению координации, повышению эффективности и инновационной направленности этих решений. При этом необходимо проведение углубленных исследований организационных структур и механизмов развития отрасли и электроэнергетического рынка с использованием математического моделирования.

Литература

1. Концепция долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на пер-иод до 2020 г. Утверждена распоряжением Правительства РФ № 1662-р от 17 ноября 2008 г.

2. Системный подход при управлении развитием электроэнергетики / Л.С. Беляев, Г.В. Войцеховская, В.А. Савельев и др. Новосибирск: Наука. Сиб. отд., 1980.

3. Интервью директора Департамента государственного регулирования тарифов и инфраструктурных реформ Д.А. Аскинадзе. Договоры о предоставлении мощности на энергорынок учитывают все основные замечания «стратегов» // Интернет-сайт Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, http://www.e-apbe.ru/news/detail.php?ID=3550

4. Постановление Правительства РФ № 738 от 07.12.2005 «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии и финансирования объектов по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности».

5. Постановление Правительства РФ № 89 от 24.02.2010 «О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)».

6. Постановление Правительства РФ № 823 от 17.10.2009 «Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики». - СЗ, 2010, № 43, Ст. 5073.

7. Гительман Л., Ратников Б. Реформа электроэнергетики: оценка эффективности и корректировка курса // Энергорынок. 2009. № 2.

8. В 2012 г. Россия продает госсобственности на 10 млрд. долларов. http://globalmsk.ru/news/id/5040

9. «Евросибэнерго» готовит поглощение "МРСК" Сибири ". http://omskpress.ru/news/26438/?print

10. Успенский А. Опасный прецедент // Интернет-сайт ежедневной деловой газеты RBC daily. — 16.10.2008, http://www.rbcdaily.ru/2008/10/16/tek/385781

11. Интернет-сайт Системного оператора Единой энергетической системы. — 22.10.2010, http://www.so-ups. ru/index.php?id=energy_news_view&no_cache.

12. Кампания по подписанию агентских договоров генераторами завершилась // Интернет-сайт Минэнерго РФ — 21.10.10 г. http://minenergo.gov.ru/news/min_news/5428.html?print=Y

13. Интервью директора Департамента электроэнергетики Минпромэнерго РФ В. Кравченко журналу «Энергорынок». О механизме гарантированных инвестиций в электроэнергетике // Интернет-сайт правовой информации в области недропользования, энергетики и экологии, http://www.lawtek.ru/analysis/elektra/39315.htmPprint

14. Постановление Правительства РФ № 626 от 30.07.09 «О внесении изменений в акты Правительства РФ по вопросам формирования перспективного источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии».

15. На Ямале запущена в действие программа по строительству собственных объектов генерации и модернизации имеющихся мощностей. Новости от 15.12.2011 г. http://www.ec-progress.ru/?id=1996

16. Постановление Правительства РФ № 238 от 13.04.2010 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода».

17. Стратегия развития //Приложение к журналу ТЭК, 2010, №3

18. Приказ Министерства энергетики РФ №431 от 07.09.2010 «Об утверждении Положения о порядке определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности) и порядке определения плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон) свободного перетока электрической энергии (мощности)».

19. В России проведен первый конкурентный долгосрочный отбор мощности. Электронный ресурс: http://www.mpei.ru/news/single_news.asp?id=4950000004815

20. Заседание Наблюдательного Совета НП «Совет рынка» от 8 апреля 2011 года по вопросу № 2 «Об изменениях и дополнениях к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка и Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка». Изменения, связанные с уточнением сроков проведения КОМ на 2012—2015 годы. http://www.np-sr.ru/idc/idcplg?IdcService=...

21. Энергетика и промышленность России. Материалы восьмого профессионального энергетического форума «Развитиероссийской электроэнергетики» от 23.09.2011 года. http://www.vestipb.ru/news_5204.html

22. Терешко О А, Голоднова О.С. Инновационное развитие ТО и Р в электроэнергетике // Экономика и финансы в энергетике. 2010. № 4. http://ensafe.ru/index.php?option=com_content&view=section&layout=blog&id=2&Itemid=2

23. Трачук А. Риски роста концентрации на рынке электроэнергии // Энергорынок. 2010. № 3.

24. Electricity market reform. An international perspective /Ed. by F. P. Sioshansi, W. Pfaffenberger. — Elsevier. 2006.

25. Подковальников С.В. Механизмы развития и инвестирования генерирующих мощностей в России в условиях финансово-экономического кризиса // Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». 2009. № 3. http://esco-ecosys.narod.ru/journal/journal87.htm

26. Волков Э.П., Баринов В.А. Вопросы совершенствования системы управления развитием и функционированием электроэнергетики в условиях ее реформирования // Известия РАН. Энергетика. 2008. № 6.

27. Совет рынка подготовил предложения по изменению модели ДРМ // Интернет-сайт BigpowerNews. — 10.06.2011, http://www.bigpowernews.ru/news/document32217.phtml

28. Moreno R., Barroso L.A., Rudnick H., Mocarquer S., Bezerra B. Auction approaches of long-term contracts to ensure generation investment in electricity markets: Lessons from the Brazilian and Chilean experiences // Energy Policy. 2010. Vol. 38.

29. Подковальников С.В., Хамисов О.В. Несовершенные электроэнергетические рынки: моделирование и исследование развития генерирующих мощностей // Известия РАН. Энергетика. 2011. № 2.