Развитие рынка электроэнергии в России: основные тенденции и перспективы

электронный научно-экономический журнал стр 48

Развитие рынка электроэнергии в России: основные тенденции и перспективы1

Линдер Наталия Вячеславовна - к.э.н., профессор, заместитель руководителя Департамента менеджмента Финансового университета при Правительстве Российской Федерации

Лисовский Александр Львович - к.э.н., доцент Департамента менеджмента Финансового университета при Правительстве Российской Федерации, генеральный директор АО НПО «Криптен»

Linder Natalia Vyacheslavovna - Ph.D. in Economics, professor, Deputy Head of the Management Department of the Financial University under the Government of the Russian Federation

Lisovsky Alexander Lvovich - Ph.D. in Economics, associate professor of the Management Department of the Financial University under the Government of the Russian Federation

Аннотация: Статья посвящена анализу основных показателей рынка электроэнергии. Рассматривается двухуровневая модель энергетического рынка, а также его основные участники. На основе количественного анализа в статье представлены основные показатели результативности компаний отрасли: эффективность использования мощностей, динамика производства электроэнергии.

Ключевые слова: рынок энергии, рынок мощности, производство электроэнергии, двухуровневая модель энергетического рынка.

THE DEVELOPMENT OF THE ELECTRICITY MARKET IN RUSSIA: MAIN TRENDS AND PROSPECTS

Abstract: The paper is devoted to the analysis of the main indicators of the electricity market. The two-level model of the energy market and the main participants of the market are considered. Based on the quantitative analysis the main indicators of the market companies' productivity are presented in the article: the efficiency of capacity utilization, electricity generation dynamics.

Keywords: energy market, power market, electricity generation, two-level model of the energy market

С начала перехода страны к рыночным отношениям энергетический рынок России дважды подвергался структурным реформам. В начале 90-х годов была создана двухуровневая структура регулируемых рынков: рынок «Единственный покупатель» на федеральном уровне и регулируемые вертикально-интегрированные компании на уровне регионов. Вместе с тем, модель рынка «Единственный покупатель» была реализована на ФОРЭМе не полностью - АО-электростанции и большинство АО-энерго, участвующих в оптовом рынке, являлись дочерними компаниями РАО «ЕЭС России», которое фактически было монополистом на ФОРЭМе.

Второй этап реформ был начат в 2001 году, в результате деятельность монопольных вертикально-интегрированных электроэнергетических компании была разделена на три конкурирующие сферы: производство, передача и распределение, сбыт электроэнергии.

Эти меры позволили привлечь приток иностранных инвестиций, в частности таких крупных компаний, как Е.Оп (немецкая энергокомпания), Епе1 (итальянская энергокомпания), Ро|1ит (финская государственная энергетическая компания). В секторе сбыта функционируют как государственные сбытовые компании, так и частные. Передача, распределение и диспетчеризация остались в ведении государства.

1 Статья подготовлена на основе результатов исследования «Влияние перекрестного субсидирования в электро- и теплоэнергетике на изменение поведения участников оптового и розничного рынков электро- и теплоэнергии», проведенного за счет средств бюджетного финансирования в рамках госзадания Финансового университета, 2016.

электронный научно-экономический журнал стр 49

В результате реформирования сложилась двухуровневая модель рынка электроэнергии и мощности (рис.1).

Рис. 1. Двухуровневая модель электроэнергетического рынка России

Двухуровневая модель электроэнергетического рынка России представляет собой комбинацию естественно-монопольных (передача, распределение электроэнергии) и конкурентных видов деятельности (производство и сбыт). Включает оптовый и розничный рынки электроэнергии, на которых реализуются электроэнергия и мощность.

Мощность - товар, покупка которого предоставляет участнику оптового рынка право требовать от продавцов мощности поддерживать генерирующее оборудование в состоянии готовности к выработке электроэнергии2. На рынке мощности происходит продажа 80% всей обращающейся мощности (оставшаяся мощность поставляется по регулируемым договорам для поставок населению). Значение этого подвида оптового рынка для генерирующих компаний очень велико. Выручка, получаемая здесь, составляет около 40% от общей выручки в год.

По итогам 2015 г. общая установленная мощность генерирующих объектов в России, по данным Минэнерго РФ, увеличилась на 1,22% до 243,19 ГВт, в т.ч. 235,31 ГВт - установленная мощность электростанции ЕЭС России3 (68,2% - тепловые электростанции (ТЭС), 20,6% - гидроэлектростанции (ГЭС), 11,2% - атомные электростанции (АЭС)).

2 Системный оператор Единой энергетической системы («СО ЕЭС»), http://www.so-ups.ru/index.php?id=markets

3 Единая энергетическая система России (ЕЭС России) состоит из 69 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи

электронный научно-экономический журнал стр 50

Ввод нового генерирующего оборудования в России в 2015 г. составил 4,8 ГВт и был осуществлен преимущественно за счет ТЭС при реализации механизма ДПМ: 76% в общей структуре ввода, из которых 61% - это ДПМ. За счет АЭС введено 18% мощности. Оставшийся ввод приходится на вводы вне ЕЭС России (2,9%), ГЭС (2,1%) и ВИЭ (1,1%).

Помимо вводов новой мощности, 317 МВт (или 10,8% прироста мощности) было введено за счет модернизации действующих мощностей. Модернизация генерирующего оборудования позволила снизить удельные расходы на отпуск электрической энергии с 319,8 в 2014 г. до 317,6 грамм у.т./кВт-ч в 2015 году. Достигнутые показатели являются минимальными за последние пятнадцать лет. В стоимостном выражении экономия топлива составила более 3,5 млрд рублей от уровня 2014 г.4

Из эксплуатации в 2015 г. был выведен 1,0% или 2,4 ГВт установленной на начало года мощности.

Наиболее эффективное использование установленной мощности происходит на АЭС. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) в целом в течение 2015 г. был выше показателей 2014 г., максимальный уровень был достигнут в 1-м квартале 2015 г. на уровне 93-96%; минимальный уровень - в мае 2015 г. (74%). В ТЭС показатель КИУМ варьировался на уровне 37% (июнь) - 60% (февраль) и был в основном хуже показателей 2014 г. В ГЭС показатель варьировался в диапазоне 31% (1-и квартал) -48% (май) и в целом по продолжительности оставался выше показателей 2014 г. (табл. 1)5.

Таблица 1. Эффективность использования мощностей в рамках ЕЭС России в 2015 г.

Установленная мощность Коэффициент использования установленной мощности,%

ГВт Доля в ЕЭС России,% 2015 2014 Изменение 2015\2014

ТЭС 160,2 68,1 47,21 48,59 -1,38

ГЭС 47,9 20,3 38,29 40,53 -2,24

АЭС 27,1 11,53 84,65 81,61 3,04

ВЭС 0,01 менее 1% 6,75 - -

СЭС 0,06 менее 1% 8,43 - -

Источник: Системный оператор

Низкая эффективность использования мощностей объясняется в том числе износом основных фондов, что влияет на технико-экономическую неэффективность. Однако в данном случае в качестве положительной

напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно). В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит около 700 электростанций мощностью свыше 5 МВт.

4 Минэнерго РФ, http://minenergo.gov.ru/node/4912

5 Системный оператор Единой энергетической системы,

http://www.soups.ru/fileadmin/files/company/reports/upsreview/2015/ups_balance_analysis_2015q4.pdf

6 ФСГС РФ, http://www.gks.ru/bgd/free/B09_03/IssWWW.exe/Stg/d06/7.htm

электронный научно-экономический журнал стр 51

тенденции следует отметить устойчивое снижение износа основных фондов с 51,1% в 2010 г. до 47,3% в 2014 г.7, что свидетельствует об устойчивом выполнении инвестиционных программ.

Инвестиционным механизмом, обеспечивающим обновление генерирующих мощностей, являются договоры о поставке мощности (ДПМ), по которым государство гарантирует оплату и рентабельность этих проектов.

По итогам 2015 г. за счет ДПМ было введено 3319 МВт мощности (+1,5% к 2014 г.).

Рис. 2. График вводов генерирующего оборудования, МВт.

9000

1995 ¡956 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2001 2006 2007 2005 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

ДПМ

Источник: НП «Совет рынка».

В 2015 г. производство электроэнергии в России составило 1049,9 млрд кВт-ч, в т.ч. в рамках Единой энергетической системы России — 1026,9 млрд кВт-ч, что выше показателя 2014 г. на 0,2% (табл. 2)8.

Таблица 2 - Производство электроэнергии в ЕЭС России в 2015 г.

Электроэнергия Производство, млрд кВт-ч Структура,% Изменения 2015/2014, %

2015 2015 2014

Всего, в т.ч. 1026,9 100 100 100

ТЭС 671,4 65,4 66,1 99,13

ГЭС 160,2 15,6 16,3 95,87

7 ФСГС, износ по виду деятельности «производство и распределение электроэнергии, газа и воды», по последним данным за 2014 г., http://www.gks.ru/wps/wcm/connect/rosstat_main/rosstat/ru/statistics/enterprise/fund/#

электронный научно-экономический журнал стр 52

АЭС 195,3 19,0 17,6 108,2

ВЭС 0,0061 Менее 1% - -

СЭС 0,0073 Менее 1% — —

Источник: Системный оператор

В общей структуре производства электроэнергии по типам генерации произошли изменения: возросла доля атомной генерации до 19% (+1,4 п.п. к 2014 г.), в то время как доля тепловых и гидроэлектростанции сократилась. В долгосрочной перспективе к 2030 г. доля атомной генерации должна достигнуть 25-35% в общей структуре генерации10. Также стоит отметить получение в 2015 г. электроэнергии из возобновляемых источников энергии: ветряных (ВЭС) и солнечных электростанции (СЭС).

Снижение выработки электроэнергии на ГЭС объясняется уменьшением в 2015 г. по сравнению с 2014 г. запасов воды в водохранилищах, на которых расположены основные гидроэлектростанции России.

В региональной структуре производства электроэнергии в рамках ЕЭС России почти половина (48,2%) вырабатываемой электроэнергии приходится на Объединенную энергетическую систему Центра (ОЭС Центра) и Урала (ОЭС Урала). Данные энергосистемы наряду с ОЭС Северо-Запада (9,9% в общей структуре выработки) показали снижение объема выработки в 2015 г. По остальным четырем энергосистемам зафиксирован небольшой прирост.

По итогам 2015 г. потребление электроэнергии в РФ в сравнении с 2014 г. снизилось на 0,4% (0,6% - по ЕЭС России) до 1036,4 млрд кВт-ч (по ЕЭС России — 1008,3 млрд кВт-ч). Основным фактором снижения потребления стали более теплые погодные условия в зимний период, что привело к снижению потребления электроэнергии в энергосистеме на 2,3%, преимущественно за счет объединенных энергосистем Средней Волги и Сибири11.

В региональной структуре потребления электроэнергии снижение зафиксировано во всех объединенных энергосистемах ЕЭС России, за исключением ОЭС Юга и ОЭС Востока, на которые суммарно приходится только 12,1% потребления электроэнергии в рамках ЕЭС России.

Превышение производства электроэнергии над ее потреблением в рамках ЕЭС России по итогам 2015 г. составило 18,6 млрд кВт-ч (или 1,8%), что выше показателя 2014 г. на 0,7 п.п. В результате на 23,8% был увеличен экспорт электроэнергии (таб. 3).

9 ФСГС РФ, http://www.gks.ru/bgd/free/B09_03/IssWWW.exe/Stg/d06/7.htm

10 Постановление Правительства РФ от 2 июня 2014 года № 506-12 о государственной программе «Развитие атомного

энергопромышленного комплекса»

электронный научно-экономический журнал стр 53

Таблица 3. Показатели рынка электроэнергии

2015 г., млрд кВт-ч. 2014 г., млрд кВт-ч. Изменение 2015\2014 гг.

Производство электроэнергии, 1049,9 1047,8 100,2

в т.ч. в рамках ЕЭС 1026,9 1024,8 100,2

Потребление электроэнергии, 1036,4 1040,6 99,6

в т.ч. в рамках ЕЭС 1008,3 1013,8 99,45

Экспорт электроэнергии 18,2 14,7 123,8

Импорт электроэнергии 6,7 6,5 103,1

Источники: Минэнерго РФ, Системный оператор ЕЭС России, ФТС РФ

Основное внимание в развитии электросетевого хозяйства в 2015 г. было направлено на повышение эффективности работы электросетевых компании, развитию конкурентной среды и снижению неплатежей. Для снижения операционных и удельных расходов был пересмотрен уровень потерь территориальных сетевых организации (ТСО) и утверждена методика определения операционных расходов на базе сравнительного анализа13. С целью снижения перекрестного субсидирования и сокращения числа неэффективных сетевых организации были утверждены новые критерии ТСО и количественные показатели, направленные на повышение надежности и безопасности энергоснабжения потребителей14.

По итогам 2015 г. было введено 26 802 км линии электропередачи (118,8% от плана15). Из них 87,9% - за счет ПАО «Россети». Ввод мощности трансформаторного оборудования составил 10,4 тыс. МВА (104% от плана), из них 81,6% - за счет ПАО «ФСК ЕЭС» и ПАО «Россети»16.

С целью повышения надежности энергоснабжения Министерством энергетики РФ ведется законопроектная деятельность по внесению изменении в существующую модель нормативно-правового регулирования обеспечения готовности к осенне- зимнему периоду (ОЗП). Недостатками существующей модели является ее комиссионный формат, субъективность и непрозрачность, констатирующая функция вместо стимулирующей

12 Единая энергетическая система России: промежуточные итоги: декабрь 2015 г., http://so-ups.ru/fileadmin/files/ company/reports/ups-review/2015/ups_review_dec15.pdf (стр. 3), ФТС: http://www.customs.ru/index2.php?option=com.

content&view=article&id=20495:-------2014-&catid=53:2011-01-24-16-29-43&Itemid=1981, http://www.customs.ru/index.

php?option=com_content&view=article&id=22570:-------2015-&catid=53:2011-01-24-16-29-43

13 Приказ ФСТ России от 18.03.2015 г. № 421-э «Об утверждении Методических указаний по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов и внесении изменений в приказы ФСТ России от 17.02.2012 N 98-э и от 30.03.2012 N 228-э»

14 Решение Правительства РФ от 29.05.2015 г. No3384-П9

15 Минэнерго РФ, http://minenergo.gov.ru/node/537

16 Минэнерго РФ, без учета ПАО «РЖД», http://minenergo.gov.ru/node/560

электронный научно-экономический журнал стр 54

функции. Устранить недостатки предполагается за счет создания постоянно действующей системы мониторинга объектов энергоснабжения, повышения объективности критериев готовности к ОЗП и повышения ответственности за необеспечение готовности к ОЗП (введение административной ответственности)17.

Список литературы

1. Постановление Правительства РФ от 2 июня 2014 года № 506-12 о государственной программе «Развитие атомного энергопромышленного комплекса»

2. Решение Правительства РФ от 29.05.2015 г. № 3384-П9

3. Приказ ФСТ России от 18.03.2015 г. Ыо421-э «Об утверждении Методических указании по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организации, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов и внесении изменении в приказы ФСТ России от 17.02.2012 № 98-э и от 30.03.2012 № 228-э»

4. «Об итогах подготовки субъектов электроэнергетики к прохождению ОЗП 2015-2016 годов», заместитель Министра энергетики Российской Федерации А.В. Черезов, http://minenergo.gov.ru/node/4480

5. Минэнерго РФ, http://minenergo.gov.ru/node/537

6. Единая энергетическая система России: промежуточные итоги: декабрь 2015 г., Ь^р:/^-ups.ru/fileadmin/files/ company/reports/ups-review/2015/ups_review_dec15.pdf (стр. 3), ФТС:

http://www.customs.ru/index2.php?option=com_ content&view=article&id=20495:-------2014-&саШ=53:2011-01-

24-16-29-43&Itemid=1981, http://www.customs.ru/index

7. ФСГС РФ, http://www.gks.ru/bgd/free/B09 03/IssWWW.exe/Stg/d06/7.htm

8. Системный оператор Единой энергетической системы («СО ЕЭС»), http://www.so-ups.ru/index.php?id=markets

17 «Об итогах подготовки субъектов электроэнергетики к прохождению ОЗП 2015-2016 годов», заместитель министра энергетики Российской Федерации А.В. Черезов, http://minenergo.gov.ru/node/4480