Реформирование электроэнергетики России: предварительные итоги

Анализ проделанной в процессе реформирования электроэнергетической отрасли работы позволяет автору констатировать, что на данный момент заложены прочные правовые, экономические, технологические и инфраструктурные основания для завершения структурной реформы энергетической отрасли и создания эффективной, надежной, конкурентоспособной электроэнергетики страны. Структурные изменения в отрасли позволили существенно повысить ее инвестиционную привлекательность.

Реформирование электроэнергетики России: предварительные итоги

Л. А. СЕРГЕЕВА,

заместитель начальника департамента Центра управления

реформой ОАО РАО «ЕЭС России»,

Москва

E-mail: la-sergeeva@mail.ru

Цели и задачи реформы

В соответствии с Концепцией Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2005-2008 годы «5+5» основными целями реформы отрасли были названы:

• обеспечение надежности и бесперебойности электро-и теплоснабжения потребителей предприятиями, входящими в ОАО РАО «ЕЭС России», в течение всего периода реформирования;

• увеличение рыночной стоимости холдинга РАО «ЕЭС России» и компаний, создаваемых в ходе реструктуризации;

• повышение текущей эффективности и развитие профильных бизнесов РАО «ЕЭС России»;

• соблюдение всех прав и законных интересов акционеров компании (как ОАО РАО «ЕЭС России», так и его дочерних и зависимых обществ), в том числе миноритарных акционеров;

© ЭКО 2008 г.

• повышение прозрачности компании, совершенствование системы корпоративного управления, превращение ее в бизнес-ориентированную компанию;

• выделение из состава ОАО РАО «ЕЭС России» в ходе реформирования эффективных, инвестиционно-привлекательных компаний;

реформирование отрасли должно полностью соответствовать требованиям, которые предъявляет государство, а также гарантировать соблюдение прав и максимизировать стоимость для акционеров ОАО РАО «ЕЭС России».

Изменение структуры отрасли

Для достижения поставленных целей осуществляется разделение естественно-монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) видов деятельности. Вместо вертикально интегрированных компаний созданы структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности. Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании становятся преимущественно частными и начинают конкурировать друг с другом.

В естественно-монопольных видах деятельности происходит усиление государственного контроля. Электроэнергетическая отрасль будет состоять из двух секторов - конкурентного и монопольного. В конкурентном секторе частная собственность и рынок, монопольном - государственная собственность и госрегулирование.

В генерации сформированы: шесть генерирующих компаний оптового рынка электроэнергии (ОГК), построенных по экстерриториальному принципу в целях поддержания конкуренции в выработке электроэнергии на всей территории страны; 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), объединяющих электростанции, расположенные в соседних регионах; Федеральная гидрогенерирующая компания оптового рынка электроэнергии (ГидроОГК), в состав которой вошли гидроэлектростанции.

Созданы компании рыночной инфраструктуры: коммерческий оператор «Администратор торговой системы» (ОАО АТС), исполняющий функции организатора торгов на оптовом рынке электроэнергии (мощности), НП «Совет рынка», обеспечивающее саморегулирование участников рынка, в состав которого войдут представители отраслевых компаний и государства.

В неконкурентном секторе образованы: ОАО «ФСК ЕЭС», выполняющее функции управляющей компании Единой национальной электроэнергетической сети (ЕНЭС), под контроль которой передаются магистральные сетевые компании; ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС», исполняющее функции единого диспетчера ЕНЭС.

В процессе формирования находятся 11 межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК), которые войдут в состав ОАО «Холдинг МРСК». По итогам реорганизации государство получит в уставном капитале ОАО «ФСК ЕЭС» более 75%, в «СО - ЦДУ ЕЭС» - 100%, в ОАО «Холдинг МРСК» - более 50%.

В регионах, где формирование конкурентных отношений затруднено (Дальний Восток, изолированные энергосистемы), полное разделение энергокомпаний по видам деятельности производиться не будет, генерирующие и сетевые активы будут переданы в состав холдинга ОАО «РАО Энергетические системы Востока» и государство получит контрольный пакет.

Таким образом, создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены на котором не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.

Модель рынка электроэнергии

Федеральный оптовый рынок электроэнергии (ФОРЭМ), созданный в соответствии с постановлением правительства РФ от 12 июля 1996 г. № 793, формировался как «сфера купли-продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России». Это - пять ОЭС европейской части России, ОЭС Сибири и ОЭС Дальнего Востока. ФОРЭМ представлял собой полностью регулируемый рынок, цены (тарифы) кото-

рого утверждались Федеральной энергетической комиссией (ФЭК). При этом действовал так называемый двухставочный тариф, предусматривавший отдельную оплату единицы присоединенной мощности и купленной электроэнергии.

ФОРЭМ стал первым шагом к формированию рыночных отношений в отрасли, но реальных конкурентных отношений в рамках ФОРЭМ не возникло. Цены не определялись спросом и предложением, покупатели были вынуждены в полном объеме оплачивать все заявленные производителем (и утвержденные Федеральной энергетической комиссией) постоянные и переменные затраты.

Такой механизм ценообразования не стимулировал участников к повышению эффективности производства и снижению издержек. На оптовом рынке не было возможности свободно выбирать контрагента - действовал принцип административного прикрепления участников договора. Доступ на оптовый рынок ограничивался жесткими административными барьерами, так что для большинства покупателей сохранялась прежняя система регулируемого распределения электроэнергии, при которой часть крупных потребителей оплачивали расходы по перекрестному субсидированию других потребителей (прежде всего, населения).

С 1 ноября 2003 г. был запущен конкурентный сектор оптового рынка переходного периода на территории европейской части России и Урала, с 1 мая 2004 г. - в Сибири. С того момента в России началась торговля электроэнергией по не регулируемым государством ценам, хотя в первые годы развития рынка объем таких продаж был ограничен нормативными актами. Ряд изменений затронул также и регулируемый сектор оптового рынка, где произошел переход на почасовую систему учета производства и потребления электроэнергии, был сформирован на новых принципах сектор отклонений, сокращена гарантированная оплата мощности. 20 октября 2003 г. запущен конкурентный балансирующий рынок.

Но и новая модель оптового рынка не преодолела всех недостатков ФОРЭМ. В частности, в конкурентном секторе цена не зависела от времени суток, в то время как спрос на электроэнергию на протяжении суток может изменяться в разы.

Потребители имели возможность уйти из конкурентного сектора в регулируемый, так что фактически и в конкурентном секторе сохранялось регулирование цен на электроэнергию -поставщики не имели возможности устанавливать цены выше регулируемого тарифа.

С 1 сентября 2006 г. введены новые правила рынка электроэнергии (мощности), ликвидировавшие указанные недостатки. Вместе с правилами оптового рынка электроэнергии (мощности) введены в действие правила функционирования розничных рынков электроэнергии. В частности, предусматривалась параллельная либерализация оптового и розничных рынков электроэнергии. Постановлением правительства Российской Федерации от 7 апреля 2007 г. № 205 определен темп ежегодной либерализации рынков электроэнергии, с тем чтобы к 2011 г. вся электроэнергия поставлялась по нерегулируемым ценам (за исключением поставок населению по регулируемому тарифу).

Основные принципы функционирования новой модели оптового рынка заключаются в следующем.

Объемы электрической энергии (мощности), продажа которых в переходный период осуществляется по регулируемым ценам (тарифам), в 2007 г. соответствуют объемам, включенным Федеральной службой по тарифам в сводный прогнозный баланс производства и поставок электрической энергии (мощности) на 2007 г. Заданы темпы снижения этих объемов: с января 2007 г. - снижение на 5% от балансовых объемов 2007 г., с июля 2007 г. - еще на 5%, в последующие годы - снижение каждые шесть месяцев на величину от 5 до 20% от балансовых объемов 2007 г. Новая модель оптового рынка электрической энергии (мощности) предусматривает формирование системы долгосрочных отношений поставщиков и покупателей, в частности, порядок заключения и исполнения участниками оптового рынка двусторонних договоров купли-продажи электрической энергии (мощности), заключаемых как по регулируемым ценам (тарифам), так и по свободным (по соглашению сторон).

Установлен новый порядок конкурентного ценообразования на рынке электроэнергии, в том числе порядок проведения конкурентного отбора ценовых заявок за сутки до реаль-

ного времени и в режиме, близком к реальному времени, а также изменения в системе оперативно-диспетчерского управления, направленные на оптимизацию загрузки генерирующих мощностей в энергосистеме (планирование режимов по ценовым заявкам поставщиков, отражающим реальные стоимостные характеристики производства электрической энергии, позволяет эффективнее распределять ресурсы в энергосистеме).

В ближайшей перспективе планируется запустить новый механизм выбора состава оборудования - в соответствии с заявками участников, что также увеличит эффективность распределения ресурсов.

Произошли существенные изменения и в порядке торговли электроэнергией (мощностью) на оптовом рынке. Введены обязательные требования к производителям электрической энергии (к генерирующему оборудованию), в целях поддержания заданных параметров функционирования энергосистемы для надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. Выполнение производителями этих требований влияет на стоимость продаваемой ими мощности.

Правилами предусмотрена торговля мощностью только по регулируемым ценам в рамках двусторонних договоров, но Министерство промышленности и энергетики РФ в настоящее время разрабатывает принципы конкурентной торговли, в том числе организации краткосрочных (на один, два и три года вперед) и долгосрочных (не менее чем на четыре года вперед) конкурентных отборов ценовых заявок на поставку мощности.

Осуществленные изменения в ценообразовании электрической энергии на оптовом рынке исключили возможность накопления стоимостного небаланса.

Участники оптового рынка приобретают электрическую энергию (мощность) в рамках двусторонних договоров по регулируемым ценам, равным тарифам поставщиков. Тарифы с 2008 г. определяются методом индексации в соответствии с формулой цены, установленной в методических указаниях, утверждаемых Федеральной службой по тарифам. Общая стоимость покупки электрической энергии по регулируемым це-

нам (тарифам) участниками рынка формируется по совокупности заключенных ими двусторонних договоров.

Федеральной службой по тарифам будут определяться индикативные цены на электрическую энергию, которые послужат ориентиром (индикатором) для администратора торговой системы при формировании пакета договоров для каждого участника оптового рынка. Они будут использоваться и для формирования регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию на розничном рынке в части определения стоимости приобретаемой на оптовом рынке электрической энергии по регулируемым ценам (тарифам).

Постепенное, производимое два раза в год, расширение доли электроэнергии, поставляемой по нерегулируемым ценам, позволит сделать переход к нерегулируемым ценам плавным и безопасным для потребителей. Либерализация рынка электроэнергии (при условии конкурентных отношений в отрасли) в конечном итоге приведет к установлению экономически обоснованных цен и будет стимулировать поставщиков электроэнергии к снижению издержек, а потребителей - к рациональному планированию своего потребления электроэнергии.

Итоги работы оптового рынка

Хотя период либерализации рынка электроэнергии непродолжителен, можно говорить о некоторых промежуточных итогах: с 1 июля 2007 г. доля электроэнергии, поставляемой по нерегулируемым ценам, составляет 10% от планового баланса.

Фактические объемы продажи/покупки по нерегулируемым ценам на оптовом рынке складываются из двух компонентов. Первая составляющая - разница между объемами фактического потребления и объемами потребления, включенными в регулируемые договоры (с учетом доли электроэнергии, поставляемой по нерегулируемым ценам). Вторая составляющая - объемы «переторговки» поставщиками своих обязательств по регулируемым двусторонним договорам.

Если в январе-июне 2007 г. в ценовой зоне Центра и Урала (первая ценовая зона) объемы потребленной электроэнер-

гии, которые не включены в регулируемые договоры и покупаются по свободным ценам, составили 7,1% к общему плановому объему поставки на сутки вперед, то с увеличением доли либерализованного рынка указанные объемы в июле-сентябре достигли 11,6%. Объемы покупки поставщиками своих обязательств по исполнению регулируемых договоров в январе-июне были равны 7,2%, а после увеличения доли либерализации они снизились до 6,8%.

В ценовой зоне Сибири (вторая ценовая зона) покупателями в первом полугодии 2007 г. было куплено 3,2% сверх объема, заложенного в регулируемые договоры, к общему плановому объему поставки на сутки вперед, в июле-сентябре эти объемы увеличились до 6,9%. Поставщики во исполнение регулируемых договоров по свободным ценам купили в первом полугодии 15,4%, а за последующие три месяца - 12,3% планового объема потребления. Большие по сравнению с первой ценовой зоной объемы покупки поставщиков во исполнение своих регулируемых договоров по свободным ценам связаны с ростом производства электроэнергии на гидроэлектростанциях (в Сибири преобладает гидрогенерация), у которых цена значительно ниже, чем у тепловых станций.

Средневзвешенная цена рынка на сутки вперед в двух ценовых зонах в 2007 г. (январь-сентябрь) составила 460,9 руб./МВт-ч, что на 38% выше тарифа на электроэнергию, установленного ФСТ России на 2007 г. (335 руб./МВт-ч).

В июле-августе 2007 г. рост цен в первой ценовой зоне был вызван началом ремонтной программы (в том числе у атомных станций - поставщиков дешевой электроэнергии), в результате чего цена определялась ГРЭС и ТЭЦ, производившими дополнительные объемы электроэнергии на мазуте. Снижение цены в сентябре связано с началом отопительного сезона.

В июле-сентябре 2007 г. свободная цена на электроэнергию во второй ценовой зоне выросла, и впервые с момента запуска ОРЭМ среднемесячная цена во второй ценовой зоне превысила тариф на электроэнергию, установленный ФСТ России. Причиной роста цен послужило значительное снижение среднесуточной водности рек, питающих ГЭС, во второй

ценовой зоне. В результате цену в Сибири формировали ТЭЦ, работающие на угле.

Существенная дифференциация узловых цен по территориям как в первой, так и во второй ценовой зонах демонстрирует роль системных ограничений при формировании рыночных цен на электроэнергию: в некоторых регионах цены оказываются гораздо выше среднего уровня по ценовой зоне, что указывает на наличие «узких» мест в сети. Подобные узкие места препятствуют поставке электроэнергии из соседних регионов от более дешевых поставщиков. Обратное верно для регионов с относительно низкими ценами.

Так, например, в январе-апреле 2007 г. в республиках Северного Кавказа цены были выше, чем в первой ценовой зоне, в среднем на 23%. Указанное превышение обусловлено насыщением сечений электрических сетей, соединяющих энергосистемы этих республик и остальных регионов ОЭС Северного Кавказа. В мае, когда выросло производство гидростанций на Северном Кавказе на фоне некоторого снижения потребления, сечение перестало быть насыщенным, и цены на Северном Кавказе и на Волге практически сравнялись.

Другим примером могут служить сравнительно низкие цены в Мурманской области (на 22% ниже цен в первой ценовой зоне в январе-сентябре 2007 г.), складывающиеся на основе низких ценовых заявок местной генерации при наличии сетевых ограничений, сдерживающих переток от указанной генерации в соседние регионы.

Во второй ценовой зоне высокие цены складывались в Омской области и в Алтайском крае по причине ограничений из-за сетевых ремонтов.

Функционирование розничного рынка

С 1 сентября 2006 г. потребители оплачивают часть объема приобретенной электроэнергии на розничном рынке по свободной цене.

Принятое в 2006 г. правительством Российской Федерации решение о темпах либерализации отрасли предусматривает сохранение для населения регулируемых тарифов.

Кроме того, согласно Правилам розничных рынков, принятым правительством России в 2006 г., особая роль по обслуживанию населения отводится гарантирующим поставщикам, действующим на розничных рынках наряду с другими энергосбытовыми организациями. Ключевая особенность гарантирующего поставщика состоит в обязанности заключить публичный договор с каждым обратившимся к нему потребителем. Деятельность гарантирующего поставщика, границы зон его деятельности регулируются региональными органами исполнительной власти. Получение статуса гарантирующего поставщика происходит на конкурсной основе. Тем самым были приняты необходимые меры для социальной защиты населения в условиях реформирования и либерализации электроэнергетической отрасли.

Инвестиции в электроэнергетику

В настоящее время инвестиционная деятельность основных компаний электроэнергетики - ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС», ОАО «ГидроОГК» и ФГУП Концерн «Росэнергоатом», осуществляется на основе трехлетних инвестиционных программ, ежегодно уточняемых с учетом фактически достигнутых показателей.

За счёт собственных источников финансирования в 2008 г. покрывается только треть инвестиционных потребностей компаний. Следует отметить, что часть прибыли компаний будет получена в результате деятельности нерегулируемого рынка электроэнергии, доля которого составит к концу 2008 г. до 30% от общего объема поставок. 21% инвестиций покрывается за счет бюджета Российской Федерации. В основном это объекты ФГУП Концерн «Росэнергоатом» (в рамках федеральной целевой программы развития атомного энергопромышленного комплекса), а также инфраструктурные компании отрасли:

^ ОАО «ФСК ЕЭС» - объекты, позволяющие повысить надежность электроснабжения в критических регионах;

^ ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» - повышение надёжности ЕЭС России;

^ ОАО «ГидроОГК» - отдельные критически важные объекты гидроэнергетики.

Существенный объем средств поступит из внешних источников финансирования - IPO, средств от продажи активов ОАО РАО «ЕЭС России», кредитов.

Длительность инвестиционных проектов в электроэнергетике, динамично развивающийся спрос на электроэнергию и тепло диктуют необходимость конкретизации приоритетов и параметров развития электроэнергетической отрасли, что позволит оптимально использовать в отрасли топливно-энергетические ресурсы и передовые технологии и обосновать на долгосрочный период рациональную структуру размещения электроэнергетических объектов.

По поручению правительства Российской Федерации Мин-промэнерго России совместно с Минэкономразвития России, ФСТ, Росатомом и Ростехнадзором разработало проект генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. (далее - Генеральная схема). В работе участвовали и представители ОАО РАО «ЕЭС России», ФГУП «Концерн «Росэнергоатом», ОАО «Газпром», ОАО «РЖД», угольных компаний.

Правительство Российской Федерации (протокол от 19 апреля 2007 г. № 15) приняло за основу Генеральную схему и поручило Минпромэнерго России совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти ее доработать. При доработке основные ее положения были рассмотрены и согласованы на региональных совещаниях с участием администраций полномочных представителей президента Российской Федерации и субъектов Федерации во всех федеральных округах.

Объемы добычи угля для электроэнергетики, необходимые для обеспечения предусмотренной в Генеральной схеме выработки тепловых электростанций, согласованы с ведущими угольными компаниями России - ОАО «СУЭК», ООО «Ме-чел-энерго», ЗАО «Русский уголь», ОАО «Красноярсккрай-уголь», ОАО «Кузбассразрезуголь», ОАО «Мосбасуголь».

Требования по развитию железнодорожного транспорта для обеспечения перевозок угольного топлива в соответствии с Генеральной схемой согласованы со Стратегией развития железнодорожного транспорта в Российской Федерации до 2030 г.

Объемы и распределение потребности в газе для действующих и новых ТЭС приняты с учетом позиции ОАО «Газпром». В частности, в период до 2012 г. в топливном балансе ряда ТЭС в энергозонах Северо-Запада, Центра и Урала учтены ограничения по поставкам газа с увеличением потребления мазута.

Выполнена корректировка программ развития гидроэнергетики, тепловой энергетики и электрических сетей с учетом предложений администраций регионов, топливных компаний, ОАО РАО «ЕЭС России», генерирующих компаний, ОАО «ФСК ЕЭС».

Уточнены потребности в капиталовложениях на развитие генерации и электрических сетей и определены источники их финансирования. Разработаны предложения по механизму реализации Генеральной схемы.

Генеральная схема - это сбалансированный план размещения объектов электроэнергетики до 2020 г., на основе оценки прогнозов электропотребления страны и ее регионов, конкретизирующий цели, задачи и основные мероприятия по развитию отрасли. Ее внедрение позволит обеспечить надежное и эффективное энергоснабжение потребителей и гарантировать обеспечение потребностей экономики страны в электрической и тепловой энергии.

Для разработки Генеральной схемы в качестве базового варианта принят прогноз, предусматривающий рост электропотребления к 2015 г. до уровня 1426 млрд кВт-ч, а по максимальному варианту - до 1600 млрд кВт-ч. В 2020 г. уровень потребления прогнозируется в размере 1710 млрд кВт-ч в базовом варианте и 2000 млрд кВт-ч - в максимальном. Средний прирост электропотребления составит 4,1% в год по базовому варианту и 5,2% - по максимальному.

В Генеральной схеме учитывались оценки и предложения субъектов Федерации в части развития регионального спроса на электроэнергетические и тепловые ресурсы. Сформирован перечень площадок размещения станций и сетевых объектов на основе существующих кадастров и имеющихся предложений.

Для базового варианта потребность в установленной мощности электростанций России должна составить 246 ГВт в 2010 г., 298 ГВт - в 2015 г. и 347 ГВт - в 2020 г. Для мак-

симального - 256, 326 и 397 ГВт в 2010, 2015 и 2020 гг. соответственно.

В период до 2020 г. предусмотрено снижение на 51,8 ГВт действующих генерирующих мощностей, отработавших свой ресурс, в том числе 47,8 ГВт на ТЭС и 4 ГВт - на АЭС.

С учётом остающейся в эксплуатации установленной мощности действующих электростанций потребность во вводе генерирующих мощностей, включая ввод для замены на существующих электростанциях, по базовому варианту на 2006-2020 гг. в целом по России составит 186 ГВт. По максимальному варианту в период до 2020 г. дополнительно потребуется ввод 50 ГВт генерирующей мощности.

Формирование предложений по вводам генерирующей мощности основано на следующих принципах:

* максимально возможное развитие доли атомной и гидрогенерации;

* рост доли выработки электрической энергии на угольных станциях по отношению к газовым;

* строительство новых объектов газовой генерации преимущественно комбинированной выработки для производства тепловой и электрической энергии в городах;

* максимальное использование парогенераторных установок для выработки электроэнергии на газе.

Масштабы развития АЭС до 2020 г. определены на основании прогнозируемых Росатомом возможностей отрасли по вводу новых мощностей при создании типового энергоблока 1150 МВт, а также блоков малой мощности - 300 МВт. В качестве предпочтительных районов размещения этих АЭС выбрана европейская часть страны, чтобы приблизить генерацию к центрам нагрузки; ввод новых мощностей предусмотрен преимущественно на существующих площадках и в регионах, уже имеющих объекты атомной отрасли.

К 2020 г. на тепловых электростанциях, работающих на газе, из эксплуатации должны быть выведены:

* конденсационные паросиловые агрегаты, отработавшие свой индивидуальный ресурс;

* теплофикационные агрегаты, достигшие индивидуального ресурса с параметрами пара 90 атмосфер и ниже;

• теплофикационные агрегаты - в случае отсутствия потребителей тепловой энергии.

Все вводы новых объектов газовой генерации планируется осуществлять с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. Предусматривается снижение на 40,6 ГВт неэффективного газового оборудования.

Ввод в эксплуатацию в 2006-2020 гг. объектов газовой генерации для базового варианта составит 74 ГВт, для максимального - 75,6 ГВт.

Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии на ТЭС и изменение структуры выработки по типам электростанций определяют их потребность в различных видах органического топлива.

При базовом варианте суммарная потребность ТЭС в топливе увеличится в 1,5 раза: от 295 млн т у. т. в 2006 г. до 428 млн т у. т. в 2020 г. При этом суммарное производство электроэнергии на ТЭС за этот период возрастет в 1,8 раза. То есть в теплоэнергетике за счет внедрения передовых технологий - как в газовой, так и в угольной генерации, достигнуто существенное увеличение КПД.

Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при этом снизится от 335,9 г у. т./кВт-ч в 2006 г. до 286,1 г у. т./кВт-ч в 2020 г. при росте КПД с 36,7% до 43,4%.

В структуре потребления топлива на ТЭС при базовом варианте должна устойчиво снижаться доля газа (с 68% в 2006 г. до 56% в 2020 г.) при интенсивном росте доли угля (с 25% до 40%). При этом абсолютный объем потребления газа увеличится только на 20%, а угля - в 2,2 раза, что обусловит повышенные требования к динамике развития производственных мощностей в угольной промышленности, особенно в главных угольных бассейнах - Кузнецком и Канско-Ачинском.

Реализация Генеральной схемы позволит надежно и эффективно обеспечить потребителей и экономику страны электрической энергией. Установленная мощность электроэнергетики России в базовом сценарии увеличится в 1,6 раза, существенно изменится структура выработки электроэнергии. Российская электроэнергетика выйдет на качественно новый технологичес-

кий уровень - за счет внедрения передовых технологий, прежде всего, в области угольной и газовой генерации.

Заключение

Реформа электроэнергетики приближается к своему завершению. В качестве важнейших итогов следует отметить формирование новой структуры электроэнергетической отрасли, целевой структуры рынка электроэнергии, начало либерализации рынка электроэнергии, широкомасштабного привлечения инвестиций.

Благодаря тщательной проработке нормативно-правовой базы переход к новой структуре, смена собственников в части компаний и формирование рыночных отношений в электроэнергетике не влияют на надежное и бесперебойное электро- и теплоснабжение потребителей. Особое внимание в ходе реформирования уделено защите интересов населения, для которого сохраняется поставка электроэнергии только по регулируемым тарифам при жестком контроле со стороны органов федеральной и региональных властей над деятельностью гарантирующих поставщиков.

В числе первоочередных задач правительства Российской Федерации по реформированию электроэнергетики можно отметить следующие: завершение формирования нормативной базы, необходимой для запуска рынков электроэнергии и системных услуг, а также функционирования рынка в неценовых зонах; принятие тактических решений по регулированию отрасли по завершении реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России».

Генеральным направлением реформирования электроэнергетики по-прежнему останется либерализация отрасли при усилении государственного контроля над деятельностью субъектов электроэнергетики, выполняющих монопольные функции, и других компаний с государственным участием. Что позволит укрепить конкурентные отношения в отрасли, усилить инвестиционный процесс и обеспечить конкурентоспособность в долгосрочной перспективе.

ОТРАСЛЬ

3 ЭКО №4, 2008

© ЭКО 2008 г.

66

ЭМ