Экономическая политика российского государства в электроэнергетике

Следует различать понятия «энергетика», «теплоэнергетика» и «электроэнергетика» .

Энергетика — область хозяйства, добывающая, транспортирующая, перерабатывающая различные виды энергии для удовлетворения как собственных потребностей, так и потребностей других областей хозяйства, общественных структур населения.

Теплоэнергетика — теплотехнологическая система, способствующая преобразованию тепловой энергии в другие виды энергии (механическую, электрическую).

Электроэнергетика — отрасль, вырабатывающая, транспортирующая и распределяющая электрическую и тепловую энергию для нужд экономики, общественных институтов и населения.

Важнейшим структурным компонентом электроэнергетики является электрическая станция.

Электрическая станция — предприятие, вырабатывающее электрическую и тепловую энергию и обеспечивающее ее транспортировку. На электростанции происходит преобразование энергии какого-либо природного источника в механическую энергию вращения турбины и далее с помощью электрических генераторов — в электроэнергию. В зависимости от вида используемого природного источника энергии выбирается тип электростанции. Существуют три основных типа электростанций: тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС) и атомные (АЭС).

На ТЭС в электроэнергию преобразуется теплота, выделяющаяся при сжигании топлива. Первые ТЭС появились в конце XIX в.: в 1882 г. — в Нью-Йорке, в 1883 г. — в Петербурге, в 1884 г. — Берлине. Тепловые электростанции — основной вид электрических станций. Большинство городов России снабжаются через ТЭС. Часто в городах используются ТЭЦ — теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды. Это нс очень эффективно, так как, в отличие от электрокабеля, на больших расстояниях надежность теплотрасс очень низка, и при передаче тепла эффективность также сильно снижается (КПД — 60—70%). Тепловые электростанции имеют свои минусы и плюсы. По сравнению с другими тинами электростанций они имеют относительно свободное размещение, связанное с широким распространением и разнообразием топливных ресурсов. В тоже время ТЭС обладает низким КПД — не более 32% энергии топлива превращаются в электрическую. Ежегодно ТЭС всего мира выбрасывают в атмосферу 200²⁵⁰ млн т золы и около 60 млн т сернистого ангидрида, поглощая огромное количество кислорода. Первичными источниками энергии для ТЭС является уголь, газ, мазут и дизель. Доля последних в выработке электроэнергии в России ничтожно мала, а угольная генерация составляет около 27,5%. Соответственно, доля ТЭС работающих на газе (ГРЭС) составляет более 70%.

Гидравлические электростанции производят наиболее дешевую электроэнергию, но имеют довольно большую себестоимость постройки. Они используют энергию воды крупных равнинных и горных рек. Гидравлические электростанции подразделяются на собственно гидроэлектрические, приливные и гидроаккумулирующие электростанции (ГЛЭС). Последние в период низкого электропотребления (чаще всего ночью) перекачивают воду из нижнего водохранилища в верхнее, и в период высокого энергопотребления запасенная вода из верхнего водохранилища питает турбины электрогенераторов, как на обычной ГЭС. Только электроэнергию вырабатывают ГРЭС с конденсационным циклом, а тепло и электроэнергию одновременно вырабатывают более эффективные когерационные ГРЭС. Самая крупная тепловая станция в России — Сургутская ГРЭС-2. В 2012 г. ее выработка была 39,97 млрд кВт-ч, что составляет около 4% от всероссийской. Топливом для нее служит природный и попутный нефтяной газ, объем закупки которого в 2012 г. составил 10,6 млрд м3. Гидравлические электростанции являются весьма эффективным источником энергии, поскольку используют возобновляемые ресурсы, они имеют высокий КПД — более 80%.

Динамика производства электроэнергии в пашей стране представлена на рис. 13.1.

Рис. 13.1. Динамика производства электроэнергии в Российской империи, СССР и России в отдельные годы в период с 1913 по 2012 г.

Из 1064 млрд кВт-ч произведенной в 2012 г. электроэнергии, на долю АТС пришлось 178 млрд кВт-ч (16,7%), ГЭС — 165 млрд кВт-ч (15,5%) и ТЭС — 721 млрд кВт-ч (67,8%).

В течение ряда последних лет в российской электроэнергетике происходят фундаментальные преобразования: изменяется структура собственности, а вместе с ней структура отрасли, формируются новая нормативная правовая база и система регулирования, конкурентный рынок электроэнергии. Началу реформирования отрасли послужил Указ Президента РФ от 15 августа 1992 г. № 923 «Об организации управления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в условиях приватизации». В самом начале акционирования и приватизации электроэнергетики было принято решение о концентрации управления ею в рамках создания единой холдинговой компании — Российского акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России» (РАО «ЕЭС России»). Оно было создано в декабре 1992 г. и сосредоточило в своем составе межсистемные отраслевые объекты: все крупные ТЭС (мощностью 1000 мВт и выше) и ГЭС (мощностью 300 мВт и выше), системообразующие высоковольтные сети (220 кВ и выше), а также Центральное и объединенные диспетчерские управления и другие отраслевые предприятия и организации. Владело РАО 72% мощности электростанций и 96% линий электропередачи. Его основные активы были объединены в региональные вертикально интегрированные энергокомпании.

Оставшиеся объекты меньшей мощности и региональные организации были преобразованы в акционерные общества (АО-Энерго), в которых 49% обыкновенных акций государство оставило у себя, а 51% продало сотрудникам соответствующих АО-Энерго. В результате в 1993—1996 гг. были созданы 72 акционерных общества, выполняющих функции региональных энергоснабжающих организаций.

В результате в уставной капитал РАО «ЕЭС России» государство внесло: 49% акций региональных АО-Энерго; имущество крупных ТЭС, ГЭС и линий электропередачи и подстанций; акции АО, образованных на базе Центрального диспетчерского управления ЕЭС России, научно-исследовательских и проектно-исследовательских институтов, Главного вычислительного центра (ГВЦ) энергетики и других организаций, обслуживающих ЕЭС России.

Государство закрепило за собой 51% обыкновенных акций РАО сроком на три года до 1996 г. (впоследствии этот срок неоднократно продлевался). Государство в структуре собственности РАО было представлено Минтопэнерго. В РАО не вошли два региональных акционерных общества — АО «Иркутск-энерго» и «Татэнерго», а также все девять АЭС, находившихся под контролем Росэнергоатома.

В 2000 г. началась разработка второго этапа реформы электроэнергетики. В разработанной в РАО с моделями реформы были использованы следующие основные принципы:

• • конкуренция и естественно-монопольные виды деятельности юридически разделяются;
• • для естественно-монопольной деятельности сохраняется ценовое регулирование;
• • РАО «ЕЭС России» ликвидируется;
• • сетевые активы интегрируются в Федеральную сетевую компанию (ФСК), которая придается путем принудительного обмена акций в собственность государства;
• • на базе электростанций РАО «ЕЭС России» и нескольких крупных АО-Энерго, кроме ГЭС, создаются оптовые генерирующие компании (ОГК);
• • на базе ТЭЦ АО-Энерго создаются путем объединения нескольких тепловых компаний территориальные генерирующие компании (ТГК), которые производят электроэнергию и тепло для централизованного снабжения;
• • на базе ГЭС создастся генерирующая компания;
• • АЭС остаются в собственности государства и объединяются в одну компанию;
• • наряду с оптовым рынком электроэнергии, создается рынок мощности.

Последний принцип означает, что проведенные РАО реформы привели к созданию двух видов взаимосвязанных рынков электрической энергии и мощности: Федеральному оптовому рынку электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) и региональным рынком энергии и мощности.

Решение о новом этапе реформирования было принято Правительством в июле 2001 г. Его суть — реформирование модели косвенного регулирования государством отрасли посредством установления государственных норм и стандартов, которые обязательны для всех электроэнергетических компаний. В ходе реформы фундаментально менялась структура отрасли: произошло разделение на естественно-монопольные сегменты (диспетчерское управление, передача электроэнергии). Магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети интегрировались в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передали общероссийскому Системному оператору (СО).

На основании Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» с 2003 г. началась ускоренная ликвидация АО-энерго, разделение федеральных электростанций (ГЭС и ТЭС) на трансроссийские оптовые генерирующие компании (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). Шесть из семи ОГК были сформированы на базе ТЭС, а одна (ГидроОГК) — на основе ГЭС. К концу 2005 г. была разделена большая часть АО-энерго, зарегистрированы последняя из семи ОГК и тринадцать из четырнадцати ТГК, созданы четыре МРСК. В 2007 г. число МРСК увеличено до 11 (без учета МРСК Дальнего Востока), созданы все 56 магистральных сетевых компаний на базе реорганизованных АО-энерго, сформирована целевая структура всех ОГК и ТГК.

Наиболее крупными производителями электрической энергии и мощности являются ОГК. В основу их создания положены принцип сопоставимости размеров и качества активов и принцип географической диверсификации. Они производят почти исключительно электрическую энергию. По территориальному признаку объединены ТГК, в них входят в основном теплоцентрали (ТЭЦ), производящие и электрическую тепловую энергию.

В 2005 г. начался процесс привлечения инвесторов и новых собственников в генерирующие компании. В 2006 г. после аварии на подстанции «Чагино» в Москве правительство согласилось с планами холдинга о приватизации ОГК и ТГК через дополнительную эмиссию акций в пользу частных инвесторов — было привлечено порядка 840 млрд руб. А к моменту ликвидации РАО ЕЭС (1 июля 2008 г.) в акции генерирующих компаний было вложено порядка 1 трлн руб. Государство ушло из генерации, но сохранило и консолидировало контроль в инфраструктурных сегментах (в МРСК ему принадлежит 57% акций, в ФСК — свыше 75%, в Системном операторе — 100%).

В результате реформы в число инфраструктурных организаций, обеспечивающих функционирование энергетического рынка, входят:

• 1) коммерческий оператор оптового рынка — ОАО «Администратор торговой системы» ;
• 2) некоммерческое партнерство «Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью» ;
• 3) системный оператор — СО ЕЭС;
• 4) Федеральная сетевая компания — объединяет магистральные электрические сети, образующие национальную электрическую сеть;
• 5) межрегиональные распределительные сетевые компании — объединяют распределительные электрические сети, обслуживающие розничные рынки;
• 6) операторы экспорта (импорта) электроэнергии.

По мнению ряда экспертов, реформирование электроэнергетики не привело к кардинальным изменениям в повышении энергоэффективности самой отрасли. Доля потерь энергии па электростанциях при производстве электрической и тепловой энергии сохранилась на уровне 15—16% в год от общего потребления первичной энергии. Коэффициент полезного использования топлива на российских электростанциях к концу реформирования отрасли снизился с 58 до 56% в основном за счет «сжатия» ниши для ТЭЦ на рынках тепла. Средний КПД российских электростанций остался практически неизменным — на уровне 36—37%, а удельный расход топлива на производство 1 кВт-ч электроэнергии за время реформ снизился всего лишь на 1,5%. В результате только 1,5% электроэнергии, выработанной в России, соответствовало верхней границе эффективности, определенной Международным энергетическим агентством. А общий объем потерь в электрических сетях к концу реформирования электроэнергетики составил 105 млрд кВт-ч, или 10,5% от всего потребления электроэнергии.

Третий этап реформы рынка электроэнергии Минэнерго в очередной раз отложило на срок, нс раньше июля 2014 г., привязав его к реформе рынка теплоснабжения. Для этого нужно ликвидировать перекрестное субсидирование, когда за счет энергорынка сохраняются низкие тарифы на тепло. С этой целью предполагается либерализация цеп на тепло и привлечение инвестиций в тепловую энергетику с целью ее модернизации на уровне 2 трлн руб. Где взять эти средства в условиях политики сдерживания тарифов, пока не ясно. Рассматриваются три модели рынка. Первая предполагает свободные двусторонние договоры между продавцом и покупателем электроэнергии. Вторая («ДПМ — штрих») предусматривает формирование новых договоров па предоставление мощности (ДМП), которые будут гарантировать окупаемость инвестиций. Третья предлагает дополнить нынешнюю модель долгосрочным конкурентным отбором мощности (КОМ), гарантирующим электростанциям постоянные выплаты на четыре года вперед. Но в любом из вариантов реформирования нельзя обойтись без предварительного решения проблемы перекрестного субсидирования между теплом и электроэнергией, когда для сдерживания тарифов на тепло часть его себестоимости перекладывается в цену электроэнергии (только на оптовом рынке — порядка 10 млрд руб. в год).

Новая концепция рынка тепла сводится к следующему. Самому крупному поставщику тепла в городе присваивается статус ЕТО — единой теплоснабжающей организации, которая реализует тепло по договорной цене, но не выше тарифа «альтернативной котельной» — т. е. цены, при которой эффективнее построить котельную, чем покупать тепло у ТЭЦ. В свою очередь ЕТО обязуется инвестировать в модернизацию теплоснабжения.

По мнению некоторых федеральных чиновников, правительству нужно вообще отказаться от индексации тарифов на несколько лет для всех потребителей, поскольку у энергетических компаний есть огромные резервы эффективности, на использование которых и должна быть направлена реформа энергетики. Замораживание тарифов даст мощный антиинфляционный эффект, увеличит доходы и потребление населения, что станет важнейшим источником для роста экономики.