История развития электростанции транспорт и распределение электроэнергии. Современные системы электроэнергетики. Оценка проводимойреформы электроэнергетики

преодоление сложившихся дисбалансов в электроэнергетике для поддержания в долгосрочной перспективе высоких и устойчивых темпов роста экономики;

увеличение эффективности производства, передачи и потребления электроэнергии на основе новейших высокоэффективных экологически чистых технологий.

В результате реформирования электроэнергетики из считавшейся ранее монопольной отрасли выделены конкурентные - производство и сбыт электрической энергии, а также естественно-монопольные - передача электрической энергии и оперативное диспетчерское управление в электроэнергетике.

Развитие экономики в долгосрочной перспективе характеризуется ростом потребления электроэнергии с 2007 по 2015 годы в среднем на 3,8 - 4 процента в год со снижением до 3,6 - 3,7 процента в 2016 - 2020 годы за счет структурных сдвигов в пользу менее электроемких производств и активизации мер по энергосбережению.

Для обеспечения указанных темпов роста производства и потребления электроэнергии с учетом необходимости формирования достаточных резервных мощностей потребуется обеспечение возможности доступа потребителей к услугам электроснабжения и ввод энергетических мощностей в 2007 - 2020 годах в размере 120 - 200 млн. кВт.

В период до 2011 года продолжится поэтапная либерализация оптового рынка электроэнергии и мощности с доведением в 2011 году доли электроэнергии и мощности, продаваемых по свободным ценам, до 100 процентов, за исключением поставок электрической энергии и мощности в неценовых зонах и поставок населению.

Планируется запуск долгосрочного рынка мощности, призванного обеспечить сооружение генерирующих мощностей в оптимальном объеме для удовлетворения спроса и создания необходимого резерва.

В период до 2014 года планируется доведение тарифов на электрическую энергию для населения до рыночного уровня в целях ликвидации перекрестного субсидирования между населением и прочими потребителями с усилением адресной защиты малоимущих групп населения.

В регулируемых секторах электроэнергетики с 2010 года (в распределительных сетевых компаниях с 2009 года, в магистральных - с 2010 года) будет осуществляться переход к установлению долгосрочных тарифов (не менее 5 лет) методом доходности инвестированного капитала. Такой метод обеспечивает возврат инвестированного капитала и доход на него на уровне, сопоставимом с уровнем дохода в других отраслях экономики, и направлен на стимулирование частных инвестиций в регулируемый сектор электроэнергетики. Применение долгосрочных тарифов стимулирует организации в регулируемом секторе экономики снижать расходы и технологические потери по отношению к установленному уровню. Помимо электроэнергетики и теплоснабжения метод доходности инвестированного капитала будет применяться и в других инфраструктурных отраслях, включая коммунальное хозяйство. Объединение энергетических систем Центра, Урала, Сибири и Дальнего Востока передачами постоянного и переменного тока на сверх- и ультравысоком напряжении обеспечит масштабное развитие угольных бассейнов и освоение гидропотенциала восточных регионов Российской Федерации. Уже в 2009 и 2010 годах будут проведены исследования и анализ макроэкономических эффектов реализации указанного метода.

Для достижения целевых параметров развития электроэнергетики необходимо решить следующие задачи:

сбалансированное развитие электроэнергетической отрасли, создание в ней оптимальной, экономически обоснованной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов с целью надежного обеспечения потребителей страны электроэнергией и теплом;

диверсификация топливного баланса электроэнергетики за счет развития атомной и угольной генерации, использования гидропотенциала, а также потенциала прочих возобновляемых источников с соответствующим уменьшением доли газовой генерации в топливном балансе отрасли;

создание сетевой инфраструктуры, обеспечивающей полноценное участие энергокомпаний на рынке электроэнергии и мощности, усиление межсистемных связей для транзита электрической энергии и мощности в дефицитные регионы России, развитие экспорта электрической энергии;

минимизация потерь в электрических и тепловых сетях, а также уменьшение удельных расходов топлива на производство электроэнергии и тепла за счет внедрения передовых технологий и современного высокоэкономичного оборудования;

осуществление поэтапного сокращения уровней воздействия на окружающую среду объектов электроэнергетики за счет внедрения наилучших экологически безопасных мировых технологий при строительстве новых и реконструкции существующих предприятий электроэнергетики;

сохранение и развитие кадрового потенциала электроэнергетики;

формирование государственной системы управления развитием электроэнергетики на основе сочетания рыночных и государственных механизмов;

обеспечение существенного роста инвестиций в электроэнергетику для масштабного ввода новых энергетических мощностей и замены устаревшего оборудования;

обеспечение доступности присоединения потребителей к электрическим сетям;

Электроэнергетика -- базовая отрасль, развитие которой является непременным условием развития экономики и других сфер жизни общества. В мире производится около 13000 млрд. кВт/ч, из которых только на США приходится до 25%. Свыше 60% электроэнергии в мире производится на тепловых электростанциях (в США, России и Китае -- 70-80%), примерно 20% -- на ГЭС, 17% -- на атомных станциях (во Франции и Бельгии -- 60%, Швеции и Швейцарии -- 40-45%).

Наиболее обеспеченными электроэнергией в расчете на душу населения являются Норвегия (28 тыс. кВт/ч в год), Канада (19 тыс.), Швеция (17 тыс.).

Электроэнергетика вместе с топливными отраслями, включающими разведку, добычу, переработку и транспортировку источников энергии, а также и самой электрической энергии, образует важнейший для экономики любой страны топливно-энергетический комплекс (ТЭК). Около 40% всех первичных энергоресурсов мира расходуется на выработку электроэнергии. В ряде стран основная часть топливно-энергетического комплекса принадлежит государству (Франция, Италия и др.), но во многих странах основную роль в ТЭК играет смешанный капитал.

Электроэнергетика занимается производством электроэнергии, ее транспортировкой и распределением. Особенность электроэнергетики состоит в том, что ее продукция не может накапливаться для последующего использования: производство электроэнергии в каждый момент времени должно соответствовать размерам потребления с учетом нужд самих электростанций и потерь в сетях. Поэтому связи в электроэнергетике обладают постоянством, непрерывностью и осуществляются мгновенно.

Электроэнергетика оказывает большое воздействие на территориальную организацию хозяйства: позволяет осваивать ТЭР удаленных восточных и северных районов; развитие магистральных высоковольтных линий способствует более свободному размещению промышленных предприятий; крупные ГЭС притягивают к себе энергоемкие производства; в восточных районах электроэнергетика является отраслью специализации и служит основой формирования территориально-производственных комплексов.

Считается, что для нормального развития экономики рост производства электроэнергии должен обгонять рост производства во всех других отраслях. Большую часть выработанной электроэнергии потребляет промышленность. По производству электроэнергии (1015,3 млрд. кВт.-ч в 2007 г.) Россия занимает четвертое место после США, Японии и Китая.

По масштабам производства электроэнергии выделяются Центральный экономический район (17,8% общероссийского производства), Восточная Сибирь (14,7%), Урал (15,3%) и Западная Сибирь (14,3%). Среди субъектов РФ по выработке электроэнергии лидируют Москва и Московская область, Ханты-Мансийский автономный округ, Иркутская область, Красноярский край, Свердловская область. Причем электроэнергетика Центра и Урала базируется на привозном топливе, а сибирские регионы работают на местных энергоресурсах и передают электроэнергию в другие районы.

Электроэнергетика современной России главным образом представлена тепловыми электростанциями, работающими на природном газе, угле и мазуте, в последние годы в топливном балансе электростанций возрастает доля природного газа. Около 1/5 отечественной электроэнергии вырабатывают гидроэлектростанции и 15% -- АЭС.

Тепловые электростанции, работающие на низкокачественном угле, как правило, тяготеют к местам его добычи. Для электростанций на мазуте оптимально их размещение рядом с нефтеперерабатывающими заводами. Электростанции на газе ввиду сравнительно низкой величины затрат на его транспортировку преимущественно тяготеют к потребителю. Причем в первую очередь переводят на газ электростанции крупных и крупнейших городов, так как он является более чистым в экологическом отношении топливом, чем уголь и мазут. ТЭЦ (производящие и тепло, и электроэнергию) тяготеют к потребителю независимо от топлива, на котором они работают (теплоноситель при передаче на расстояние быстро остывает).

Самыми крупными тепловыми электростанциями мощностью более 3,5 млн. кВт каждая являются Сургутская (в Ханты-Мансийском автономном округе), Рефтинская (в Свердловской области) и Костромская ГРЭС. Мощность более 2 млн. кВт имеют Киришская (около Санкт-Петербурга), Рязанская (Центральный район), Новочеркасская и Ставропольская (Северный Кавказ), Заинская (Поволжье), Рефтинская и Троицкая (Урал), Нижневартовская и Березовская в Сибири.

Геотермические электростанции, использующие глубинное тепло Земли, привязаны к источнику энергии. В России на Камчатке действуют Паужетская и Мутновская ГТЭС.

Гидроэлектростанции -- весьма эффективные источники электроэнергии. Они используют возобновимые ресурсы, обладают простотой управления и очень высоким коэффициентом полезного действия (более 80%). Поэтому стоимость производимой ими электроэнергии в 5-6 раз ниже, чем на ТЭС.

Гидроэлектростанции (ГЭС) экономичнее всего строить на горных реках с большим перепадом высот, тогда как на равнинных реках для поддержания постоянного напора воды и снижения зависимости от сезонных колебаний объемов воды требуется создание больших водохранилищ. Для более полного использования гидроэнергетического потенциала сооружаются каскады ГЭС. В России созданы гидроэнергетические каскады на Волге и Каме, Ангаре и Енисее. Общая мощность Волжско-Камского каскада -- 11,5 млн. кВт. И он включает 11 электростанций. Самыми мощными являются Волжская (2,5 млн. кВт) и Волгоградская (2,3 млн. кВт). Действуют также Саратовская, Чебоксарская, Воткинская, Иваньковская, Угличская и др.

Еще более мощный (22 млн. кВт) -- Ангаро-Енисейский каскад, включающий самые крупные в стране ГЭС: Саянскую (6,4 млн. кВт), Красноярскую (6 млн. кВт), Братскую (4,6 млн. кВт), Усть-Илимскую (4,3 млн. кВт).

Приливные электростанции используют энергию высоких приливов и отливов в отсеченном от моря заливе. В России действует опытная Кислогубская ПЭС у северного побережья Кольского полуострова.

Атомные электростанции (АЭС) используют высокотранспортабельное топливо. Учитывая, что 1 кг урана заменяет 2,5 тыс. т угля, АЭС целесообразнее размещать вблизи потребителя, в первую очередь в районах, лишенных других видов топлива. Первая в мире АЭС была построена в 1954 г. в г. Обнинске (Калужская обл.). Сейчас в России действует 8 атомных электростанций, из которых самыми мощными являются Курская и Балаковская (Саратовская обл.) по 4 млн. кВт каждая. В западных районах страны действуют также Кольская, Ленинградская, Смоленская, Тверская, Нововоронежская, Ростовская, Белоярская. На Чукотке -- Билибинская АТЭЦ.

Важнейшая тенденция развития электроэнергетики -- объединение электростанций в энергосистемах, которые осуществляют производство, передачу и распределение электроэнергии между потребителями. Они представляют собой территориальное сочетание электростанций разных типов, работающих на общую нагрузку. Объединение электростанций в энергосистемы способствует возможности выбирать наиболее экономичный режим нагрузки для разных типов электростанций; в условиях большой протяженности государства, существования поясного времени и несовпадения пиковых нагрузок в отдельных частях таких энергосистем можно маневрировать производством электроэнергии во времени и пространстве и перебрасывать ее по мере надобности во встречных направлениях.

В настоящее время функционирует Единая энергетическая система (ЕЭС) России. В ее состав входят многочисленные электростанции европейской части и Сибири, которые работают параллельно, в едином режиме, сосредоточивая более 4/5 суммарной мощности электростанций страны. В регионах России восточнее Байкала действуют небольшие изолированные энергосистемы.

Энергетической стратегией России на ближайшее десятилетие предусмотрено дальнейшее развитие электрификации за счет экономически и экологически обоснованного использования ТЭС, АЭС, ГЭС и нетрадиционных возобновляемых видов энергии, повышение безопасности и надежности действующих энергоблоков АЭС.

В России после распада СССР в период до 2000 года резко снизились инвестиции в отрасль. Одновременно наблюдалась консервация станций, строительство которых уже велось. В это самое время указом президента РФ № 923 от 15 августа 1992 г. «Об организации управления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в условиях приватизации» создается РАО «ЕЭС России», которое начало свою деятельность 31 декабря 1992 года. Атомные электростанции перешли под контроль «Росэнергоатом». Не вошли в состав РАО ЕЭС также «Иркутскэнерго», «Башкирэнерго», «Татэнерго», и «Новосибирскэнерго». Постепенно в сложном хозяйстве стал наблюдаться системный кризис, порожденный экономической ситуацией в стране. В соответствии с новой концепцией развития командой Чубайса было решено провести реформу РАО ЕС, целью которой было разукрупнение единой энергосети и создание ряда частных генерирующих и сбытовых компаний. Считалось, что тем самым будет запущен механизм конкуренции и в отрасль придут инвестиции в сумме 4,375 триллиона рублей (в нынешних ценах).

Однако дезинтеграция, по мнению ряда эксперта, в целом отрицательно сказалась на электроэнергетике. В частности главный инженер РАО ЕС в 1994-1996 годах Виктор Кудрявый предсказал рост аварийности в связи с этой реформой, что, собственно, и наблюдается в настоящее время. Снизился и коэффициент использования установленной мощности ГРЭС. Не оправдались надежды на капиталовложения и стабилизацию тарифов.

Введение

Реформирование электроэнергетической отрасли России, свидетелями которого являются наши современники, обусловлено достаточно серьезными предпосылками. Важно отметить, что еще в 80-х годах прошлого века в электроэнергетике страны начали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии. Позже, в 90-е годы в период общеэкономического кризиса в России объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился .

К началу последней четверти 90-х годов прошлого столетия общая ситуация в отрасли характеризовалась следующими фактами:

1. По технологическим показателям (удельный расход топлива, средний коэффициент полезного действия оборудования, рабочая мощность станций и др.) российские энергокомпании отставали от своих аналогов в развитых странах.
2. Отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению.
3. В отдельных регионах происходили перебои энергоснабжения, наблюдался энергетический кризис,существовала высокая вероятность крупных аварий.
4. Отсутствовала платежная дисциплина, были распространены неплатежи.
5. Предприятия отрасли были информационно и финансово непрозрачными.
6. Доступ на рынок был закрыт для новых, независимых игроков.

Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем инвестиций в отрасли. В противном случае, при дальнейшем расширении внешнеэкономического сотрудничества, российские предприятия проиграли бы экономическое соревнование не только на зарубежных рынках, но и на внутреннем рынке страны.

С назначением на должность председателя правления РАО «ЕЭС России» А.Чубайса в 1998 г.был продекларирован курс на рыночные изменения в отрасли, были провозглашены цели и задачи реформы в электроэнергетике. Основная цель реформирования электроэнергетики России - повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.В связи с этим в электроэнергетике России происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании.

В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественномонопольных функций (передачаэлектроэнергии по магистральным ЛЭП, распределение электроэнергии по низковольтным ЛЭП и оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис), и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний (их принято называть «АО-энерго»), выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

Предполагается, что генерирующие, сбытовые и ремонтные компании в перспективе станут, преимущественно, частными и будут конкурировать друг с другом. В естественномонопольных сферах, напротив, происходит усиление государственного контроля. Таким образом, создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.

Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими.

Так, магистральные сети переходят под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети предполагается интегрировать в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору.Активы генерации также объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании - ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна («Гидро-ОГК») - на основе гидрогенерирующих активов страны. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов.

Таким образом, в основе принятого варианта реформирования лежит принцип «горизонтального» разделения электроэнергетики, при котором на месте«классических» вертикально-интегрированных компаний - АО-энерго - образуются генерирующие, сбытовые, сетевые, сервисные и др. компании.При этом на начальной стадии авторами реформы рассматривался и альтернативный вариант «вертикального» разделения электроэнергетики, предусматривающий создание порядка восьми крупных вертикально-интегрированных компаний. Однако этот вариант так и остался на бумаге.

Несомненным остается тот факт, что результаты реформы для страны, ее экономические и социальные последствия еще не наступили, о них можно говорить лишь предположительно. Это обусловлено тем, что в электроэнергетике пока еще сохраняются механизмы государственного регулирования и РАО «ЕЭС России» как координатор и гарант проведения реформ просуществует еще до середины 2008 г. Вместе с тем ряд бизнесменов, исследователей и профессиональных энергетиков, например, А.Бранис, М.Гельман, В.Кудрявый и др., в разное время критически оценивали идеологию реформы, обращали внимание государства, акционеров и общественности на негативные корпоративные, экономические и социальные последствия. И действительно, проблемы энергоснабжения, возникшие в 2003 г. в США - в государстве, где много лет функционирует рынок электроэнергии и где сильна роль государственных регуляторов, являются сигналом, что электроэнергетика - это сложный механизм, и рынок - это не всеобщая панацея.

В связи с изложенным выше рассматривать ключевые аспекты реформы электроэнергетики в нашей стране целесообразно в разрезе прогнозов и выводов как авторов реформы, так и ее оппонентов.

Глава 1. Современные системы электроэнергетики

1.1. Мировые тенденции в электроэнергетике

В последние годы в электроэнергетике России происходят радикальные преобразования: формируется новая нормативно-правовая база и система регулирования, меняется структура отрасли, постепенно формируется конкурентный рынок электроэнергии. Тем самым Россия становится на путь большинства развитых государств, которые проводят в настоящее время или уже провели реформы в электроэнергетике, стремясь приспособить ее к условиям современной экономики.

Необходимость перемен в электроэнергетике стала очевидной в конце прошедшего столетия. До 1990-х гг. в большинстве стран мира эта отрасль относилась к естественным монополиям. Вертикально-интегрированные компании (совмещающие производство, передачу и сбыт электроэнергии) имели узаконенную монополию в национальных масштабах или в масштабах отдельных регионов. Тарифы на их услуги обычно устанавливались или ограничивались государством. Такая система долгое время вполне удовлетворительно обеспечивала нужды экономики. Однако в условиях значительного удорожания углеводородного топлива (с 1970-х гг.) и опережающего роста потребления электроэнергии прежние монополии оказались недостаточно эффективными. Они часто не успевали реагировать на изменение спроса, им слишком дорого обходилось поддержание существующих мощностей и ввод новых. При этом любые дополнительные расходы таких компаний включались в их тарифы и автоматически ложились на потребителей. Положение осложнялось тем, что во многих странах было ужесточено экологическое законодательство, что требовало ускоренной модернизации энергетических мощностей - едва ли не главных загрязнителей окружающей среды.

Либерализации электроэнергетики способствовали различные процессы, в том числе, происходящие вне этой отрасли:

1. Развитие газотурбинных технологий, наряду с увеличением объема добычи природного газа и снятием в некоторых странах ограничений на его использование для производства электричества, привело к распространению высокоэффективных и относительно недорогих технологий генерации.
2. Возросшие требования к энергоэффективности и «экологической чистоте» производства подталкивали к модернизации энергетических мощностей и развитию сетей.
3. Развитие сетей, и, прежде всего межсистемных связей (магистральных линий высокого напряжения между ранее замкнутыми энергосистемами), а также информационных технологий, средств учета и контроля, способствовало увеличению и усложнению энергопотоков, создавало новые возможности для конкуренции между оптовыми поставщиками энергии.
4. Все большая экономическая и политическая интеграция регионов исоседних стран (в частности, государств Евросоюза, Северной Америки) также способствовала развитию оптовых рынков электроэнергии.

В результате некоторые государства начали пересматривать свое отношение к естественной монополии в электроэнергетике, стали допускать в этой отрасли элементы конкуренции. Это достигалось либо разделением монополий, с выделением из них конкурирующих компаний, либо допуском в отрасль новых участников - независимых производителей электроэнергии, либо и тем и другим. Новая структура отрасли требовала и новых правил игры. Чтобы независимый производитель был действительно независимым и имел возможность продавать свою электроэнергию, ему был необходим доступ к инфраструктуре транспортировки электроэнергии, возможность самостоятельно устанавливать цены. Необходимые для этого нормы были предусмотрены в законодательстве ряда государств. В результате в некоторых странах появился свободный рынок электроэнергии, цены на котором устанавливались на основе спроса и предложения. Впервые конкурентный рынок заработал в 1990 г. в Англии и Уэльсе, а режим неограниченной конкуренции на оптовом рынке электроэнергии впервые в истории был введен в 1991 г. в Норвегии .

При всем различии моделей отрасли и путей ее реформирования в Европе, США и ряде других регионов мира осуществляются схожие шаги по либерализации электроэнергетики: разграничение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (генерация, сбыт) видов деятельности, демонополизация отрасли с параллельным развитием антимонопольного регулирования, введение для независимых поставщиков электроэнергии недискриминационного доступа к инфраструктуре, либерализация рынков электроэнергии. Тем не менее, государств, полностью открывших рынок для конкуренции, не так много, к ним относятся Швеция, Норвегия, Финляндия, Великобритания, Новая Зеландия и ряд других. К подобным же стандартам стремится Европейский Союз в целом, законодательство которого требует полного открытия к 1 июля 2007 г. национальных рынков электроэнергии большинства стран членов этой организации . Развитие конкурентных оптовых рынков на всей территории страны также является одним из приоритетов энергетической стратегии США. В ряде регионов этой страны уже действует конкурентный оптовый рынок электроэнергии, во многих штатах осуществляется либерализация розничной торговли электроэнергией.

Таким образом, в большей или меньшей степени, преобразования в электроэнергетике стали мировой тенденцией, затронувшей большинство развитых и ряд развивающихся государств мира. Либерализация отрасли и ее технологическое развитие приводят к качественному расширению рынков: в Европе и Северной Америке они уже перешагнули границы отдельных энергосистем и даже национальные границы и приобретают межрегиональный и международный масштаб. В связи с этим, преобразования, происходящие в российской электроэнергетике, несомненно, укладываются в общемировую тенденцию.

1.2. Единая энергетическая система России и ее кризис

Единая энергетическая система (ЕЭС) России является одной из старейших в Европе, она изначально создавалась в качестве общего источника электроснабжения для значительной части регионов Советского Союза.Россия размещена в восьми часовых поясах, поэтому одни и те же электростанции могут последовательно обслуживать различные регионы в нескольких поясах по мере смены в них дня и ночи. Такая возможность и была реализована благодаря созданию ЕЭС. Исследователи отмечают, что 1956 г., в котором была введена в эксплуатацию крупная гидроэлектростанция - Куйбышевская ГЭС, принято считать годом начала функционирования ЕЭС в Советском Союзе.

ЕЭС представляет собой своеобразную систему энергетических бассейнов двух уровней. Первый уровень - общероссийский - образуют шесть больших сообщающихся между собой бассейнов, размещенных в европейской части страны, Сибири и Забайкалье,то есть, в границах шести часовых поясов. Именуются эти бассейны «объединенные энергосистемы», которые сегодня пока ещеявляются подразделениями РАО «ЕЭС России». Наполняются они электроэнергией расположенных внутри них крупных электростанций, работающих в параллельном режиме, то есть, как единый генератор.Каждый из этих бассейнов размещен примерно в границах того или иного федерального округа и питает электроэнергией группу более мелких региональных бассейнов, которые представляют собой соответствующие региональные энергосистемы. В большинстве из них также есть свои параллельно работающие электростанции, но менее мощные, чем в больших бассейнах, - в основном это теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), вырабатывающие одновременно тепло и электроэнергию. Причем лишь несколько региональных бассейнов могут собственными источниками полностью обеспечивать своих потребителей, а остальные в той или иной мере подпитываются из соответствующих больших бассейнов.

В основу построения ЕЭС были заложены принципы, обеспечивающие высокую надежность электроснабжения всех потребителей при максимально возможном снижении его общесистемной себестоимости. Надежность достигалась бассейновым принципом и параллельной работой всех электростанций. Благодаря перетокам электроэнергии внутри бассейнов и между ними одновременно создавался и общий резерв мощностей. Поэтому выход из строя какой-либо станции, как правило, не приводил к отключению потребителей.

Минимизации себестоимости электроэнергиидостигалась комплексным снижением всех затрат в системе:

1. Этому способствовал сам принцип сообщающихся бассейнов, благодаря которому одни и те же электростанции поочередно снабжают электроэнергией регионы, расположенные в разных часовых поясах - она перетекает между бассейнами по мере изменения в них нагрузки. При этом выбирался такой экономически эффективный режим загруженности каждой станции, когда удельный расход топлива минимален. Кроме того, общий бассейн позволяет в нем снизить максимум требуемой мощности, так как пиковые нагрузки отдельных потребителей, в общем случае, не совпадают во времени и усредняются. Тем самым удалось сэкономить примерно 20 млн. кВт генерирующих мощностей, которые понадобились бы дополнительно при самообеспечении регионов, включая резервные мощности.
2. Стоимость электроэнергии минимизируется за счет уменьшения дальности ее перетоков - в основном они организованы между парами соседних сообщающихся бассейнов, то есть, по принципу работы шлюзов. Поэтому снизились затраты на строительство дальних линий электропередачи (ЛЭП), а также потери электроэнергии, растущие с увеличением длины ЛЭП и дальности передачи. Этому способствовало и размещение многих станций вблизи крупных потребителей. Такимобразом, в ЕЭС на расстояние свыше 800-1000 кмэкономически целесообразно передавать не более 3-4% всей мощности ее электростанций.
3. Стоимость электроэнергии в бассейнах снижалась благодаря первоочередному использованию станций с наиболее дешевой электроэнергией и установлению средневзвешенных тарифов при смешивании энергии разной себестоимости. В советские времена было два постоянных средневзвешенных тарифа - 2 копейки за 1 кВт.ч для промышленности и 4 копейки - для населения и коммунальной сферы.

ЕЭС, охватывавшая значительную часть территории Советского Союза, действительно являлась общей системой энергоснабжения. При этом единые средневзвешенные тарифы исключали, в частности, преференции или получение ренты для кого-либо из потребителей, обусловленные более близким размещением к источнику наиболее дешевой электроэнергии, что не являлось заслугой или результатом действий этих потребителей. А более высокий тариф для населения и коммунального хозяйства объяснялся большим количеством «переделов» напряжения - конечным является 220 В - и необходимостью содержать дополнительно квысоковольтным сетям, к которым подсоединены промышленные предприятия, еще и обширные распределительные сети низкого напряжения .

Все перечисленные выше принципы и достоинства ЕЭС были реализованы благодаря тому, что ее организационная структура хозяйствования и управления полностью соответствовала технологической «бассейновой» структуре. Технологическое и организационное единство позволяло в рамках единого хозяйствующего субъекта централизованно управлять электростанциями и перетоками электроэнергии «сверху вниз», руководствуясь описанными выше общесистемными критериями надежности и правилами минимизации себестоимости электроэнергоснабжения потребителей.

Технологическое управление ЕЭС осуществляла единая диспетчерская служба, Центральное диспетчерское управление (ЦДУ), которое непрерывно решало задачу оптимизации передачи и распределения электроэнергии, направленной на поддержание минимальными затраты в системе. Для этого ЦДУ регулировало перетоки между сообщающимися бассейнами и управляло станциями, их наполнявшими. Перетоками внутри «больших» бассейнов управляли их диспетчерские службы - объединенные диспетчерские управления, а внутри региональных систем действовали свои соответствующие диспетчерские управления.

Технологическая и организационная целостность в сочетании с единством управления ЕЭС «сверху вниз» были обусловлены не только необходимостью достижения максимальной надежности и экономической эффективности электроэнергоснабжения потребителей, что, впрочем, трактуется сегодня некоторыми исследователями и авторами принятой концепции реформы электроэнергетики, как пережиток социализма, но и физической сущностью электроэнергии. Дело в том, что электроэнергия - виртуальный товар, который нельзя складировать, она передается по проводам со скоростью света и должна немедленно потребляться по мере ее производства. Таким образом, производство, передача, распределение и потребление электроэнергии как процесс физически единый, неделимый и быстропротекающий требует технологического и организационного единства в рамках целостной энергосистемы.

Исследователи отмечают, что многие преимущества ЕЭС после акционирования и приватизации электроэнергетики в 1992-1993 гг. остались в прошлом, когда было разрушено организационное единство системы. Вместо единого, хотя и недостаточно эффективного, хозяйствующего субъекта в лице Министерства энергетики был образован холдинг РАО «ЕЭС России», включающий свыше 80 дочерних региональных вертикально-интегрированных компаний - АО-энерго. Как отмечает М.Гельман:«При этом над входами в сообщающиеся бассейны прибили вывески с названием «Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности» (ФОРЭМ), прикрепив к нему в качестве поставщиков крупные электростанции - тепловые и гидравлические (ТЭС и ГЭС), которые также стали дочерними акционерными обществами РАО «ЕЭС». Но рынок не возник. И понятно почему - естественная монополия под него не приспособлена в принципе. А некогда экономически и технически благополучные крупные электростанции, в частности тепловые, работающие на ФОРЭМ, пришли в упадок» .

Причины происшедшего кроются в отходе от прежних системных принципов и критериев электроснабжения потребителей и замене их коммерческими интересами множества мелких региональных энергосистем - АО-энерго. АО-энерго стало выгоднее использовать в первую очередь собственные станции, расположенные внутри соответствующих региональных бассейнов. Эти станции менее мощные, чем на ФОРЭМ, и вырабатывают более дорогую электроэнергию, от продажи которой получают в абсолютном исчислении больше выручки и прибыли. Поэтой причине управление производством электроэнергии и ее перетоками происходило теперь без превалирования общесистемных интересов иэкономической оптимизации. В Советском Союзерегиональные (местные) станции, к которым в основном относились ТЭЦ, эксплуатировались в большинстве своем только в холодное время года, когда требовалась тепловая энергия, а спрос на электроэнергию возрастал. В наши дни такие ТЭЦ во многих населенных пунктах нередко работают и летом, обогревая невостребуемым теплом окружающую среду, на что впустую расходуется немало топлива, а возникающие издержки оплачивает потребитель. Как следствие этого, отбор электроэнергии с ФОРЭМ, при такой оптимизации региональными энергосистемами собственной прибыли, резко понизился. Средняя годовая загрузка крупнейших тепловых станций на ФОРЭМ суммарной мощностью 51,8 ГВт, работавших в начале 90-х гг.практически на полную мощность, втретьей четверти 90-х гг. немногим превышала половину их возможностей,хотя их мощность составляет почти четверть от всех генерирующих мощностей. Половинчатая загрузка крупных ТЭС вызвала увеличение удельных затрат на производство электроэнергии, что резко ухудшило их экономическое положение, повлекшее за собой ухудшение технического состояния этих станций.

Нужно отметить, что «местечковая» оптимизация эффективности поощрялась региональными администрациями, контролирующими региональные энергетические комиссии, которым дано право самостоятельно регулировать тарифы на местах. Существует очевидная зависимость: чем больше выручка и прибыль АО-энерго, которые возрастают при реализации собственной, более дорогой, чем на ФОРЭМ, электроэнергии, тем большая сумма налогов в абсолютном исчислении поступает в бюджеты всех уровней.

Таким образом, результатомнедальновидного, исходя из экономических критериев, акционирования электроэнергетики в 1992-1993 гг. и отказа при этом от прежних принципов оптимального регулирования ЕЭС, явилось начало в российской электроэнергетике кризисных процессов и явлений, что в значительной степени усугубилось тотальным кризисом неплатежей, сковавшим отечественную экономику в 1995-98 гг. К основным негативным моментам можно отнести следующие: низкая эффективность и высокая энергоемкость производства; отсутствие стимулов к повышению эффективности производства; участившиеся перебои энергоснабжения и аварии; низкая инвестиционная привлекательность и непрозрачность бизнеса; отставание темпов ввода новых мощностей от темпов роста электропотребления и др. Исходя из изложенного выше, целесообразность проведения взвешенных реформ в электроэнергетике к началу 1998 г. являлась, по мнению многих исследователей, непреложнымфактом.

Глава 2. Реформа электроэнергетики: цели и задачи

2.1. Официальная концепция реформы

Менеджментом РАО «ЕЭС России» совместно с Правительством РФ в течение 1998-2003 гг. была подготовлена концептуальная и законодательная база для реформирования компании. Специально созданная для этих целей Концепция Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003-2008 гг. «5+5» предполагает, что на процесс реформирования компаний, входящих в холдинг РАО «ЕЭС России» потребуется 3 года, и к 2006 г. из РАО «ЕЭС России» будут выделены все основные субъекты отрасли. После этого потребуется еще 2 года на их доформирование и завершение корпоративных процедур. В результате этого через 5 лет (в 2008 г.) будет сформирована целевая структура отрасли .

Основными целями реформирования электроэнергетической отрасли являются:

1. Повышение эффективности предприятий электроэнергетики;
2. Создание условий для развития отрасли на основе частных инвестиций.

При этом основными задачами реформы являются следующие:

1. Разделение отрасли на естественно-монопольные (в основном, передача и распределение электроэнергии, диспетчеризация) и конкурентные (производство электроэнергии, сбыт) виды деятельности;
2. Создание системы эффективных рыночных отношений в конкурентных видах деятельности;
3. Обеспечение недискриминационного доступа к услугам естественных монополий;
4. Эффективное и справедливое государственное регулирование естественных монополий, создающее стимулы к снижению издержек и обеспечивающее инвестиционную привлекательность естественных монополий.

1. Обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения добросовестных потребителей электро- и теплоэнергии в кратко- и долгосрочной перспективе.
2. Обеспечения баланса между исполнением интересов собственников компании, государства и других заинтересованных субъектов, включая потребителей продукции и услуг, производимых в отрасли и сотрудников компании.

Реализация реформирования электроэнергетики была бы невозможна без формирования соответствующей правовой основы. В связи с этим Правительством Российской Федерации был разработан и внесён в Государственную Думу пакет законопроектов, регламентирующий реформирование электроэнергетической отрасли и РАО "ЕЭС России", задающий основные контуры и принципы функционирования электроэнергетики в будущем в условиях конкуренции и ограниченного государственного вмешательства в хозяйственные отношения. Так был принят закон «Об электроэнергетике»,а также законы, вносящие изменения и дополнения в уже существующие законы: «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», «О естественных монополиях»,«Об энергосбережении». Также были внесены изменения в Гражданский кодекс.

Территориальные генерирующие компании (ТГК) - это компании, созданные на базе генерирующих активов АО-энерго (за исключением станций, вошедших в ОГК), укрупненные по региональному признаку. Все четырнадцать ТГК, в отличие от ОГК, обладают разной установленной мощностью, которая варьируется от 1 до 11 ГВт. Ряд ТГК, помимо генерирующих станций, будет также включать активы тепловых сетей и котельных. Кроме того, возможна интеграция с муниципальными предприятиями в сфере теплоснабжения. ТГК также могут впоследствии иметь в своем составе сбытовые подразделения, образуемые в порядке диверсификации бизнеса в целях финансового хеджирования при колебаниях цен на рынке электро- и теплоэнергии.

3. Сбытовые компании.

В результате реорганизации АО-энерго созданы сбытовые компании, которые, как предполагается, будут исполнять функции гарантирующих поставщиков. В случае неприсвоения данным компаниям статуса гарантирующего поставщика, они будут заниматься конкурентной сбытовой деятельностью.Конкурентные сбытовые компании будут также создаваться независимыми организациями и будут осуществлять деятельность по продаже электроэнергии конечным потребителям.

Целевая структура электроэнергетической отрасли в сфере сервисных видов деятельности,науки и проектированиясформирована еще к 2005 году, посредством продажи пакетов акций соответствующих предприятий, входивших ранее в холдинг РАО «ЕЭС России». В целевой структуре будут функционировать рынок услуг, участниками которого будут являться независимые ремонтные и сервисные компании, действующие также в других отраслях (в том числе металлургии, машиностроении, нефтяной и газовой промышленности). Реформирование научно-проектного комплекса (НПК) было ориентировано на создание комплексных компаний, осуществляющих инжиниринговую деятельность для генерирующих, сетевых и других компаний электроэнергетики, а также прочих отраслей (коммунальное хозяйство, крупная промышленность), на сегодняшний день также является завершенным.

Рынки электроэнергии. Авторы реформы отмечают, что необходимость принимать в качестве ограничений на рынке специфику распределения электроэнергии в энергетической системе, а также достаточно сильная взаимосвязь между различными территориями России, необходимость и эффективность централизованного ведения режимов обуславливают формирование единого, централизованного оптового рынка электроэнергии на Европейской территории России, Урале и в Сибири (за исключением изолированных энергосистем, находящихся на этих территориях).Оптовый рынок основан на коммерческих, свободных и конкурентных отношениях по купле-продаже между продавцами и покупателями электроэнергии. Через этот рынок торгуются все объемы электроэнергии, произведенные на указанных территориях.

Рынок торговли электроэнергией состоит из трех, разделенных по времени, но связанных по формированию окончательных (фактических) объемов производства и потребления электроэнергии, секторов:

1. сектор долго- и среднесрочных двусторонних финансовых договоров,
2. рынок на сутки вперед,
3. балансирующий рынок.

В процессе купли-продажи электроэнергии на всех указанных секторах оптового рынка электроэнергии учитываются не только коммерческие предпочтения участников, но и их исполнимость при ведении режимов, а также зависимые от режимов потери электроэнергии при её передаче. Это дает наиболее точное определение ценности электроэнергии в каждой точке производства и потребления электроэнергии.

Кроме указанных трех секторов оптового рынка, в случае необходимости дополнительного стимулирования инвестиционного процесса в генерирующем секторе отрасли, а также сглаживания ценовых колебаний может вводиться рынок мощности (или плата за мощность), обеспечивающий дополнительные стабильные среднесрочные доходы производителям электроэнергии.

Основными инфраструктурными организациями, обеспечивающими функционирование оптового рынка, являются:

1. Администратор торговой системы (АТС) - в части организации централизованной площадки по купле-продаже электроэнергии и обеспечению ее функционирования;
2. Системный оператор - в части оперативно-диспетчерского управления;
3. Сетевые компании - в части передачи электроэнергии и принятия мер по снижению потерь электроэнергии, что достигается требованием оплаты сверхнормативных потерь электроэнергии за счет этих компаний.

Все поставщики электроэнергии должны участвовать в рынке и предоставлять всю рабочую мощность принадлежащих им генерирующих агрегатов. Покупателями электроэнергии на оптовом рынке являются любые конечные потребители и энергосбытовые компании, отвечающие требованиям по минимальному объему покупки электроэнергии, а также гарантирующие поставщики.

Конкурентный розничный рынок электроэнергии должен иметь следующие основные черты:

1. Свободно устанавливаемые нерегулируемые цены. В связи с тем, что энергосбытовые компании и Гарантирующий поставщик будут покупать электроэнергию на оптовом рынке, цена на котором колеблется вне зависимости от их индивидуального поведения, фиксация розничной цены может привести к разорению энергосбытовых компаний и Гарантирующего поставщика в случае, когда цена оптового рынка станет выше фиксированной розничной.
2. Право выбора конечными потребителями любой сбытовой компании, у которой он будет покупать электроэнергию по свободным, нерегулируемым ценам.Конкурентный рынок должен содержать механизмы хеджирования риска для потребителя по прекращению энергоснабжения из-за потери им энергосбытовой компании по различным причинам, а также хеджирования рыночного риска, связанного с нерегулируемой деятельностью энергосбытовых компаний. Одним из важнейших инструментов указанного хеджирования является создание специального института Гарантирующего поставщика, о котором упоминалось выше в настоящем реферате. Основным условием, необходимым для эффективного функционирования конкурентных оптового и розничного рынков, является демонополизация производства и сбыта электроэнергии. Конкуренция возможна только между субъектами, не принадлежащими (не аффилированными) одному владельцу. Если собственником является государство, то необходимо, чтобы управление их деятельностью не было централизовано.

Таким образом, как полагают авторы реформы, в2008 г. электроэнергетика России будет иметь новую целевую структуру, участники которой будут функционировать в условиях конкурентных оптового и розничного рынка электроэнергии. Также предполагается, что с 01 июля 2008 г. холдинг РАО «ЕЭС России» прекратит свое существование.

2.3. Оценка проводимойреформы электроэнергетики

Как было отмечено выше,в результате проводимой реформыбудут созданы самостоятельные компании, отдельно по производству электроэнергии и ее передаче: оптовые генерирующие компании, федеральная и региональные сетевые компании, федеральный системный оператор, а также региональные (территориальные) генерирующие компании, куда войдут региональные ТЭЦ и мелкие станции.

Снижение цен на рынке электроэнергии. Авторы реформы считают, что крупные электростанции, объединенные по группам в семь оптовых генерирующих компаний, станут конкурировать между собой, и тогда возникнет рынок электроэнергии со свободным ценообразованием, и цены начнут снижаться. Между тем, исследователи полагают, что на самом деле конкуренция не возникнетв принципе, а цены на электроэнергию в результате реформ повысятся, в том числе благодаря сговору продавцов. Так, например, даже при нынешнем государственном регулировании тарифов и монопольной продаже электроэнергии на местах прирост индекса цен на нее по официальным данным Росстата за 2000-2005 г.в 1,2 раза опередил прирост индекса цен на промышленную продукцию, в 1,4 раза - на продукцию обрабатывающих производств . Таким образом, можно предположить, что на свободном рынке, кроме низкого платежеспособного спроса, никаких барьеров для роста цен не окажется.

Конкуренция на рынке электроэнергии. Как уже отмечалось, оптовые генерирующие компании организованы по экстерриториальному принципу, то есть электростанции из одной и той же ОГК находятся в разных точках страны - это наглядно видно на «Карте расположения станций ОГК» . Подобная конструкция родилась не только ради удовлетворения критериев по выравниванию стартовых условий хозяйствования компаний, но и для формального выполнения условий антимонопольного законодательства, которое ограничивает доминирование субъекта на рынке сектором не более 35% всего оборота данной продукции. Разместив, таким образом, в каждом регионе станции нескольких компаний, авторы реформы полагают возможным перейти к свободным рыночным отношениям с потребителями. Напомним, что по существующим магистральным линиям электропередачи на расстояние свыше 800-1000 км без значительных потерь можно передавать не более 3-4% всей электрической мощности ЕЭС. В связи с этим объединять в рамках однойОГК станции, разнесенные друг от друга на расстояния в несколько тысяч километров бессмысленно с точки зренияведения общего хозяйства компании.Рынок как отношения, основанные на конкуренции продавцов, требует для ее возникновения примерно до 30-40% избыточных объемов предложений продукции. Однако содержание избыточных производственных мощностей связано с немалыми затратами, покрываться которые будут в основном за счет их владельца, а не покупателя, так как для сбыта избыточного товара придется снижать его цену. Поэтому в сфере крупного товарного производства конкуренция либо неизбежно завершается чьим-то поражением и устанавливается монополия победителя, либо продавцы-конкуренты договариваются о единых ценах. В случае поражения конкурента его предприятие либо присоединяется к победителю, либо исчезает. И, как правило, новый конкурент на этом месте не возникает.Во-первых, делать это зачастую не позволяют сами результаты «натурного моделирования», итогом которых становится захват рынка победителем. Во-вторых, современное крупное товарное производство - бизнес весьма рискованный, он требует громадных капитальных затрат, окупающихся за весьма длительный срок, а следовательно, концентрации капитала. Поэтому конкуренция в этой сфере наблюдается в основном между транснациональными корпорациями, а монополизация соответствующих сегментов внутренних рынков становится объективно неизбежной. Наглядным примером являются естественные монополии. Для того,чтобы они при отсутствии конкурентов удовлетворяли требованиям потребителей, воздействие отсутствующих конкурентов имитируется государственным регулированием цен на их продукцию и услуги. Возвращаясь к проблематике конкуренции на рынке электроэнергии, исследователи отмечают, «что в нее на ФОРЭМе можно было бы вовлечь всего лишь примерно 20% всех электрических мощностей. Да и то летом, и если бы не ограничения по дальности их передачи. Какой же это рынок? А по мере роста промышленного производства и этот резерв исчезнет, что скажется на надежности электроснабжения. Поэтому в результате «реформы» на местах вместо прежних, как-то похожих на естественных, возникнут уже никому не подконтрольные монополисты. Столь закономерно завершались все попытки и в других странах, включая Англию, сделать производство электроэнергии свободным, рыночным» .

Таким образом, можно резюмировать, что в России в результате непродуманного акционирования электроэнергетики в 1992-93 гг.«выпустили джинна из бутылки с наклейкой «Министерство энергетики», и он превратился в многоголовую гидру. Каждая голова гидры присосалась к своему региону и требует персонального тарифного подношения. Так что бывшая естественная монополия выродилась во множество обычных монополий на местах с произвольным установлением для них тарифов, разнящихся по стране в 3-4 раза. «Реформа» электроэнергетики позволит директивно, простым делением, увеличить в каждом регионе число голов гидры. Причем декларируемой конкуренции между ними не возникнет как из-за отсутствия в большинстве регионов избыточных мощностей, так и вследствие различия технологических возможностей электростанций, включая различную скорость регулирования их мощности и ограничение по экономическим соображениям дальности передачи электроэнергии» .

Привлечение инвестиций. По мнению авторов реформы конкуренция и рынок электроэнергии необходимы для привлечения инвестиций в отрасль. Однако, несомненно, что организационное расчленение Единой энергетической системы ведет к потере ее прежних системных свойств и качеств, и, как следствие, к существенному снижению инвестиционной привлекательности постреформенных компаний, которые будут принадлежать разным собственникам.При этом инвестиционная привлекательность таких вновь образованных из РАО «ЕЭС России» компаний окажется ниже их нынешней в составе данного холдинга еще по одной причине. В результате реформирования были упразднены региональные АО-энерго, в связи с чем,повсеместно исчезли «классические» ответственные поставщики электроэнергии, что увеличивает риски для инвесторов. Полноценно ответственным, то есть гарантирующим, поставщиком объективно может быть только лицо, владеющее всем комплексом средств электроснабжения, обеспечивающих производство, передачу и распределение электроэнергии, то есть конечный результат. Очевидно, что сбытовые компании или региональные сетевые компании, которые должны выполнять функции гарантирующих поставщиков по замыслу реформы, полноценно этим критериям не соответствуют.

Отрадно отметить, что исследователи, критически оценивающие проводимую реформу электроэнергетики, излагают не только свои оценки происходящим процессам, но и говорят об альтернативе, во всяком случае, до тех пор, пока это не становится бесполезным.Итак, несомненно, что проводимая реформа позволит избавиться от нынешнего, во многом фиктивного государственного регулирования тарифов, иактуализировать для потребителейсущественно более высокие рыночные цены на электроэнергию. Возможно, что дальнейшее подорожание электроэнергии будет провоцироваться созданием ее дефицита за счет закрытия наименее эффективных электростанций без замены на новые, так как ни один новый собственник не станет держать убыточные активы. Вероятно также, что с подорожанием электроэнергии малорентабельные потребители начнут сворачивать производство или закрываться. Вследствие этого выручка оптовых и территориальных генерирующих компаний будет падать, что может привести к деградации уже их собственных активов и бизнеса, сворачиванию производства электроэнергии, ее новому подорожанию и т.д. Процесс этот может стать саморазвивающимся, и, в конце концов, многие энергокомпании - генерирующие, сбытовые, сервисные и их потребители вместе окажутся в условиях кризиса.

По мнению оппонентов нынешней реформы электроэнергетики, альтернатива проводимым преобразованиям определяется самой историей и идеологией Единой энергетической системы . Как известно, ЕЭС создавалась как единый промышленный комплекс, все характеристики и свойства которого сохранялись лишь при его целостности и соблюдении предписанных правил его эксплуатации. Отказ от ЕЭС и разделение ее на хозяйственно самостоятельные функциональные части с окончательным упразднением их былого организационного единства и управления могут привести к прекращению практики надежного электроснабжения страны. Чтобы восстановить прежнюю эффективную работу ЕЭС, необходимо привести ее структуру хозяйствования и управления в соответствие с ее бассейновой технологической структурой. Для этого в хозяйствующих субъектов - акционерные общества - следует превратить объединенные энергосистемы («объединенные АО-энерго»), образующие шесть сообщающихся бассейнов. Они должны стать основными производителями электроэнергии и единственными ее поставщиками соответствующим потребителям. Такая реорганизация необходима для максимального увеличения загрузки крупных, более эффективных станций, восстановления оптимальных перетоков электроэнергии и, тем самым, снижения тарифов. Для этого тарифы надо устанавливать не по регионам (областям), а в границах каждого объединенного АО-энерго как средневзвешенные при смешивании электроэнергии различной стоимости соответствующих станций на этих территориях. Чтобы это произошло, все тепловые станции, включая региональные ТЭЦ на территории каждого бассейна, должны стать собственностью соответствующего объединенного АО-энерго. Для того, чтобы невыгодно было летом обогревать атмосферу эксплуатацией ТЭЦ, как это происходит в наши дни, тарифы целесообразно устанавливать сезонными - более высокие зимние и, более низкие, летние. При этом они должны рассчитываться исходя также из максимально возможной первоочередной загрузки атомных электростанций, действующих в данном бассейне.Тогда, чтобы сводить годовые балансы продаж электроэнергии и получаемой за нее выручки, объединенные АО-энерго вынуждены будут, как и прежде, добиваться максимального снижения себестоимости киловатт-часа и его транспортировки, в том числе за счет более рациональных перетоков внутри своих бассейнов и питающихся от них соответствующих региональных.

Нынешние же региональные генерирующие компании реорганизуются в дочерние компании соответствующих объединенных АО-энерго. Учитывая неделимость процесса электроэнергоснабжения, эти дочерние компании будут ответственными за его конечный результат перед всеми потребителями своего региона. Для этого объединенным АО-энерго целесообразно передать все распределительные сети внутри регионов, принадлежащие сейчас региональным сетевым компаниям, включая так называемые коммунальные на самые низкие напряжения. Магистральные сети высокого напряжения возможно сохранить обособленными в рамках их нынешнего собственника - Федеральной сетевой компании. С появлением в регионе одного лица, ответственного за его энергоснабжение, и исчезновением каких-либо недобросовестных посредников-спекулянтов, что тоже скажется на снижении тарифов, станет единой и прозрачной система расчетов с потребителями и производителями электроэнергии, а также выплата налогов в бюджет.

Учитывая, что Системный оператор осуществляет единоличное управление технологическими режимами работы Единой энергетической системы России и уполномочен на выдачу обязательных для всех субъектов оперативно-диспетчерского управления команд, то материнская компания РАО «ЕЭС России» действительно может прекратить свою деятельность, как это и планируется авторами реформы. Остается добавить, что элементы государственного регулирования в электроэнергетике должны реализовываться не только посредством индексирования тарифов, с чем уже не первый год справляется Минэкономразвития и подведомственная ему Федеральная служба по тарифам, но и, в первую очередь, посредствомпланирования развития ЕЭС с точки зрения экономики, экологии и безопасности. Этим, например, много лет занимаются государственные регуляторы в США .

Заключение

В течение многих десятилетий электроэнергетика во всем мире была регулируемой и оставалась практически единственным островком плановой экономики и регулируемых цен даже в странах со зрелой рыночной экономикой. Лишь в последние 15-20 лет пришло понимание того, что электроэнергетика вовсе необязательно должна быть естественной монополией и во многих сферах электроэнергетики (например, в производстве и сбыте) вполне могут быть введены конкурентные отношения, способствующие повышению эффективности работы отрасли.

Особенности производства электроэнергии приводят к тому, что рынки электроэнергии существенно отличаются от рынков других товаров. Поскольку в процессе торговли необходимо учитывать многочисленные физические ограничения, которые присущи производству и передаче электроэнергии, конструкции рынка электроэнергии имеют значительно более сложный характер.

Реформы, связанные с построением рынка электроэнергии, содержат противоречие, которое обусловлено следующим. Инженеры, или как в нашей стране принято говорить - профессиональные энергетики - опасаются, что при переходе к рыночным отношениям будут утрачены возможности управления электроэнергетикой как единой технологической системой и катастрофически снизится ее надежность. В свою очередь, экономисты-рыночники, к каковым в нашей стране относятся авторы реформы электроэнергетики, пытаются применить для рынков электроэнергии универсальные модели, используемые для других товарных рынков, и скептически относятся к разговорам об особенностях электроэнергетики. В зависимости от того, какая из этих групп преобладает при создании рынка, акценты в его проектировании сдвигаются в ту или иную сторону. Например, на Востоке США, где традиционно существовали энергетические пулы, технологические особенности электроэнергетики были достаточно жестко отражены в правилах рынков электроэнергии, а на Западе США вначале пошли по пути максимальной либерализации торговли электроэнергией.

История российской Единой энергетической системы насчитывает более 50 лет, ее формирование и развитие осуществлялось в условиях советского планового хозяйствования, со всеми присущими ему достоинствами и недостатками. По существу,реформа электроэнергетики в нашей стране проводится в отношении той отрасли, которая досталась современной России в наследство от Советского Союза, ибо все вводимыеза последние 15 лет объекты и мощности проектировались и строились еще в Советском Союзе. Из этого можно заключить, что, пожалуй, единственной актуальной формой функционирования ЕЭС России является форма естественной монополии.

Несомненно, что состояние российской электроэнергетики в 1998 г. оставляло желать лучшего, и она нуждалась в серьезных преобразованиях. Также несомненно и то, что такие преобразования должны осуществляться осмотрительно и дальновидно.Процесс реформы в электроэнергетики близится к завершающей стадии, и наши современники были свидетелями тому, что авторы реформы провели немалую работу, в ряде случаев прислушались к мнению оппонентов и внесли изменения в концепцию реформы. Это было сделано, например, в отношении Гидро-ОГК - вместо планировавшихся к созданию четырех компаний была создана одна объединенная. Очевидно, что недостатки и противоречия реформы, о которых предупреждали оппоненты, в той или иной степени приведут к трудностям и проблемам в энергоснабжении в ближайшие 3-5 лет. Этими проблемами вновь придется заниматься государству, задача которого, скорее всего, будет облегчена тем, что новыми собственниками постреформенных компаний будут, в основном, государственные компании и лояльные государству бизнесмены, с которыми легче найти общий язык.

Помимо вопросов системного реформирования для ЕЭС России актуален вопрос стратегии горизонтального развития иевразийской интеграции. Известно, что ЕЭС в советские времена явилась основой создания объединенной энергосистемы «Мир», куда входили страны, члены существовавшего тогда Совета экономической взаимопомощи, и Финляндия. Восстановить «Мир» не составит особых технических сложностей при наличии доброй воли у бывших участников этой системы. В их числе были Польша, Чехословакия, Германия и Венгрия, чьи энергосистемы связаны сейчас с сетями стран Евросоюза. Поэтому российская ЕЭС по инициативе России могла бы стать ядром формирования будущей евразийской объединенной энергетической системы, куда помимо стран Евросоюза и СНГ вошли бы постепенно Китай, обе Кореи, Турция, Иран, Ирак, возможно Япония, Афганистан,Индия, Пакистан.

Таким образом, речь идет о значимом факторе обеспечения долгосрочных геополитических и геоэкономических интересов России, который позволит начать ей развивать новые, взаимовыгодные экономические отношения с внешним миром. Так, создание евразийской объединенной энергосистемы с оптимизацией в ней перетоков электроэнергии положит начало новой международной энергетической политике, основанной на управлении межнациональными топливно-энергетическими балансами и энергосбережении. Вместе с тем, восстановление и развитие российской ЕЭС в рамках евразийской объединенной энергосистемы повлияет на темпы роста экспорта российских нефти и газа и ограничит дорогостоящее строительство трубопроводов для их транспортировки. Ведь стоимость трубопровода и его эксплуатации вдва-три раза дороже строительства и обслуживания мощной линии электропередачи такой же длины, что часто делает предпочтительным крупное производство электроэнергии вблизи мест добычи того же газа. Рост при этом экспорта электроэнергии, который выгоднее экспорта углеводородного сырья, позволит привлечь инвестиции как в российскую электроэнергетику, так и в обслуживающие ее отрасли промышленности, включая топливную. Все это инициирует развитие внутреннего российского рынка, рост занятости населения и его платежеспособного спроса, а следовательно, увеличение отечественного производства разнообразных потребительских товаров - конечной продукции промышленного сообщества в любой нормальной стране.

Список литературы и источников

1. Лопатников Л., Перевал: к 15-летию рыночных реформ в России. - М. - СПб.: Норма, 2006.
2. Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии. - М.: Мир, 2006.
3. Ходов Л. Государственное регулирование национальной экономики. - М.: Экономист, 2006.
4. Гельман М. Антигосударственный переворот в РАО «ЕЭС России». Как его ликвидировать? - М.: Промышленные ведомости, 2004 - № 13-14.
5. Гельман М. Почему Анатолий Чубайс пугает массовым отключением потребителей? - М.: Промышленные ведомости, 2006 - № 9.
6. Карта расположения станций ОГК. - 2005 РАО «ЕЭС России».
7. Концепция Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003 - 2008 гг. «5+5». - 2005 РАО «ЕЭСРоссии. www.rao-ees.ru/ru/reforming/kon/show.cgi?kon_main.htm.
8. Индексы цен производителей по видам экономической деятельности. 1999-2006 Федеральная служба государственной статистики.
9. Power Deals 2006 Annual Review. Mergers and acquisitions activity within the global electricity and gas market. - 2007 PricewaterhouseCoopers. All rights reserved. www.pwc.com/powerdeals.

Введение

Электроэнергетика – это комплексная отрасль хозяйства, которая включает в свой состав отрасль по производству электроэнергии и передачу ее до потребителя. Электроэнергетика является важнейшей базовой отраслью промышленности России. От уровня ее развития зависит все народное хозяйство страны, а так же уровень развития научно-технического прогресса в стране.

Специфической особенностью электроэнергетики является то, что её продукция не может накапливаться для последующего использования, поэтому потребление соответствует производству электроэнергии и по размеру (с учетом потерь) и во времени.

Представить себе жизнь без электрической энергии уже невозможно. Электроэнергетика вторглась во все сферы деятельности человека: промышленность и сельское хозяйство, науку и космос, наш быт. Её специфическое свойство – возможность превращаться практически во все другие виды энергии (топливную, механическую, звуковую, световую и т.п.)

В промышленности электроэнергия применяется как для приведения в действие различных механизмов, так и непосредственно в технологических процессах. Работа современных средств связи основана на применении электроэнергии.

Электроэнергия в быту является основной частью обеспечения комфортабельной жизни людей.

Огромную роль электроэнергия играет в транспортной промышленности. Электротранспорт не загрязняет окружающую среду.

1. Значение электроэнергетики в экономике Российской Федерации

Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения. Надежное и эффективное функционирование электроэнергетики, бесперебойное снабжение потребителей – основа поступательного развития экономики страны и неотъемлемый фактор обеспечения цивилизованных условий жизни всех ее граждан. Электроэнергетика является элементом ТЭК. ТЭК России является мощной экономико-производственной системой. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики, обеспечивая 1/5 производства валового внутреннего продукта, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета России, примерно половину доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений.

При развитии энергетики огромное значение придается вопросам правильного размещения электроэнергетического хозяйства. Важнейшим условием рационального размещения электрических станций является всесторонний учет потребности в электроэнергии всех отраслей народного хозяйства страны и нужд населения, а также каждого экономического района на перспективу.

Одним из принципов размещения электроэнергетики на современном этапе развития рыночного хозяйства является строительство преимущественно небольших по мощности тепловых электростанций, внедрение новых видов топлива, развитие сети дальних высоковольтных электропередач.

Существенная особенность развития и размещения электроэнергетики – широкое строительство теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) для теплофикации различных отраслей промышленности и коммунального хозяйства. ТЭЦ размещают в пунктах потребления пара или горячей воды, поскольку передача тепла по трубопроводам экономически целесообразна лишь на небольшом расстоянии.

Важным направлением в развитии электроэнергетики является строительство гидроэлектростанций. Особенность современного развития электроэнергетики – сооружение электроэнергетических систем, их объединение и создание Единой энергетической системы (ЕЭС) страны.

2. Характеристика самых крупных тепловых и атомных электростанций

Тепловые электростанции (ТЭС). В России около 700 крупных и средних ТЭС. Они производят до 70% электроэнергии. ТЭС используют органическое топливо – уголь, нефть, газ, мазут, сланцы, торф. Тепловые электростанции ориентированы на потребителя и одновременно находятся у источников топливных ресурсов. Потребительскую ориентацию имеют электростанции, использующие высококалорийное топливо, которое экономически выгодно транспортировать. Электростанции, работающие на мазуте, располагаются преимущественно в центрах нефтеперерабатывающей промышленности. Крупными тепловыми электростанциями являются Березовская ГРЭС-1 и ГРЭС-2, работающие на углях Канско-Ачинского бассейна, Сургутская ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Уренгойская ГРЭС – на газе.

Преимущества тепловых электростанций: относительно свободное размещение, связанное с широким распространением топливных ресурсов в России; способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний (в отличие от ГЭС). К Недостаткам относятся: использование невозобновимых топливных ресурсов; низкий КПД; крайне неблагоприятное воздействие на окружающую среду (тепловые электростанции всего мира выбрасывают в атмосферу ежегодно 200–250 млн. т золы и около 60 млн. т сернистого ангидрида; кроме того они поглощают огромное количество кислорода).

Атомные электростанции (АЭС). АЭС используют транспортабельное топливо. АЭС ориентируются на потребителей, расположенных в районах с напряженным топливно-энергетическим балансом или в местах, где выявленные ресурсы минерального топлива ограничены. Кроме этого, атомная электроэнергетика относится к отраслям исключительно высокой наукоемкости.

Доля АЭС в суммарной выработке электроэнергии в России составляет пока 12%, в США – 20%, Великобритании – 18.9%, Германии – 34%, Бельгии – 65%, Франции – свыше 76%.

Сейчас в России действуют девять АЭС общей мощностью 20.2 млн кВт: в Северо-Западном районе – Ленинградская АЭС, в ЦЧР – Курская и Нововоронежская АЭС, в ЦЭР – Смоленская, Калининская АЭС, Поволжье – Балаковская АЭС, Северном – Кольская АЭС, Урале – Белоярская АЭС, Дальнем Востоке – Билибинская АЭС.

Достоинства АЭС: их можно строить в любом районе; коэффициент использования установленной мощности равен 80%; при нормальных условиях функционирования они меньше наносят вред окружающей среде, чем иные виды электростанций; не поглощают кислород. Недостатки АЭС: трудности в захоронении радиоактивных отходов (д ля их вывоза со станции сооружаются контейнеры с мощной защитой и системой охлаждения; захоронение производится в земле на больших глубинах в геологически стабильных пластах); катастрофические последствия аварий на наших АЭС вследствие несовершенной системы защиты; тепловое загрязнение используемых АЭС водоемов. С экономической точки зрения ядерная энергетика специфична. Ей свойственны, по крайней мере, две кардинальные особенности. Первая особенность связана с большой ролью капиталовложений, которые вносят основной вклад в стоимость электроэнергии. Из чего следует необходимость особо тщательно и обоснованно учитывать роль капиталовложений. Вторая определяется спецификой использования ядерного топлива, которая существенно отличается от той, что присуща обычному химическому топливу. К сожалению, до сих пор не сложилось единого мнения о том, как следует учитывать эти особенности в экономических расчетах. На примере российской ядерной энергетики можно проанализировать вышеназванные особенности с точки зрения современных особенностей производства электроэнергии.

Несмотря на то, что экономические проблемы ядерной энергетики были обстоятельно изложены еще в монографии, тем не менее, существовавший до середины 80-х годов оптимизм в прогнозах ее развития определялся в основном представлениями об умеренной капиталоемкости АЭС, зачастую продиктованными соображениями политического плана.

Известно, что удельные капиталовложения в АЭС значительно выше, чем в обычные электростанции, особенно это касается АЭС с быстрыми реакторами. Это связано в первую очередь со сложностью технологической схемы АЭС: используются 2-х и даже 3-х контурные системы отвода тепла из реактора.

Создается специальная система гарантированного аварийного расхолаживания.

Предъявляются высокие требования к конструкторским материалам (ядерная чистота).

Изготовление оборудования и его монтаж ведутся в особо строгих, тщательно контролируемых условиях (реакторная технология).

К тому же термический к.п.д. на используемых в настоящее время в России АЭС с тепловыми реакторами заметно ниже, чем на обычных тепловых станциях.

Другим важным вопросом является то, что в твэлах внутри реактора постоянно содержится значительное количество ядерного топлива, необходимого для создания критической массы. В некоторых публикациях \например по данным Батова, Корякина Ю.И., 1969 г.\, предлагается включать в капиталовложения стоимость первой загрузки ядерного топлива. Если следовать этой логике, то в капвложения следует включать не только топливо, находящееся в самом реакторе, но и занятое во внешнем топливном цикле. Для реакторов, использующих замкнутый цикл с регенерацией топлива, таких как быстрые реакторы, общее количество «замороженного» таким образом топлива может в 2–3 раза, а то и больше превышать критическую массу. Все это значительно увеличит и без того значительную составляющую капвложений и соответственно ухудшит расчетные экономические показатели АЭС.

Такой подход нельзя считать правильным. Ведь в любом производстве одни элементы оборудования находятся в постоянной эксплуатации, а другие материальные средства службы регулярно заменяются новыми. Однако, если этот срок не слишком велик, их стоимость не причисляют к капвложениям. Эти затраты учитываются в качестве обычных, текущих. В случае с твэлами в пользу этого свидетельствует период их использования, который не превышает нескольких месяцев.

Важным является также вопрос о цене ядерного топлива. Если речь идет только об уране, то его стоимость определяется затратами на добычу, извлечение из руды, изотопное обогащение (если таковое необходимо).

Если топливом является плутоний, который используется для быстрых реакторов, то в общем случае следует различать два режима: замкнутый, когда плутония достаточно для обеспечения потребностей развивающейся энергетики, и конверсионный, когда его не хватает и наряду с ним используется 235 U. Для случая конверсионного цикла цена плутония должна определяться из сопоставления с известной ценой 235 U. В любом быстром реакторе можно использовать как плутониевое, так и урановое топливо. Поэтому при экономическом сопоставлении влияния эффекта вида топлива на капитальную составляющую стоимости электроэнергии можно исключить. Достаточно приравнять между собой лишь непосредственные затраты на топливо (топливные составляющие) в том и другом случае. По оценкам специалистов цена плутония превосходит цену 235 U примерно на 30%. Для плутония это обстоятельство важно, поскольку нарабатываемый плутоний как побочный продукт приносит большой доход.