Электроэнергетика России

Основные характеристики российской электроэнергетики | Министерство энергетики

Электроэнергетика России

Информация для данного раздела подготовлена на основании данных АО «СО ЕЭС».  

Энергосистема Российской Федерации состоит из ЕЭС России (семь объединенных энергосистем (ОЭС) – ОЭС Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга и Сибири) и территориально изолированных энергосистем (Чукотский автономный округ, Камчатский край, Сахалинская и Магаданская область, Норильско-Таймырский и Николаевский энергорайоны, энергосистемы северной части Республики Саха (Якутия)).

Потребление электрической энергии

Фактическое потребление электроэнергии в Российской Федерации в 2018 г. составило 1076,2 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России 1055,6 — млрд кВт∙ч), что выше факта 2017 г. на 1,6% (по ЕЭС России — на 1,5%).

В 2018 г.

увеличение годового объема электропотребления ЕЭС России из‑за влияния температурного фактора (на фоне понижения среднегодовой температуры относительно прошлого года на 0,6°С) оценивается величиной около 5,0 млрд кВт-ч.

Наиболее значительное влияние температуры на изменение динамики электропотребления наблюдалось в марте, октябре и декабре 2018 г.,
когда соответствующие отклонения среднемесячных температур достигали максимальных значений.

Кроме температурного фактора на положительную динамику изменения электропотребления в ЕЭС России в 2018 г. повлияло увеличение потребления электроэнергии промышленными предприятиями. В большей степени этот прирост обеспечен на металлургических предприятиях, предприятиях деревообрабатывающей промышленности, объектах нефте-газопроводного и железнодорожного транспорта.

В течение 2018 г. значительный рост потребления электроэнергии на крупных металлургических предприятиях, повлиявший на общую положительную динамику изменения объемов электропотребления в соответствующих территориальных энергосистемах, наблюдался:

  • в энергосистеме Вологодской области (прирост потребления 2,7% к 2017 г.) — увеличение потребления ПАО «Северсталь»;
  • в энергосистеме Липецкой области (прирост потребления 3,7% к 2017 г.) — увеличение потребления ПАО «НЛМК»;
  • в энергосистеме Оренбургской области (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) — увеличение потребления АО «Уральская сталь»;
  • в энергосистеме Кемеровской области (прирост потребления 2,0% к 2017 г.) — увеличение потребления АО «Кузнецкие ферросплавы».

В составе крупных промышленных предприятий деревообрабатывающей промышленности, увеличивших в отчетном году потребление электроэнергии:

  • в энергосистеме Пермской области (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) — увеличение потребления АО «Соликамскбумпром»;
  • в энергосистеме Республики Коми (прирост потребления 0,9% к 2017 г.) — увеличение потребления АО «Монди СЛПК».

Среди промышленных предприятий нефтепроводного транспорта, увеличивших в 2018 г. годовые объемы потребления электроэнергии:

  • в энергосистемах Астраханской области (прирост потребления (1,2% к 2017 г.) и Республики Калмыкия (прирост потребления 23,1% к 2017 г.) — увеличение потребления АО «КТК-Р» (Каспийский трубопроводный консорциум);
  • в энергосистемах Иркутской (прирост потребления 3,3% к 2017 г.), Томской (прирост потребления 2,4% к 2017 г.), Амурской областей (прирост потребления 1,5% к 2017 г.) и Южно-Якутского энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия) (прирост потребления 14,9% к 2017 г.) — увеличение потребления магистральными нефтепроводами на территориях указанных субъектов Российской Федерации.

Увеличение объемов потребления электроэнергии предприятиями газотранспортной системы в 2018 г. отмечено на промышленных предприятиях:

  • в энергосистеме Нижегородской области (прирост потребления 0,4% к 2017 г.) — увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»;
  • в энергосистеме Самарской области (прирост потребления 2,3% к 2017 г.) — увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Самара»;
  • в энергосистемах Оренбургской (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) и Челябинской областей (прирост потребления 0,8% к 2017 г.) — увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург»;
  • в энергосистеме Свердловской области (прирост потребления 1,4% к 2017 г.) — увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Югорск».

В 2018 г.

наиболее значительное увеличение объемов железнодорожных перевозок и вместе с ним увеличение годовых объемов потребления электроэнергии предприятиями железнодорожного транспорта наблюдалось в ОЭС Сибири в энергосистемах Иркутской области, Забайкальского и Красноярского краев и Республики Тыва, а также в границах территорий энергосистем г. Москвы и Московской области и г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

При оценке положительной динамики изменения объема потребления электроэнергии следует отметить рост в течение всего 2018 г. электропотребления на предприятии АО «СУАЛ» филиал «Волгоградский алюминиевый завод».

В 2018 г.

с увеличением объема производства электроэнергии на тепловых и атомных электростанциях наблюдалось увеличение расхода электроэнергии на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций. Для АЭС это проявилось в значительной мере с вводом в 2018 г. новых энергоблоков №5 на Ленинградской АЭС и №4 на Ростовской АЭС.

Производство электрической энергии

В 2018 г.

выработка электроэнергии электростанциями России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1091,7 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России — 1070,9 млрд кВт∙ч) (табл. 1, табл. 2).

Увеличение к объему производства электроэнергии в 2018 г. составило 1,7%, в том числе:

  • ТЭС — 630,7 млрд кВт∙ч (падение на 1,3%);
  • ГЭС — 193,7 млрд кВт∙ч (увеличение на 3,3%);
  • АЭС — 204,3 млрд кВт∙ч (увеличение на 0,7%);
  • электростанции промышленных предприятий — 62,0 млрд кВт∙ч (увеличение на 2,9%).
  • СЭС — 0,8 млрд кВт∙ч (увеличение на 35,7%).
  • ВЭС — 0,2 млрд кВт∙ч (увеличение на 69,2%).

Табл. 1 Баланс электрической энергии за 2018 г., млрд кВтч

20172018Изменение, % к 2017
Выработка электроэнергии, всего1 073,71 091,7+1,7
в т.ч.:
ТЭС622,4630,7+1,3
ГЭС187,4193,7+3,3
АЭС202,9204,3+0,7
ВИЭ0,690,98+42,0
Электростанции промышленных предприятий60,362,0+2,9
Потребление электроэнергии1 059,71 076,2+1,6
Сальдо перетоков электроэнергии, «+» — прием, «-» — выдача-14,0-15,5

Табл. 2 Производство электроэнергии в России по ОЭС и энергозонам в 2018 г., млрд кВтч

20172018Изменение, % к 2017
Энергозона Европейской части и Урала, в т.ч.: числе:814,4828+1,7
ОЭС Центра237,6231,8-2,4
ОЭС Северо-Запада108,4113,3+4,6
ОЭС Средней Волги107,8114,4+6,1
ОЭС Юга100,0104,7+4,7
ОЭС Урала260,6263,7+1,2
Энергозона Сибири, в т.ч.:210,4213,1+1,3
ОЭС Сибири202,7205,3+1,3
НТЭК*7,77,8+1,2
Энергозона Востока, в т.ч.:48,950,6+3,5
ОЭС Востока36,837,6+2,2
Изолированные энергорайоны12,113+7,4
Итого по России1073,71091,7+1,7

* — Норильско-Таймырский энергетический комплекс

Структура и показатели использования установленной мощности

Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2018 г. составило 4411 часов или 50,4% календарного времени (коэффициент использования установленной мощности) (табл. 3, табл. 4).

В 2018 г.

число часов и коэффициент использования установленной мощности (доля календарного времени) по типам генерации следующие:

  • ТЭС — около 4 075 часов (46,5% календарного времени);
  • АЭС — 6 869 часов (78,4% календарного времени);
  • ГЭС — 3 791 часов (43,3% календарного времени);
  • ВЭС — 1 602 часов (18,3% календарного времени);
  • СЭС — 1 283 часов (14,6% календарного времени).

По сравнению с 2017 г. использование установленной мощности на ТЭС и ГЭС увеличилось на 20 и 84 часа соответственно, снизилось на СЭС на 2 часа.

Существенно, на 409 часов снизилось использование установленной мощности АЭС, а использование установленной мощности ВЭС наоборот увеличилось на 304 часа.

Источник: https://minenergo.gov.ru/node/532

Структура электроэнергетики в России

Электроэнергетика России
В результате реализации основных мероприятий, связанных с реформированием отрасли, структура электроэнергетики стала достаточно сложной. Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую отведённую ей отдельную функцию.

Основные группы компаний и организаций:

  1. Генерирующие компании оптового рынка
  2. Электросетевые компании
  3. Энергосбытовые компании
  4. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России
  5. Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков)
  6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли
  7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии

Ключевые характеристики групп компаний и их состав

1 группа. Генерирующие компании

Генерирующие компании — крупные компании, активами которых являются электростанции разных типов. Всего было учреждено 20 новых тепловых генерирующих компаний, а также 1 генерирующая компания, производящая электрическую энергию и мощность на большинстве гидроэлектростанций России.

Кроме того, существует 1 компания, управляющая всеми атомными электростанциями в стране. Так, атомными электростанциями управляет Росэнергоатом, почти всеми гидроэлектростанциями владеет РусГидро.

Среди тепловых электростанций — 6 оптовых генерирующих компаний (ОГК), управляющих крупными тепловыми станциями — ГРЭС, суммарная установленная мощность каждой из таких компаний более 8 ГВт. Электростанции каждой ОГК находятся в различных регионах России.

Также создано 14 территориальных генерирующих компаний, которым принадлежат среднего размера ТЭС и ТЭЦ. Электростанции и теплоэлектроцентрали, принадлежащие одной ТГК, расположены на одной территории (1 регион или ряд соседних регионов страны).

Кроме указанных генерирующих компаний, существует ещё несколько достаточно крупных генкомпаний, которые не контролировались РАО ЕЭС на момент начала реформы, а поэтому не сменили собственника. Речь о четырёх так называемых «назависимых» АО-энерго: Татэнерго, Башкирэнерго, Новосибирскэнерго, Иркутскэнерго.

Эти компании лишь формально (путём учреждения своих дочерних компаний) выполнили требование закона о разделении конкурентных и монопольных видов деятельности.

Например, Татэнерго учредила «генерирующую компанию», «сетевую компанию» и Татэнергосбыт — как дочерние компании, управляющие соответственно генерирующими активами, сетевыми активами и энергосбытовой деятельностью на территории республики Татарстан. Аналогично поступили и другие компании из этой четвёрки.

Многие из остальных генерирующих активов контролируются государством, поскольку находятся на так называемых территориях неценовых зон (ввиду серьёзного дисбаланса объёма генерирующих мощностей и спроса на электрическую энергию, либо ввиду замкнутости и небольшого размера территориальных энергосистем). К «нерыночным» территориям относятся удалённые от центральных регионов страны, обладающих развитой электроэнергетической инфраструктурой, территории: территория Дальнего востока, Камчатки, Чукотки, о. Сахалин, большая часть территории Якутии, Калининградская область, а также территории республики Коми и Архангельской области. Правда, генерирующие мощности двух последних регионов находятся всё же в частных руках — принадлежат ТГК-2, ТГК-9, ОГК-3.

2 группа. Электросетевые компанииЭлектросетевые компании представлены во-первых, компанией-гигантом: Федеральной сетевой компанией (ФСК), которой принадлежат так называемые магистральные сети — то есть линии электропередач (ЛЭП) высокого напряжения (преимущественно 220 кВ, 330 кВ, 500 кВ).

Условно говоря, это транспортные артерии, связывающие различные энергосистемы в масштабах огромной территории страны, то есть обеспечивающие возможность перетока значительных объёмов электроэнергии и мощности на дальние расстояния, между удалёнными крупными эенргосистемами.

ФСК, таким образом, имеет стратегическое значение не только для электроэнергетической отрасли, но и для экономики всей страны. Поэтому она контролируется государством, которому принадлежит почти 80% акций компании.

Во-вторых, электросетевые компании представлены крупными межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), объединёнными в единый холдинг — Холдинг МРСК.

Время от времени появляются предположения о будущем объединении региональных МРСК, но пока Холдинг имеет сложную корпоративную структуру: региональные МРСК и собственно головная холдинговая компания, которой принадлежат крупные пакеты акций региональных «дочек». Такая сложная структура — не лучшая форма организации с точки зрения управления, региональные МРСК обладают определённой долей самостоятельности, усложняются и многие процедуры в связи с «многокорпоративностью» по своей сути единой организации. Дочерними компаниями Холдинга МРСК являются:

  • МРСК Центра и Приволжья
  • МРСК Юга
  • МРСК Северного кавказа
  • МРСК Волги
  • МРСК Урала
  • МРСК Сибири
  • Тюменьэнерго
  • Московская электросетевая компания
  • Ленэнерго
  • Янтарьэнерго

Последняя группа сетевых компаний — это малые территориальные сетевые организации (ТСО). Эти организации обслуживают, как правило, электросети небольших муниципальных образований, могут принадлежать как муниципальным властям, так и частным региональным инвесторам. Число таких организаций велико, однако доля их услуг в стоимостном выражении в сравнении со стоимостью услуг Холдинга МРСК и ФСК не столь значительна. Здесь же стоит упомянуть и о существовании бесхозных сетей — то есть таких электросетей, право собственности на которые не закреплено ни за каким владельцем. Такое стало возможно в результате множественных экономических преобразований, потрясших экономику страны в течение последних десятилетий.
Ввиду слабой управляемости и низкого уровня контроля за деятельностью малых ТСО со стороны муниципальных и региональных властей, других государственных органов, а также ввиду слабой мотивации текущих собственников развивать и поддерживать в требуемом состоянии электросети своих ТСО, всё чаще появляются предложения о поглощении малых сетевых компаний компаниями структуры МРСК. Это, с одной стороны, безусловно идёт в разрез с идеями реформы отрасли (рост числа участников и развитие конкуренции), но с другой стороны, в условиях российской действительности (неэффективность малых собственников, настроенных на краткосрочное пользование доставшимся активом с максимальной краткосрочной отдачей в ущерб инвестиционному развитию) может оказаться и эффективным.

3 группа. Энергосбытовые компанииГлавными представителями этой группы компаний отрасли являются эенргосбыты — наследники империи РАО ЕЭС. Это «осколки» вертикально-интегрированных АО-энерго, получившие особый статус — статус гарантирующего поставщика.

Ввиду такой специфики энергосбытовой сегмент, пожалуй, на сегодня является самым нереформированным сегментом из всех.

Кроме гарантирующих поставщиков существуют и независимые энергосбытовые компании.

Это, в первую очередь, компании, осуществляющие поставку электрической энергии и мощности крупным потребителям непосредственно с оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

Кроме таких компаний, существуют и те, которые осуществляют деятельность по купле-продаже электрической энергии на розничных рынках. Но таких компаний значительно меньше ввиду особенностей правил рынка.

4 группа. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России Это, в первую очередь, Системный оператор Единой энергетической системы России (СО ЕЭС), а также его территориальные подразделения.

Системный оператор несёт важную «интеллектуальную» нагрузку с технологической точки зрения. Он управляет электроэнергетическими режимами в энергосистеме.

 Его команды обязательны к исполнению для субъектов оперативно-диспетчерского управления (в первую очередь, для генерирующих и электросетевых компаний).

В пределах технологически изолированных территориальных энергосистем управление режимами осуществляет отдельная компания, на которую возложены функции по оперативно-диспетчерскому управлению в местной энергосистеме. Это может быть сетевая организация. (Такая ситуация может быть в изолированных энергорайонах, например, на северных территориях, в Якутии.)

Группа 5.

Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков) На сегодняшний день это, во-первых, некоммерческое партнёрство «Совет рынка» (НП Совет рынка), а, во-вторых, его дочерние компании: ОАО «АТС» — он же коммерческий оператор и ЗАО «ЦФР» — центр финансовых расчётов, осуществляющий расчёт и зачёт встречных финансовых обязательств и требований. НП Совет рынка, как ясно из его названия, имеет форму некоммерческого партнёрства, членами которого являются все участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Он разрабатывает и дорабатывает договор о присоединении к торговой системе оптового рынка, обязательный к заключению всеми участниками ОРЭМ. Этот договор с учётом приложений — регламентов ОРЭМ определяет правила, порядок функционирования ОРЭМ, детально описывая различные процессы, порядок расчётов и т.п. Договор о присоединении должен соответствовать Правилам оптового рынка, утверждённым Постановлением Правительства РФ, а также иным нормативно-правовым актам. При внесении изменений в Правила ОРЭМ вносятся и изменения в договор о присоединении. Важные решения принимает и утверждает наблюдательный совет Совета рынка. Совет рынка также осуществляет разработку правил функционирования розничных рынков (в пределах своих полномочий), отвечает за развитие отрасли на основе баланса интересов субъектов электроэнергетики. ОАО «АТС» является коммерческим оператором оптового рынка. Он организует работу рынка и взаимодействие участников рынка.

ЗА «ЦФР» проводит финансовые расчёты на рынке.

Группа 6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли
Контроль и регулирование в отрасли в пределах своих полномочий осуществляют различные органы исполнительной власти: как Российской федерации, так и её субъектов. Непосредственное влияние на процессы в отрасли оказывает Минэнерго.

Весомую роль играют Федеральная служба по тарифам (ФСТ), Минэкономразвития, непосредственно Правительство РФ, а также Ростехнадзор, государственная корпорация Росатом и др.

Со стороны субъектов федерации на розничном рынке в регулировании отрасли участвуют органы исполнительной власти в области регулирования тарифов (региональные энергетические комиссии, комитеты по тарифам и т.п.).

Группа 7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии Это множество различного масштаба предприятий, организаций — субъектов экономики РФ, а также граждан страны, осуществляющих потребление электрической энергии для собственных нужд.

С точки зрения современной структуры отрасли всех потребителей можно разделить на потребителей розничных рынков (самая многочисленная группа) и потребителей оптового рынка.

Потребителями оптового рынка могут стать лишь крупные предприятия, к тому же осуществившие ряд необходимых мероприятий: установку АИИС КУЭ (автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электрической энергии), совершивших ряд организационных мероприятий для получения статуса субъекта ОРЭМ и получения допуска к торговой системе ОРЭМ. Поскольку все эти мероприятия требуют финансовых вложений, то их эффективность для каждого конкретного потребителя следует проверять отдельно.

Поскольку рынок электрической энергии и мощности в России начал функционировать совсем недавно, а стимулов для активного развития мелких электростанций по существу не создано до сих пор, малые производители электрической энергии представлены, главным образом, промышленными предприятиями, имеющими в собственности небольшие (по масштабам ОРЭМ) тепловые электрические станции, чаще ТЭЦ, которые были построены во времена существования СССР в целях удовлетворения собственных производственных потребностей в энергоресурсах (электрическая и тепловая энергия). Поскольку производство во многих секторах экономики со времён распада СССР существенно сократилось, такие предприятия получили возможность реализовывать излишки генерируемой электрической энергии и мощности другим потребителям. Эти предприятия становятся поставщиками на розничных рынках. Ввиду изменений в Федеральный закон №35-ФЗ, которые были внесены в июле 2010 года, уже с 2011 года многие из этих произодителей будут обязаны осуществлять куплю-продажу электрической энергии и мощности на ОРЭМ. Тем самым количество розничных производителей, которое и сейчас невелико, сократится до незначительного числа.

Источник: http://www.eg-arstem.ru/about_retail/struktura/structureenergo.htm

20 лет электроэнергетики в России – от РАО «ЕЭС России» до либерализации рынка

Электроэнергетика России

В 2005 г. из-за аварии на подстанции «Чагино» без электричества осталось около 5 млн человек. Застряли в лифтах люди, остановились поезда метро, огромные промышленные предприятия застыли в тишине, погасли окна в магазинах, офисных центрах и многоэтажных домах – Москва погружалась во тьму район за районом.

Причиной аварии назвали ошибки персонала и крайнюю, до 90%, изношенность оборудования. На рубеже 1990–2000-х гг. перебои в электроснабжении были явлением почти обыденным и случались не только в результате аварий.

Сознательной, хоть и вынужденной, мерой были веерные отключения, когда энергетикам приходилось отключать потребителей целыми районами из-за нехватки топлива для поддержания оборудования в рабочем состоянии. Отрасли требовалась реформа.

Задолженности энергетиков перед поставщиками угля и газа стали реальной угрозой для прохождения осенне-зимнего периода 1998–1999 гг. Покупать топливо было не на что. К этому времени общий объем платежей энергетикам составлял около 85%, причем основная часть осуществлялась бартером, векселями и зачетами.

Живые деньги составляли лишь 20% всех платежей. Задолженности промышленных потребителей перед региональными энергокомпаниями превышали 2–3-летний объем их продаж. Рядовые энергетики выходили на массовые забастовки и голодовки, некоторым из них зарплаты не платили по полгода. В то же время в 1999 г. в стране впервые с конца 1980-х гг.

начался рост потребления электроэнергии.

Огромная машина российской энергосистемы давала сбой. Управляло ею Российское акционерное общество «Единая энергосистема России» (РАО «ЕЭС России»). Компании принадлежало 72% всех генерирующих мощностей и около 96% электросетей, диспетчерские управления и сбыт.

Тарифы на электроэнергию определяли региональные энергетические комиссии, исходя из затрат принадлежащих ЕЭС региональных энергокомпаний. Большинство из них были убыточными, и к концу десятилетия 20 региональных энергосистем и федеральных электростанций проходили процедуру банкротства.

Отрасль нуждалась в реформировании и инвестициях.

В 2000 г. правление РАО ЕЭС принимает постановление «О мерах по исключению практики веерных отключений», запрещающее отключение добросовестных потребителей.

В то же время была введена практика отключения от электроэнергии неплательщиков. Это вызвало сопротивление крупного бизнеса, не привыкшего платить за электроэнергию, и ряда губернаторов. Уже к 2001 г.

удалось ликвидировать бартерную систему.

Устранение проблемы неплатежей не позволяло решить главную задачу по привлечению в отрасль инвестиций. Для этого правление РАО ЕЭС пошло на реформирование всей системы с переходом на рыночные механизмы.

По сути реформа заключалась в разделении всей системы на естественно-монопольные (передача электроэнергии) и конкурентные (генерация и сбыт электроэнергии) виды деятельности. Государство передавало генерацию и сбыт в частные руки, сохранив контроль над сетями и диспетчером. А также над атомными и гидростанциями.

Электростанции смогли продавать электроэнергию по свободным ценам на спотовом рынке или по прямым договорам.

Против реформы выступали практически все губернаторы, все политические партии в Госдуме, за исключением Союза правых сил, Совет Федерации, крупные промышленные потребители, криминал, который действительно контролировал часть энергосистемы, значительная часть ученых-энергетиков, миноритарные акционеры РАО ЕЭС и менеджмент дочерних компаний холдинга, и противостоять им всем можно было только при последовательной поддержке государства, рассказывает председатель правления РАО «ЕЭС России» в 1998–2008 гг. Анатолий Чубайс (сейчас – председатель правления УК «Роснано»): «Я хорошо помню один разговор, очередную тяжелую баталию на совещании у президента Владимира Путина с группой категорически сопротивлявшихся реформированию губернаторов во главе с Юрием Лужковым. Наши оппоненты говорили, что преобразования проводить ни в коем случае нельзя. Это развал, разрушение единой энергосистемы. И вообще, говорит Юрий Михайлович, а кто же будет управлять электроэнергетикой? В ответ раздается тихий голос кого-то из присутствующих, произнесший одно слово: «Рынок». Все оглядываются: кто это сказал? Ой, а это Путин сказал».

Распродажа активов РАО «ЕЭС России» началась в 2006 г. с покупки «Норильским никелем» контроля над ОГК-3. Крупнейшим покупателем российской генерации стал «Газпром», получивший контроль в ОГК-2, ОГК-6, «Мосэнерго» и ТГК-1, а также акции ТГК-11, ТГК-12 и ТГК-13. «КЭС-холдинг» Виктора Вексельберга приобрел ТГК-5, ТГК-6, ТГК-7 и ТГК-9.

СУЭК Андрея Мельниченко купила ТГК-12 и ТГК-13. Пришли в энергетику «Лукойл» (ТГК-8), «Онэксим» Михаила Прохорова (ТГК-4), группа «Синтез» (ТГК-2), РЖД совместно с ЕСН Григория Березкина (ТГК-14). Российской энергетикой заинтересовались и иностранные инвесторы: итальянская Enel купила контроль в ОГК-5, немецкий концерн E.

On AG – контроль в ОГК-4, финская Fortum – ТГК-10.

Магистральные сети напряжением от 220 кВ перешли под контроль Федеральной сетевой компании. Распределительные сети вошли в Холдинг МРСК. Позднее оба холдинга объединились в «Россети».

95% времени работы над реформой было тотальное ощущение, что сделать ее невозможно, рассказывает Чубайс: «В 2007 г. я разговаривал со своим товарищем, крупным бизнесменом. Я убеждал его, что нам осталось полшага, чтобы привлечь большие деньги в энергетику.

На что он ответил, что это абсолютно несерьезно: «Какие деньги? Нужны десятки миллиардов. Ты, может быть, продашь пару станций. Но лучше тебе подумать, как ты будешь выбираться из этого дела». В 2008 г. мы привлекли в российскую энергетику 1 трлн руб., $30 млрд инвестиций.

И обратите внимание: все частные инвесторы, которые пришли тогда в отрасль, до сих пор остаются».

В июле 2008 г. РАО «ЕЭС России» было ликвидировано. Единая энергетическая компания распалась на 23 независимые генерирующие компании. Однако преобразования в энергетике еще только начинались. Новые собственники должны были инвестировать в строительство генерирующих мощностей.

Развитие отрасли было определено Генеральной схемой размещения энергетических мощностей до 2020 г. А гарантировать ее исполнение должны были договоры о предоставлении мощности (ДПМ), обязательные для инвесторов.

Приобретая контроль в генерирующих компаниях, инвесторы получали обязательства по строительству определенного количества новых генерирующих мощностей в установленный срок.

Договоры гарантировали им возврат инвестиций через повышенные платежи потребителей, но в случае нарушения сроков ввода инвесторов ожидали штрафы.

По аналогичному механизму строились атомные и гидростанции, а также станции на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ). Всего после окончания реформы в 2008–2018 гг. в России было введено около 43 ГВт новых мощностей. В 2019 г. правительство утвердило новую программу ДПМ, нацеленную на модернизацию имеющихся теплоэлектростанций (ТЭС) – еще около 41 ГВт до 2031 г.

Электрические сети, как естественно-монопольный вид деятельности, остались под контролем государства: 90% магистральных и 75% распределительных сетей принадлежат компании «Россети» (85,31% у Росимущества).

И «Россети», и независимые территориальные сетевые компании передают электроэнергию по тарифам, которые определяют региональные власти. С 2011 г.

тарифы устанавливаются по методу доходности инвестированного капитала, который позволяет сетям планировать инвестиции и привлекать деньги под гарантии будущей выручки.

Но либерализация электроэнергетики коснулась не всей страны. В удаленных регионах с изолированными системами энергоснабжения и там, где остались слабые сетевые связи с единой энергосистемой (Дальний Восток, Республика Коми, Архангельская и Калининградская обл.), по-прежнему действует тарифная система.

Рынок не дотянулся и до населения – жители России по-прежнему платят за электричество по регулируемым тарифам, которые не покрывают всех затрат на производство и доставку энергии. Разницу, заложенную в тарифы на передачу электроэнергии, оплачивают все прочие потребители, подключенные к распределительным сетям, в первую очередь – энергоемкие промышленные предприятия.

По оценке ФАС, в 2018 г. перекрестное субсидирование в электросетях составило 220 млрд руб. Уменьшить субсидирование населения чиновники предлагали через введение социальной нормы, чтобы потребление электроэнергии сверх определенного количества оплачивалось по экономически обоснованной цене. Эту меру правительство пыталось ввести дважды – в 2015 и 2018 гг.

, но она так и не была реализована.

Также промышленные потребители европейской части России, Урала и Сибири оплачивают выравнивание до среднего по стране тарифа на Дальнем Востоке, где рынок электроэнергии так и не был запущен, строительство новых станций в Крыму и Калининградской области. В 2019 г. Минэкономразвития оценило общую сумму всех видов перекрестного субсидирования в 402 млрд руб. в год (до 25% в цене электроэнергии).

Промышленные потребители называют нерыночными и все формы ДПМ – они обязывают бизнес оплачивать не только строительство и модернизацию мощностей, но и гарантированную доходность инвесторов. В 2018 г.

платежи по таким договорам стоили им около 430 млрд руб. По оценке Сообщества потребителей энергии, первая программа ДПМ стоила бизнесу в общей сложности 3 трлн руб. Новая программа будет стоить еще около 8 млрд руб.

до 2046 г.

По рыночным принципам, на основе спроса и предложения, в российской энергетике формируется только 15–20% конечной цены электроэнергии, рассказал председатель наблюдательного совета Сообщества потребителей энергии (в 1998–2002 гг.

– директор департамента управления капиталом РАО «ЕЭС России») Александр Старченко: «Все это было для того, чтобы построить рынок величиной 15% от потребления энергии? Мне кажется, что результат не пропорционален затраченным усилиям».

Старченко согласен, что реформа была нужна, но ее также нужно было закончить – ликвидировать перекрестное субсидирование и развить реальную конкуренцию: «Изначально предполагалось, что региональные энергомонополии разделятся на множество небольших и средних компаний, которые потом под воздействием рыночных факторов могут объединяться в более крупные. На деле мы имеем более чем наполовину государственную генерацию и полное отсутствие стимулов к реальной модернизации для участников процесса».

Пока в других странах перестраивают энергетику, делая ее более распределенной для снижения затрат на электроэнергию, новая программа по модернизации ТЭС цементирует устаревающую структуру российской энергетики и фиксирует ее технологическое отставание на ближайшие лет двадцать, считает Старченко: «Если посмотреть на проекты, которые проходят отборы, это, как правило, текущие и капитальные ремонты, а не модернизация. В составе проектов по первым отборам нет газовых турбин. Хотя в мировой энергетике даже газовая турбина – это уже технология прошлого века».

«Если посмотреть на все программы и принятые решения, кажется, что картина развития российской энергетики уже сложилась», – говорит руководитель направления «Электроэнергетика» Центра энергетики московской школы управления «Сколково» Алексей Хохлов.

Есть решение о том, что рост цены на электроэнергию для промышленных потребителей не должен превышать инфляцию, это создает верхнюю планку инвестиционного ресурса, который поделен между различными программами: модернизация ТЭС, поддержка ВИЭ, строительство новых атомных станций.

В то же время мировая энергетика стремительно изменяется: развивается распределенная генерация, управление спросом, возобновляемая энергетика – система меняется и с точки зрения рыночных условий, и в части технологической начинки и облика, рассказывает Хохлов: «Мы застыли в традиционной энергетике и продолжаем подкручивать те же паровые турбины.

Вкладываем громадный ресурс в воспроизводство электроэнергетики старого уклада. Эта система негибкая, консервативная и во многом устаревшая, она уже не отвечает требованиям и ожиданиям потребителей».

В России возобновляемая энергетика строится по ДПМ. К 2024 г. по этой программе должно появиться около 5,4 ГВт. Правительство обсуждает продление программы до 2035 г. с инвестициями в 400 млрд руб.

в течение 11 лет. Это позволит построить не менее 7 ГВт зеленых мощностей, говорит Чубайс: «Это тот минимум, который необходим, чтобы процесс развития возобновляемой энергетики в России не остановился».

Источник: https://www.vedomosti.ru/business/articles/2019/12/10/818261-20-elektroenergetiki

Booksm
Добавить комментарий