Преподаватель который помогает студентам и школьникам в учёбе.

Реформа электроэнергетики в России (определить направления развития этой отрасли экономики)

Содержание:

Введение

Актуальность. Современный этап развития электроэнергетической отрасли большинства стран мира, в том числе и России, характеризуется различными структурными трансформационными сдвигами, основная цель которых не ограничивается только лишь процессом либерализации отношений субъектов отрасли, а предполагает формирование оптимального комплекса институтов в контексте устойчивого развития данной сферы в перспективе. Но при этом следует обратить внимание на наличие определенных существенных различий регуляторного характера, присущих энергетическим отраслям в разных странах. Здесь доминируют тенденции к сокращению количества выбросов вредных веществ в странах Европы и Северной Америки, наряду с ростом генерации электроэнергии в азиатских странах. Указанное позволяет предположить, что в долгосрочном периоде нарастающие темпы роста мощности мировой энергетики будут происходить на одинаковом уровне.

Существует определенный дуализм между процессами производства и потребления электроэнергии, обусловленный жесткой связью во времени, поскольку с одной стороны развитие электроэнергетики существенно детерминируется потребностью в электроэнергии, а с другой – обусловлено возможностью максимального удовлетворения данной потребности путем организации надежного и бесперебойного снабжения электроэнергией потребителей. В свою очередь рост потребности в электроэнергии на уровне национальной экономики напрямую связан с процессами усиления электрификации промышленного производства и транспорта, перманентным увеличением потребностей в электроэнергии агропромышленного комплекса, строительства, торговли и других отраслей народного хозяйства. Нельзя не отметить, что региональное развитие на современном этапе также характеризуется усиленным ростом применения электроэнергии как наиболее чистого энергоносителя.

Цель работы: провести анализ реформ электроэнергетики в России; определить направления развития этой отрасли экономики.

Задачи работы:

1) исследовать зарубежный опыт институциональных преобразований в электроэнергетике;

2) рассмотреть реформы электроэнергетики в России;

3) проанализировать состояние электроэнергетики в России;

4) исследовать проблемы взаимодействия электросбытовых и электросетевых помпаний;

5) выявить проблемы в развитии отрасли;

6) определить пути развития электроэнергетики в Российской Федерации.

Предмет исследования – реформы электроэнергетики в России.

Объект исследования – электроэнергетическая отрасль России.

Научно-методической основой работы явились литературные источники по вопросам экономики, а также публикации в периодических экономических изданиях, посвященные исследуемой проблеме.

Информационная база: научные исследования, а также публикации в периодических изданиях отечественных и зарубежных ученых по вопросам, касающимся энергетической отрасли и ее регулирования, статистическая информация.

Структура работы. Работа включает введение, три главы, заключение, список литературы.

Глава 1. Реформы в электроэнергетике: зарубежный и российский опыт

1.1. Зарубежный опыт институциональных преобразований в электроэнергетике

Для современного периода целесообразным является активное применение опыта развития и тенденций регулирования энергетики в других странах. Начало 80-х гг. ХХ в. характеризовалось сосредоточением более 90% мощностей электростанций мира в национальных энергосистемах бывшего СССР, США, Канады, Японии и в европейских странах. Существовавшие межгосударственные энергообъединения в значительной мере способствовали разделению и объединению энергосистем западных и восточных штатов США и Канады, стран Северной Европы^[1]. Также следует подчеркнуть, что страны, в которых преобладает частное и смешанное владение энергохозяйством, и межхозяйственные объединения характеризуются процессами слияния энергосистем путем подписания долгосрочных соглашений купли-продажи электроэнергии, применения сезонного обмена электроэнергией^[2].

Немаловажная роль в институциональной структуре энергосистем отводится таким институтам как координационные и консультативные советы, союзы и группы, которые успешно определяли условия внедрения текущих режимов, согласовывали различного рода рекомендации относительно сотрудничества и развития энергосистем^[3]. Для операций купли-продажи электроэнергии этого периода было свойственно их проведение между энергокомпаниями внутри их объединений, а для операций обмена электроэнергией – между компаниями соседних объединений. При этом приоритетным заданием управленческой деятельности энергопредприятий и их объединений было принятие таких решений, которые формировались на основе тщательного анализа ситуаций стабильного обеспечения конечного потребителя качественной электроэнергией в объемах, закрепленных на основе договора с максимально возможной при этом выгодой^[4].

Государством, которое первым направило свое развитие по пути либерализации электроэнергетики, была Великобритания, разработавшая закон про электроэнергетику, который вступил в действие в 1983 г. Согласно данному акту были устранены существовавшие на тот период барьеры для частных генерирующих предприятий по вхождению на отраслевой рынок, которые обеспечивали неограниченный доступ к национальным электросетям для независимых производителей электроэнергии, что было невозможным до принятия данного закона^[5]. В 1988 г. правительство Великобритании опубликовало план по мероприятиям приватизации национального электроэнергетического сектора, которым были регламентированы следующие основополагающие цели национальной политики в области электроэнергетики: дифференциация субъектов электроэнергетической отрасли на отдельные предприятия в разрезе видов деятельности; ликвидация вертикальных интеграционных связей; либерализация генерации; реформирование структуры распределения электрической энергии между регионами и розничного энергоснабжения на региональном уровне; внедрение пошаговой либерализации розничного энергоснабжения^[6].

Начало реструктуризации монополии государственного типа в сфере электроэнергетики было положено принятием соответствующего закона в 1990 г., основные положения которого регламентировали вопросы энергоснабжения реорганизации электроэнергетической отрасли^[7]. Данный нормативно-правовой акт закреплял основные процедуры по преобразованию предприятий электроэнергетической отрасли в процессе проведения ее реформирования^[8].

Британская модель предполагала разделение процессов передачи и диспетчеризации электроэнергии, которые по-прежнему оставались секторами естественной государственной монополии в сфере производства и сбыта^[9].

Таким образом, институциональные преобразования в электроэнергетике Великобритании задекларировали создание предприятий по производству электроэнергии с дальнейшей приватизацией^[10]. На данные предприятия были возложены обязанности по продаже электроэнергии путем проведения централизованного аукциона, устанавливающего единые цены и объемы снабжения электроэнергией от отдельных продавцов на следующие 24 часа (тип рынка «вперед на сутки» или так называемый «энергетический пул оптового типа»). Подобная схема организации рынка предусматривала выполнение функции покупки электроэнергии региональными электроэнергетическими компаниями на энергетическом пуле с дальнейшим ее конечным распределением потребителям.

По данным некоторых источников первый эксперимент по организации элементов конкурентного рынка электроэнергии был проведен в Чили.

В целом специалисты характеризуют последствия институциональных преобразований отрасли, как положительные. Однако наряду с позитивным опытом проведения эффективной политики либерализации электроэнергетической отрасли в Великобритании, существуют примеры негативного опыта в других развитых странах.

Ярким примером неэффективных реформ в области электроэнергетики отметились США, когда в результате трансформаций в данной отрасли в штате Калифорния были отмечены факты отключения света с последующим нарушением жизнедеятельности целого штата^[11]. Проведенный в Калифорнии переход к конкуренции затронул исключительно сферу электрического сектора экономики, но одновременно с этим выбор направления в реформах способствовал появлению многих других проблем. Процесс упорядочения ценообразования путем установления ценовых границ задел только розничные цены с целью защиты потребителей, но не затронул оптовые цены. К тому же энергосистема штата характеризовалась маленьким резервом мощности, поэтому по мере роста потребления оптовые торговцы электроэнергией начали обосновано повышать цены^[12].

В то время как распределительные компании, поставляющие электроэнергию предприятиям и жилищному сектору, не имели оснований для превышения установленных ценовых границ. И как следствие, многие крупные распределительные компании оказались у черты банкротства, поскольку не имели возможности осуществлять покупку электроэнергии по высоким ценам и терять собственные средства^[13].

Пример США стал в определённой степени поучительным уроком для стран Европы, которые также стремились в своей политики к открытому и конкурентному рынку электроэнергии. При этом надежность и бесперебойность подачи электроэнергии, которые всегда были нормой для этих стран, стали первоочередным заданием на повестке дня, в тот момент, когда Европейская комиссия поддерживала введение конкуренции преимущественно в сфере преобладания государственной или частной монополии^[14].

Следует отметить, что Европейские страны в отличие от США, начали внедрение процесса либерализации с огромным запасом генерирующих мощностей и в ожидании того, что данный запас будет сокращаться постепенно по мере расширения конкуренции. При этом, по мере приближения к определенной величине было запланировано частичное отключение сетей^[15].

Поскольку Европа наблюдала за процессами либерализации электроэнергетики в США, можно было предположить, что их ошибки будут учтены европейскими специалистами при формировании собственных преобразований. Более того европейские государства разработали определенный комплекс правил, соблюдение которых способствовало предотвращению негативных последствий либерализации, возникших у США. Наиболее близкой к этой позиции оказалась Испания, которая установила ограничения в ценах на розничном и оптовом уровнях. Но в тоже время в отличие от Калифорнии Испания имеет огромный запас резерва мощностей для производства электроэнергии, то есть, обеспечена большим количеством электростанций, чем требуется. Данный факт формирует не эскалацию цен, которая происходила в Калифорнии, а здоровую конкуренцию на оптовом рынке электроэнергии. Но следует обратить внимание на тот факт, что вынужденное снижение цен на электроэнергию приводит к сокращению инвестиций испанскими энергокомпаниями в сфере строительства новых электростанций. И как следствие со временем спрос на электроэнергию будет превышать ее производство^[16].

В контексте рассмотрения зарубежного опыта в институциональных преобразованиях электроэнергетики важным является вопрос, поднимаемый во многих промышленных кругах, относительно введения платы за мощность, который вызван объективной необходимостью предотвращения в Европе возникновения перебоев с подачей электроэнергии^[17]. Это объясняется спецификой электроэнергии как товара, который, в отличие от необходимых человеку первичных ресурсов, не подлежит процессам складирования и хранения. Уникальность электроэнергии проявляется в необходимости ее производства немедленно, как только в ней возникает потребность^[18]. Это подтверждает необходимость формирования дополнительных мощностей, которые можно было использовать быстро, если внезапная теплая или холодная волна изменений климата привела к соответствующим изменениям энергетических потребностей. В то же время следует учитывать, что в долгосрочном периоде наличие резерва мощности позволяет обеспечить стабильный рост экономики^[19].

Несмотря на наличие позитивных и негативных тенденций институциональных преобразований в электроэнергетике, в мировой практике не выработано единого универсального подхода к управлению отраслью, а существует несколько моделей регулирования (таблица 1). Анализ приведенных моделей организации энергетических рынков мира продемонстрировал невозможность выделения оптимальной модели, поскольку каждой из них присущи как недостатки, так и достоинства, которые в той или иной степени отражаются на возможности развития угроз для основных экономических субъектов энергетического рынка с учетом трансформационных процессов в электроэнергетике^[20].

Таблица 1 Анализ моделей организации энергетических рынков^[21]
№ п/п	Название модели	Характеристика	Преимущества	Недостатки
1	2	3	4	5
1	Монополия на всех уровнях	Ключевые процессы производства, передачи и распределения электроэнергии относят к функциям компании с вертикальной интеграцией и ответственной за генерацию, транспортировку и распределение энергии. Модель целесообразно применять для экономических субъектов с государственной формой собственности или в условиях высокой степени контроля государства за их деятельностью.	1) Экономическая безопасность государства находится вне сферы действия угроз; 2) Возможность согласованного развития технологической составляющей инфраструктуры рынка и проведение строительства крупных электроэнергетических объектов.	Экономическая деятельность потребителей энергии находится в зоне прямого воздействия рисков

Продолжение таблицы 1

Закупочное
агентство (модель единственного покупателя)

Наличие конкуренции между производителями энергии по поводу права продажи энергии собственного производства и мощности и единым покупателем в лице закупочного агентства. Положительный опыт применения данной модели организации энергетического рынка был реализован в Японии и Италии. Также модель единого покупателя удобна в условиях смешанной формы собственности экономических субъектов и высокого уровня государственного контроля за их экономической деятельностью.

Риски могут быть снижены в условиях эффективного законодательного регулирования

1) Высока вероятность угрозы для государственной экономической безопасности;

2) Экономическая деятельность потребителей энергии находится в зоне прямого воздействия рисков;

3) Практически полное отсутствие согласованного развития технологической инфраструктуры рынка, строительства крупных электростанций и развития новых энергетических технологий

Продолжение таблицы 1

Оптовый

рынок

Особенностью данной модели является предоставление распределительным компаниям право приобретать на оптовом конкурентном рынке электроэнергию или покупать непосредственно у прямых производителей, поскольку существует для них неограниченный доступ к передающей (транспортной) сети.

Существует возможность прямого выхода крупных потребителей или их объединений

(сбытовых компаний) на оптовый рынок. Но наиболее выгодным для потребителей является заключение контрактных соглашений.

1) Распределительным компаниям дано монопольное право на снабжение электроэнергией конечных потребителей.

2) Необходимо создание системы рыночных сделок на высоком уровне, которое влечет за собой рост экономических угроз для субъектов на энергетическом рынке и затрат на его функционирование.

3) Сокращается возможность регулирования государством развития инфраструктуры рынка с позиций технологий по производству электроэнергии

Оптовые и розничные рынки

Данная модель представляет собой совокупность постулатов свободного рынка, которые могут быть реализованы в равной степени и производителями и потребителями

электроэнергии.

1) Потребители энергии обладают нравом выбора собственного поставщика и открытым доступом как к транспортной (передающей), так и распределительной сети.

2) Преобладает низкая степень рисков появления угроз на рынке для производителей и потребителей электроэнергии

Экономическая безопасность для государства в рамках применения данной модели не обеспечивается

Следует отметить, что на данный момент основные проблемы развития энергетики присущие многим странам проявляются и в энергетике России. При этом дальнейшее развитие РФ и ее электроэнергетики невозможно без формирования единой концепции стратегического управления электроэнергетическим комплексом страны с учетом последствий аналогичных реформ промышленно развитых стран^[22].

1.2. Реформы электроэнергетики в России

Электроэнергетика является базовым элементом развития российской экономики, не только обеспечивая внутренние потребности страны в электрической и тепловой энергии (как промышленных, так и бытовых потребителей), но и осуществляя экспорт электрической энергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Устойчивое развитие данной отрасли является своеобразным индикатором экономического роста страны, ее научно-технического потенциала, экономической безопасности и уровня жизни населения.

Одним из главных факторов, определивших текущее состояние энергетики, стала отраслевая реформа, повлекшая за собой радикальные преобразования^[23]: изменилась система государственного регулирования отрасли, сформировался конкурентный рынок электроэнергии, были созданы новые компании, изменилась структура отрасли.

В частности были проведены следующие преобразования^[24]:

1. Произошла консолидация активов тепловой генерации в рамках генерирующих компаний оптового рынка электроэнергии (ОГК) и территориальных генерирующих компаний (ТГК). При этом, генерация стала конкурентной средой, вследствие чего большая часть активов перешла в руки частных инвесторов^[25].

2. Полностью под контролем государства оказались атомная энергетика (корпорация «Росатом») и оперативно-диспетчерское управление единой энергосистемой (ОАО «СО ЕЭС»). Помимо этого, государство оставило за собой контрольные пакеты акций ОАО «РусГидро» (вся гидрогенерация, а также альтернативная энергетика на базе возобновляемых источников энергии) и ОАО «Россети» (консолидированные сетевые активы).

3. Были созданы Некоммерческое партнерство «Совет рынка» и Администратор торговой системы, представляющие собой коммерческую инфраструктуру отрасли, главной целью которой является обеспечение работы оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности.

В результате данной реформы отрасль стала конкурентной в части производства и сбыта электроэнергии, ремонта и сервиса, создав при этом благоприятные условия для привлечения частных инвестиций. С другой стороны, государство сохранило за собой естественно-монопольные сферы (передача энергии, оперативно-диспетчерское управление), тем самым оставив за собой возможность регуляции и нивелирования рисков в определенных сегментах такой стратегически важной отрасли как энергетика^[26].

Реформирование электроэнергетики, осуществляемое с 1991 г., привело к ухудшению экономических показателей работы отрасли. С 1991 г. более чем в 1,5 раза увеличились относительные потери электроэнергии в электрических сетях на ее транспорт. Более чем в 1,5 раза выросла удельная численность персонала в отрасли. Более чем в 2 раза снизилась эффективность использования капитальных вложений. Существенно сократились вводы новых
и замещающих генерирующих мощностей^[27]. Ввод новых генерирующих мощностей на электростанциях России с 1992 по 2008 г. составил 24 тыс. МВт, что составляете среднем порядка 1 400 МВт в год, то есть значительно (примерно в 5 раз) меньше вводов генерирующих мощностей, которые были в 60-80-х гг. прошлого столетия. В результате за последние годы произошел существенный рост тарифов на электрическую энергию, и они приблизились к тарифам в США и других странах^[28].

Одной из основных причин снижения экономической эффективности функционирования и развития российской электроэнергетики является отсутствие в настоящее время эффективной системы управления отраслью в условиях образования многочисленных собственников электроэнергетических объектов, которая бы обеспечивала ту минимизацию затрат на развитие и функционирование электроэнергетики, которую обеспечивала прежняя централизованная система управления отраслью^[29].

Другими проблемами отрасли являются:

1) лавинообразное нарастание процесса старения основного оборудования электростанций и электрических сетей;

2) наличие дефицита генерирующих и сетевых мощностей в ряде регионов страны;

3) усложнение проблемы обеспечения надежности ЕЭС, ОЭС, региональных энергосистем в связи с коренным изменением структуры собственности в региональных энергосистемах, которые до реформирования электроэнергетики представляли собой вертикально-интегрированные компании;

4) утяжеление условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки;

5) крайне высокая зависимость электроэнергетики от природного газа;

6) резкое сокращение научно-технического потенциала отрасли;

7) существенное сокращение строительного потенциала;

8) сокращение потенциала в отраслях отечественного энергомашиностроения и электромашиностроения, серьезное отставание в сфере разработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии^[30].

В этих условиях главной стратегической задачей, стоящей перед электроэнергетической отраслью страны, является выбор стратегически правильных решений по развитию электроэнергетики, механизмам и структуре ее управления, обеспечивающих в условиях выстраиваемой ресурсной базы электроэнергетическую безопасность страны, устойчивое развитие и эффективное функционирование электроэнергетической отрасли^[31].

Выводы

Электроэнергетика является базовым элементом развития российской экономики. Устойчивое развитие данной отрасли является своеобразным индикатором экономического роста страны, ее научно-технического потенциала, экономической безопасности и уровня жизни населения.

В ходе реформы электроэнергетики в России произошла консолидация активов тепловой генерации в рамках генерирующих компаний оптового рынка электроэнергии и территориальных генерирующих компаний; полностью под контролем государства оказались атомная энергетика и оперативно-диспетчерское управление единой энергосистемой; были созданы Некоммерческое партнерство «Совет рынка» и Администратор торговой системы, представляющие собой коммерческую инфраструктуру отрасли, главной целью которой является обеспечение работы оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности. Государство сохранило за собой естественно-монопольные сферы (передача энергии, оперативно-диспетчерское управление), тем самым оставив за собой возможность регуляции и нивелирования рисков в определенных сегментах такой стратегически важной отрасли как энергетика.

Для развитых стран Европы и Америки в процессе перехода к конкурентному рынку электроэнергетики (либерализации) характерно было накопление как позитивного, так и негативного опыта в этой сфере. Поэтому в контексте эффективного проведения либерализации в отрасли национальной электроэнергетики России перспективным является углубленный анализ преимуществ и недостатков, свойственных либерализации электроэнергетики в развитых странах мира.

Глава 2. Анализ развития электроэнергетики в России

2.1. Структура электроэнергетического комплекса России

Российская электроэнергетика – одна из крупнейших в мире. По производству электроэнергии Россия занимает четвертое место, уступая только Китаю, США и Индии. Наличие единой энергосистемы и диспетчерского управления на большей части страны – одно из важнейших преимуществ России, доставшееся в наследство от Советского Союза.

В период 90-х гг. ХХ в. ключевыми влияющими факторами для отрасли стали: снижение потребления электроэнергии вследствие спада в промышленности и падение платежной дисциплины потребителей. Как результат этих факторов: недостаток инвестиций в новое строительство и обновление основных фондов, и как следствие – выбытие генерирующих мощностей. В качестве решения данной проблемы менеджментом РАО «ЕЭС России» предложена реформа отрасли, призванная решить эти проблемы^[32].

В результате расформирования РАО «ЕЭС России» ликвидирована вертикальная интеграция и созданы естественные государственные монополии в сетевой, распределительной и диспетчерской деятельности. А именно в связи с реализацией основных мероприятий, связанных с реформированием отрасли, структура электроэнергетики стала достаточно сложной^[33].

В настоящее время отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую, отведённую ей отдельную функцию.

Функционирование энергосистемы России основано на сочетании действующей под государственным контролем технологической и коммерческой инфраструктуры, с одной стороны, и взаимодействующих между собой в конкурентной среде организаций, осуществляющих выработку и сбыт электроэнергии, – с другой (рис. 1)^[34].

Рисунок 1. Существующая структура электроэнергетики РФ

К организациям технологической инфраструктуры относятся: компания, управляющая ЕНЭС – единой национальной электрической сетью (ПАО «ФСК ЕЭС»), организация, осуществляющая диспетчерское управление (АО «СО ЕЭС») и межрегиональные распределительные сетевые компании. К организациям коммерческой инфраструктуры относятся: АО «Администратор торговой системы», АО «Центр финансовых расчетов» и Ассоциация «НП Совет рынка», созданная в целях соблюдения баланса интересов между участниками рынка электроэнергии и для обеспечения единства функционирования коммерческой инфраструктуры.

Деятельность инфраструктурных организаций, в том числе ценообразование и условия взаимодействия с контрагентами, подлежит государственному регулированию и контролю^[35].

Генерирующие компании осуществляют выработку и реализацию электроэнергии на оптовом или розничных рынках сбытовым организациям, либо конечным потребителям. Сбытовые организации приобретают электроэнергию на оптовом и розничных рынках и продают ее конечным потребителям. Электросетевые компании передают через свои сети электроэнергию от производителя до конечных потребителей, то есть оказывают услугу по передаче электрической энергии, что и приносит им прибыль.

Кроме разделения организаций по видам деятельности существует разделение ЕЭС России на технологические системы, действующие по территориальному признаку. На сегодняшний день единая энергетическая система России состоит из 69 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада^[36].

В соответствии с Федеральным законом от 26.03.2003 г. № 35 «Об электроэнергетике»^[37] запрещается совмещение конкурентных (сбыт, генерация) и неконкурентных (диспетчерское управление, сеть) видов бизнеса. Этот постулат является базовым в российской энергетике, так как позволяет реализовать рыночные механизмы и свободную конкуренцию, тем самым оптимизировать цену и качество для конечного потребителя^[38]. В случае, когда совмещаются транспорт и сбыт электроэнергии, ликвидируется мотивация к сокращению издержек, поскольку затраты, которые можно было бы сокращать, перекладываются на неконкурентный вид деятельности. В итоге это приведет к увеличению тарифов, повышению цен, росту инфляции, и другим негативным экономическим последствиям.

Как считают эксперты^[39], наложение дополнительных экономических рисков на сетевую организацию в случае совмещения видов деятельности повлечет ухудшение финансового состояния инфраструктурных организаций и, как следствие, дефицит средств на выполнение своей основной деятельности – техническое обслуживание сетей, строительство, реконструкцию.

Однако в настоящее время в ряде компаний сложилась ситуация, при которой энергосбытовые компании не доводят до электросетевых организаций фактическое состояние дел с потребителями. В связи с этим существует другое мнение, что сетевые компании наоборот сократят свои издержки при совмещении функций транспорта и сбыта. Это объясняется тем, что сетевые компании будут полностью контролировать потребителей, присоединенных к их сетям, их платежи. То есть сетевые компании при формировании объемов потребленной электроэнергии руководствуются показаниями приборов учета потребителей, при отсутствии показаний расчет производится согласно существующим нормативным актам и постановлениям, энергосбытовые компании, в свою очередь, руководствуются денежной оплатой абонентов за потребленную электроэнергию. Следовательно, можно сделать вывод, что электросетевые компании обслуживают сети, снимают показания приборов учета, а деньги за эту работу получают энергосбытовые организации. В результате всю прибыль получают сбытовые организации, а сетевые компании получают денежные средства за услугу по передаче электроэнергии за вычетом потерь электроэнергии при ее передаче. В данном случае: чем выше будут потери и чем больше будет их стоимость, тем меньше денежных средств получит электросетевая компания за оказанную услугу по передаче электроэнергии конечным потребителям.

2.2. Проблемы взаимодействия энергосбытовых и сетевых компаний

Проблемой исследования является взаимодействие энергосбытовой и сетевой компаний, объектом – компании, относящиеся к ОЭС Сибири и расположенные на территории Иркутской области, – электросетевая компания по эксплуатации электрических сетей ОГУЭП «Облкоммунэнерго» и ООО «Иркутскэнергосбыт».

В результате реформы электроэнергетики функция сбыта ОГУЭП «Облкоммунэнер го» перешла в 2010 г. ООО «Иркутскэнергосбыт». По действующему законодательству постав кой электроэнергии потребителям занимаются сбытовые организации, при этом власти региона могут определить у себя в регионе гарантирующего поставщика, в Иркутской области это – ООО «Иркутскэнергос быт» Он – поставщик и заключает договоры поставки электроэнергии со всеми потребителями. Для этого сбытовая компания самостоятельно приобретает электроэнергию на оптовом рынке и выбирает сетевую компанию, которая будет эту электроэнергию доводить до её конечных потребите лей. Таким образом, энергосбыт собирает плату за электроэнергию с потребителей и расплачивается с генерирующей компанией, которая распределяет деньги по всем остальным сетям пропорционально их участию и переданной ими электро энергии. ОГУЭП «Облкоммунэнерго» оказывает услугу по передаче электроэнергии по своим сетям в пределах границ своей ответственности, для чего использует имущество Иркутской области, переданное предприятию в хозяйственное ведение.

ОГУЭП «Облкоммунэнерго» – сетевая компания, эксплуатирующая 3 000 трансформаторных подстанций, 9 500 км линий электропередач, около 170 000 потребителей, относящихся к частному сектору^[40].

Полезный отпуск компании – это объем потребленной электроэнергии абонентами за год – составляет около 3 000 млн кВтч, однако потери электроэнергии – это разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям, – каждый год изменяются.

Эту разность электросетевая компания оплачивает сбытовой компании по тарифам, которые каждый месяц устанавливают компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков). Причём стоимость потерь на оптовом рынке выше, чем тариф за потребление электроэнергии, то есть выше стоимости самой энергии, которую сетевая компания передала. Стоимость, по которой сетевая компания оплачивает свои потери, приведена в табл. 2.

Таблица 2

Стоимость потерь электроэнергии без НДС, руб. за 1 кВтч^[41]

Период	2014	2015	2016
Январь	1,07695	1,33628	1,73338
Февраль	0,90202	1,64542	1,89218
Март	0,93181	1,42183	1,72929
Апрель	0,88294	1,33681	1,67732
Май	0,72569	1,02086	1,51233
Июнь	0,75552	1,24846	1,44693
Июль	0,8065	1,28798	1,32606
Август	0,89009	1,28898	1,44062
Сентябрь	1,11982	1,47764	1,43783
Октябрь	1,14981	1,57081	1,61134
Ноябрь	1,44289	1,77927	1,72403
Декабрь	1,38581	1,5135	1,52345

Анализируя табл. 2, можно сделать вывод, что в зимние периоды, когда потребление электроэнергии возрастает, стоимость потерь электроэнергии увеличивается. На графике рис. 2 отображена стоимость за потери при передаче электроэнергии за 2014–2016 гг., уплаченная сетевой компанией.

Рисунок 2. Потери электроэнергии, р./тыс. кВтч^[42]

График показывает, что в зимние периоды сетевая компания платит за потери электроэнергии больше, чем в летние месяцы. Следовательно, для сетевой компании основной задачей является – довести до потребителей электроэнергию без потерь, особенно в зимние месяцы.

Далее на рис. 3 представлена зависимость поступления – это объем электроэнергии, поступившей в сеть,– от потерь ОГУЭП «Облкоммунэнерго».

График на рис. 3 показывает, что объемы поступления электроэнергии января и декабря приблизительно равны, объемы поступления февраля и ноября также приблизительно одинаковы. Однако динамика изменения потерь электроэнергии в течение года отличается от динамики изменения поступления электроэнергии, то есть потери января и декабря не равны, хотя должны быть одинаковы. Теоретически данный факт можно объяснить несколькими причинами: погодные условия, количество снятых показаний приборов учета электроэнергии сотрудниками сетевой и сбытовой компаний, уровень технического состояния электрических сетей и оборудования.

Рисунок 3. Зависимость поступления электроэнергии от потерь^[43]

Погодные условия в 2016 г. не повлияли на формирование полезного отпуска электроэнергии и потерь, так как по данным, представленным на рис. 4^[44], видно, что средняя температура января равна температуре декабря, средняя температура февраля равна температуре ноября.

Проведем анализ показаний и всех исходных данных, на основании которых формируется полезный отпуск электроэнергии физическим абонентам.

Сетевая компания ОГУЭП «Облкоммунэнерго» не формирует полезный отпуск, а принимает данные от ООО «Иркутскэнергосбыт», сотрудники сетевой компании из предоставленных сбытовой компанией данных владеют лишь своими показаниями, остальные переданные показания и рассчитанный полезный отпуск сбытовой компанией требуют проверки.

Рисунок 4. Среднемесячные климатические данные для г. Иркутск

Полезный отпуск электроэнергии рассчитывается исходя из снятых показаний сотрудниками как сбытовой компании, так и сотрудниками электросетевой компании, также к расчету принимаются показания электроэнергии, переданные абонентами.

Если при формировании полезного отпуска электроэнергии нет показаний по каким-либо потребителям, расчет производится согласно Постановлению Правительства РФ № 354 от 06.05.2011 г. «О предоставлении коммунальных услуг…..». Также следует обратить внимание на тот факт, что согласно утвержденному Регламенту взаимодействия между ОГУЭП «Облкоммунэнерго» и ООО «Иркутскэнергосбыт» именно сбытовая компания должна производить стопроцентное снятие показаний приборов учета электроэнергии у потребителей – физических лиц.

На основании табл. 3 построен график (рис. 5). По данным табл. 3 и графика на рис. 5 видно, что больший вес в структуре полезного отпуска имеют показания приборов учета, снятые сотрудниками сетевой компании – 824,05 кВтч. Однако средний вес полезного отпуска электроэнергии, рассчитанного по показаниям энергосбытовой организации, меньше полезного отпуска электросетевой компании. Объем электроэнергии, рассчитанный согласно Постановлению Правительства РФ № 354 от 06.05.2011 г., не выгоден для сетевой компании, так как имеет самый низкий средний вес – 487,96 кВтч, а количество абонентов, по которым полезный отпуск определен расчетным методом, одно из самых высоких – 38,94 %. Такая же тенденция наблюдается с показаниями, переданными потребителями.

Таблица 3

Исходные данные для формирования полезного

отпуска электроэнергии^[45]

Показатель	Полезный отпуск, рас- считанный по показаниям от потребителей	Полезный отпуск, рассчитанный по показаниям энергосбытовой компа- нии	Полезный отпуск, рассчитанный по показаниям электросетевой компании	Полезный отпуск определен расчет- ным методом (ПП РФ №354)
Доля показаний от общего количества абонентов, %	39,83	7,70	13,53	38,94
Доля рассчитанного полезного отпуска, %	38,43	7,82	19,88	33,87
Средний вес полезного отпуска на 1 абонента, кВтч	541,35	569,41	824,05	487,96

Исходя из изложенного, можно сделать вывод, что в связи с заинтересованностью сетевой компании увеличить полезный отпуск сотрудники компании качественнее проводят работу по снятию показаний.

Сбытовая компания не преследует эти цели, в связи с чем доля снятых показаний в общей структуре полезного отпуска организации невелика, хотя, согласно Регламенту взаимодействия, энергосбыт должен снимать 100 % показаний у потребителей.

Согласно данным табл. 3 и рис. 5, энергосбытовая компания не исполняет в полной мере Регламент взаимодействия, в связи с этим электросетевой компании приходится брать на себя обязанности по исполнению Регламента. Кроме того, энергосбытовой организации неэффективно начислять полезный отпуск потребителям, которые не платят за электроэнергию. Так как при неоплате за расход электроэнергии сбытовая компания наращивает свою дебиторскую задолженность, то есть долги потребителей перед сбытовой компанией. В свою очередь у энергосбытовой организации есть свои планы по сбору полезного отпуска и по его оплате, при выполнении которых устанавливаются определенные показатели для компании.

Рисунок 5. Средний полезный отпуск на одного потребителя^[46]

В связи с этим несоответствие потерь на графике рис. 3 можно объяснить тем, что сбытовая компания вполне может корректировать и изменять показания, переданные потребителями, а именно занижать или не доводить информацию до сетевой компании. Данная ситуация актуализируется к концу года при формировании статистической отчетности и подведении итогов при выполнении планов. Сбытовой компании экономически выгодно занижать полезный отпуск электроэнергии, тем самым увеличивать потери при высокой стоимости на них. Средняя стоимость потерь электроэнергии за 2016 г. для ОГУЭП «Облкоммунэнерго» составила – 1,59 руб. за 1 кВтч (без НДС), а средняя стоимость за услугу по передаче электроэнергии, которую осуществила компания за 2016 г., составила – 1,01 р. за кВтч (без НДС), что на 37 % ниже стоимости потерь электроэнергии^[47]. Следовательно, сетевая компания за потери электроэнергии платит больше, чем получает прибыли за оказанную услугу. В данной ситуации сетевая компания не имеет никаких рычагов воздействия на сбытовую компанию.

В свете последних событий Минэнерго разместило на официальном портале проектов нормативных правовых актов уведомление о начале разработки поправок в Федеральный закон «О лицензировании отдельных видов деятельности», которые предполагают введение лицензий для энергосбытовых компаний. Это должно обеспечить эффективные инструменты госконтроля за энергосбытами, повысить прозрачность их деятельности.

Введение такой меры как лицензирование деятельности по сбыту электрической энергии обуславливается потребностью избежать возникновения ситуаций, связанных с нецелевым использованием отдельными энергосбытовыми организациями и гарантирующими поставщиками средств, полученных от потребителей электрической энергии, что влечет за собой возникновение задолженности перед производителями электрической энергии и электросетевыми организациями.

Минэнерго предлагает наделить правительство РФ полномочиями по утверждению лицензионных требований и определению уполномоченного органа власти по выдаче лицензий и контролю над их исполнением^[48].

Таким образом, необходимо сбалансировать интересы сторон и на основе реальной ситуации во всех секторах энергетики и двигаться по пути развития конкуренции, повышения энергетической эффективности, укрепления платежной дисциплины и как следствие – повышения инвестиционной привлекательности отрасли.

2.3. Негативные последствия реформы электроэнергетики в России

Ряд экспертов выделяет следующие негативные последствия проведенной реформы, отразившиеся на современном состоянии российской энергетики^[49]:

1. Отсутствие независимой и объективной оценки общего фактического состояния энергетического оборудования энергообъектов РФ, а также государственного мониторинга надежности энергосистемы.

2. Несостоятельность системы анализа и прогнозирования потребления энергии на период от 5 до 15 лет.

3. Высокие удельные расходы топлива на производство как тепловой, так и электрической энергии. Одной из основных причин данного явления являются недопустимые режимы работы ТЭЦ, неэффективные с экономической точки зрения. Объясняется это следующим: из-за высокой степени износа сетей и, как следствие, больших тепловых потерь, потребитель не получает тепло в требуемом объеме и надлежащего качества. Это подталкивает его к уходу от централизованного теплоснабжения и строительству собственных котельных. Потеря крупных тепловых потребителей (в первую очередь это касается промышленности и ЖКХ) приводит к снижению загрузки оборудования на существующих энергетических мощностях ТЭЦ и перерасходу топлива.

4. Потеря единого ответственного в лице энергосистемы, включающей как генерацию, так и передачу энергии, что в свою очередь приводит к снижению надежности энергосистемы, а также к безответственному отношению при выборе инжиниринговых компаний (предоставляющих в первую очередь проектные услуги), когда решающим фактором становится не качество предоставляемых услуг, а их цена.

5. Отсутствие эффективной системы контроля за изношенностью оборудования и остаточных ресурсов, утрата отлаженной и оснащенной ремонтной базы, подкрепленной квалифицированным персоналом.

6. В части инновационного развития, определяющего перспективы энергетики: отсутствие слаженной работы научных, проектных институтов и энергетических образований (ПАО «ВТИ», ПАО «ЦКТИ им. Ползунова», ПАО «ЭНИН», ПАО «Теплопроект», ПАО «ВНИПИ-энергопром», ПАО «Институт ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ») и установившихся связей между ними, своевременно обновляемой технической нормативной базы. Помимо этого, необходимо отметить, что российский машиностроительный комплекс в настоящее время не способен производить электротехническое оборудование, конкурентоспособное по сравнению с зарубежным по мощности, производительности и экологии. Это привело к значительному росту закупок зарубежного оборудования, которое зачастую не пользуется спросом в собственных странах в силу устаревших технологий или вовлечения в энергетику ВИЭ. Перекос энергопотребления в сторону непромышленных потребителей, не подлежащих регулированию в отношении снижения тепловой и электрической нагрузки и требующего высокого уровня надежности, что в свою очередь предполагает комплексную модернизацию всего энергетического комплекса, а соответственно больших затрат на техническое перевооружение и генерации, и сетей.

Нигматулин Б. И. также говорит о том, что реформирование электроэнергетики не дало ожидаемых результатов ни по одному из направлений (обеспечение надежности и безопасности функционирования энергетической системы, доступность подключения мощности, оптимальная ценовая политика в отношении как промышленных, так и бытовых потребителей) и дает свою оценку проблемам современной российской энергетики^[50].

В первую очередь, Б. И. Нигматулин говорит о том, что энергетика должна иметь долгосрочную программу развития на 10-20 лет в связи с тем, что она является инфраструктурной отраслью, характеризующейся большой инерционностью и требующей значительных инвестиций не только в развитие, но просто в поддержание должного технологического уровня эксплуатации. При этом он подвергает жесткой критике существующие государственные стратегические планы развития данной отрасли, считая их несостоятельными по целому ряду причин:

1. Международное сопоставление стоимости электроэнергии и газа проводится с использованием среднегодового курса доллара ЦБ, а не паритета покупательской способности доллара, рассчитанного по всему ВВП, что в свою очередь приводит к искажению фактических данных.

2. Неточность прогнозных оценок ведет к перерасходу дефицитных ресурсов.

3. Невозможность реализации в полном объеме принятой инвестиционной программы в силу ограниченности имеющихся финансовых, проектных и строительно-монтажных ресурсов. Дефицит инвестиций говорит о необходимости пересмотра существующей программы либо в сторону уменьшения инвестиционной составляющей, либо в сторону повышения эффективности использования инвестиций.

4. Экономически нецелесообразная структура инвестиционной программы.

Кроме критической оценки Энергетической стратегии России, Б. И. Нигматулин также провел оценку, как технологического состояния отрасли, так и существующей системы управления, в ходе которой им были обнаружены существенные проблемы российского энергетического комплекса.

Во-первых, это высокая степень износа основных фондов энергетики (до 60 %) при низких темпах их обновления и создания строительных заделов. Более 90 % мощностей действующих электростанций, 83 % зданий, 70 % котельных, 70 % технологического оборудования электрических сетей и 66 % тепловых сетей было построено еще до 1990 г. Все это приводит к снижению надежности и безаварийности электроснабжения потребителей, увеличению удельного расхода топлива, а также к сверхнормативным потерям в электрических сетях (до 14 % вместо нормативных 8 %).

Во-вторых, это низкий КПД российских ГРЭС, обусловленный использованием паросилового цикла.

В-третьих, для российской энергосистемы характерен избыток установленных мощностей, вызванный диспетчерскими и технологическими ограничениями мощности, достигающими 14 %. Это приводит к завышению тарифов, так как избыточные мощности также оплачиваются потребителем, и снижению коэффициента использования установленной мощности (КИУМ).

Следующей негативной тенденцией развития энергетики является резкое сокращение государственного финансирования НИОКР в электроэнергетике (основные вливания идут в атомную энергетику, находящуюся под исключительным контролем государства).

Одной из самых значимых проблем современной российской энергетики является неэффективность существующей системы управления, проявляющейся в следующем:

‒ отсутствие жесткой координации планирования электропотребления, развития генерирующих мощностей, электросетевого комплекса, газотранспортной системы, железных дорог, водных путей, автодорог, то есть отсутствует достаточное инфраструктурное обеспечение электроэнергетического комплекса;

‒ отсутствует эффективный механизм ценообразования – все участники рынка электрической энергии и мощности стремятся к увеличению цен своих долей, формирующих стоимость электроэнергии. При этом потребитель приобретает электрическую энергию по фиксированной цене, предложенной сбытовыми компаниями;

‒ отсутствие систем учета и компенсации реактивной мощности и, как следствие, рост сверхнормативных потерь;

‒ стимулирование правилами оптового рынка электрической энергии и мощности строительства дорогостоящих АЭС и ГЭС. Это связано с тем, что продажная цена электроэнергии на сутки вперед устанавливается по наибольшей (маржинальной) цене, которую указывает последний отбираемый поставщик. В первой ценовой зоне, это практически всегда газовые ТЭС, во второй – угольные ТЭС, чья стоимость электроэнергии ежегодно вырастает на 15-20 % в связи с соответствующим ростом цен на органическое топливо. ГЭС и АЭС технологически не используют органическое топливо, поэтому рост маржинальной стоимости электроэнергии на оптовом рынке стимулирует необоснованный рост цены электроэнергии от этих станций. В результате ГЭС и АЭС увеличили чистую прибыль соответственно на 122 и 49 %.Также имеет место дискриминация на оптовом рынке генерирующих компаний ТЭС по сравнению с Росэнергоатомом и Русгидро, у которых в себестоимость включена инвестиционная составляющая (около 50 млрд. руб. в год);

‒ отсутствие независимого контроля над ценой ядерного топлива;

‒ завышенная цена газа (на 10-15 %), обусловленная отсутствием допуска независимых поставщиков к газотранспортной системе страны;

‒ завышенная стоимость услуг на транспорт электрической энергии, отсутствие жесткого контроля со стороны ФСТ и Минэнерго за издержками при эксплуатации сетей и эффективностью реализации инвестиционной программы ПАО «Россети»;

‒ увеличение численности эксплуатационного персонала.

7. Недостаточный уровень доступности энергетической инфраструктуры, наличие технологических барьеров на оптовом рынке электрической энергии и мощности.

8. Высокая зависимость электроэнергетики от природного газа и угля.

Выводы

Современного состояния энергетики России характеризуется следующими тенденциями:

1) лавинообразное нарастание процесса старения основного оборудования электростанций и электрических сетей, опережающее темпы обновления основных производственных фондов;

2) снижение надежности энергоснабжения и наличие сверхнормативных потерь как электрической, так и тепловой энергии;

3) сокращение финансовых вливаний в НИОКР и, как следствие снижение научно-технического потенциала энергетической отрасли, а также отраслей отечественного энергомашиностроения и электромашиностроения (что в свою очередь приводит к отсутствию на российском рынке высокотехнологичного конкурентоспособного оборудования, отставанию в сфере разработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии);

4) перекос государственных инвестиций в сторону атомной энергетики и гидроэнергетики при дефиците частных инвестиций;

5) недостаток маневренных электростанций, покрывающих пиковую и полупиковую зоны нагрузки и позволяющих обеспечить наиболее рациональную загрузку генерирующих мощностей. Низкая экономическая и энергетическая эффективность отрасли, обусловленная низким КПД ТЭС, наличием сверхнормативных потерь, неоптимальными режимами работы ТЭЦ;

7) недостаточный уровень доступности энергетической инфраструктуры, наличие технологических барьеров на оптовом рынке электрической энергии и мощности;

8) высокая зависимость электроэнергетики от природного газа и угля.

Глава 3. Перспективы развития электроэнергетики в Российской Федерации

При рассмотрении перспектив развития российской энергетики обнаруживаются расхождения государственных стратегических планов и сценариев развития и независимых экспертных оценок. Согласно Проекту Энергетической стратегии России на период до 2035 года рассматриваются три сценария социально-экономического развития России в долгосрочной перспективе.

Первый сценарий Консервативный. Его основными характеристиками являются: умеренные долгосрочные темпами роста экономики; активная модернизация топливно-энергетического и сырьевого секторов на основе импортных технологий и знаний; относительное отставание российской экономики в гражданских высоко и среднетехнологичных секторах.

Второй сценарий – Инновационный – характеризуется усилением инвестиционной направленности экономического роста. Он опирается на создание современной транспортной инфраструктуры и конкурентоспособного сектора высокотехнологичных производств и экономики знаний наряду с модернизацией энерго-сырьевого комплекса.

Третий сценарий – Целевой (или форсированный) – разработан на базе инновационного сценария. Он характеризуется форсированными темпами роста, повышенной нормой накопления частного бизнеса, созданием масштабного несырьевого экспортного сектора и значительным притоком иностранного капитала.

При этом, в качестве основного рассматривается инновационный сценарий развития, что связано с негативной динамикой ВВП, предполагающей, что в ближайшие годы темпы роста ВВП и большинства иных показателей, с высокой вероятностью, будут ниже даже консервативного сценария.

Данный сценарий предполагает модернизацию электроэнергетики России, которая преследует следующие цели (Программе «Модернизация электроэнергетики России на период до 2020 г.»):

1. Кардинальное обновление электроэнергетики России на базе отечественного и мирового опыта.

2. Преодоление нарастающего технологического отставания, морального и физического старения основных фондов.

3. Повышение надежности энергоснабжения и энергетической безопасности страны.

4. Снижение роста тарифов на электрическую и тепловую энергию.

За счет реализации данных мероприятий предполагается достижение следующих целевых показателей:

‒ вывод из эксплуатации физически и морально изношенного оборудования – 26 405 МВт, ввод новых мощностей – 83 301 МВт;

‒ увеличение КПД станций до следующих величин: новые ТЭС на базе ПГУ – не менее 50 %, новые угольные станции – не менее 38 %, новые и модернизированные АЭС – не менее 34 %;

‒ снижение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС с 332,7 до 300 г.у.т./кВтч; снижение потерь в ЕНЭС с 4,8 до 4 %, в распределительных сетях – с 8,9 до 6,5 %;

‒ повышение проектного показателя балансовой мощности до 0,9991 (с 0,996).

Ключевыми отличиями Энергетической стратегии России на период до 2035 г. являются:

ориентация на более сдержанные темпы развития экономики страны;
переход от экспортно-ориентированного ресурсно-сырьевого к ресурсно-инновационному развитию энергетики России, в первую очередь, за счет развития секторов глубокой переработки углеводородного сырья и нефтегазохимии, а также за счет более глубокой электрификации отечественной промышленности, ЖКХ и транспорта;
изменение роли ТЭК в жизни страны: переход от роли финансового «донора» и промышленного «локомотива» к обеспечению функций «стимулирующей инфраструктуры» социально-экономического развития страны.

Приоритетная роль глубокой электрификации и движение в сторону «электрического мира» подтверждается заявленными в ЭС-2035 показателями. При общем росте ВВП к 2035 г. (по сравнению с 2010 г.) в 2,5 раза рост энергопотребления составит всего 27÷30%, а рост электропотребления – в 1,6÷1,7 раза (со среднегодовым темпом прироста в 1,7÷1,8%). Такая потребность роста обусловлена задачами роста производительности труда в промышленности, повышения комфорта и качества жизни населения в ЖКХ, сфере услуг и на транспорте.

Глубокая электрификация позволит расширить сферу применения электроэнергии при добыче нефти и газа за счет электрических методов обустройства скважин и интенсификации извлечения ресурсов; при транспортировке за счет использования электрических методов сжижения газа и получения газогидратов, замены газовых приводов на электрические в трубопроводных системах; в нефтепереработке и нефтегазохимии за счет использования новых электрохимических катализаторов и новых технологий.

Электрификация в быту предполагает более широкое использование электропищеприготовления (взамен газовых плит в жилом секторе), электроотопления и электробойлерных установок, электроосвещения, климат-контроля. Предполагается достаточно интенсивное развитие электротранспорта, в первую очередь, общественного (автобусов и троллейбусов с новыми электроаккумуляторными установками).

Существенно изменится структура конечного энергопотребления: доля электрической энергии повысится с 17 до 25%, а доля тепла снизится с 49 до 40%.

Произойдет дальнейшее сближение функций и структуры производства и потребления электрической энергии. При общем увеличении электрической мощности генерирующих установок на 1/3 (в т.ч. за счет АЭС – в 2 раза, ВИЭ – в 2,5 раза, КЭС – на 20%, ТЭЦ – на 15%) более быстрыми темпами будут развиваться системы децентрализованного энергоснабжения, обеспечивающие меньшие потребности в электросетевом строительстве и исключение проблем с подключением распределенной генерации к сетям ВН.

Более активно будут использованы возможности зданий с «нулевым» энергообеспечением, вторичных энергоресурсов, а также электрохимические методы утилизации ТБО, использования ЗШО, развития ко- и тригенерации.

Должна быть усилена роль активного потребителя в инвестиционном процессе, обеспечении резерва мощностей, управления режимами с целью предотвращения каскадного развития аварий в энергообъединениях.

Стимулирующая инфраструктура предполагает формирование ЕНЭС и других транспортно-энергетических коммуникаций для интеграции всех регионов стран в единую энергопромышленную систему, состоящую из территориально-производственных кластеров и межсистемных связей. Энергообъединение будет формироваться как за счет ВЛ 500-750-1150 кВ, играющих функции не только энергомостов, но и «коридоров развития», так и за счет сетей среднего напряжения 110÷220 кВ, стимулирующих подключение потребителей по трассе «коридоров», в том числе и городов-мегаполисов.

В перспективе (к 2035 г. и далее) предполагается 3 широтных и 2 меридиальных коридора: Севморпуть с соответствующей энергетической инфраструктурой, Северный сибирский ход от Воркуты через Полярный Урал, Ново-Уренгойскую ГЭС с продолжением на Вилюйскую ГЭС и Магадан, а также развитие электрических связей вдоль Транссиба и БАМа. В направлении север-юг – это маршрут от Полярного Урала до Туркмении и от ГЭС АЕК до ГЭС в Центральной Азии.

Стратегия развития электросетевого комплекса ЕЭС предполагает сочетание системообразующих связей и распределительных сетей, в том числе и для объединения децентрализованной электрогенерации.

Объемы модернизации основной электрической сети составят свыше 50 тыс. км ВЛ 220 кВ и выше, 100 тыс. МВА трансформаторных мощностей. Это позволит увеличить долю оборудования со сроком службы менее 25 лет с 30 до 60%. При этом возрастает роль и значение новых технических средств управления перетоками: создание гибких линий (FACTS), статических компенсаторов СТАТКОМ, ФПУ, асинхронизированных компенсаторов реактивной мощности, вставок постоянного тока, накопителей. Большое значение для управления энергосистемами приобретут интеллектуальные сети Smart Grid с активно-адаптивными схемами и устройствами.

Энергетическая инфраструктура России предполагает и формирование общего энергетического пространства Евразийского экономического союза. Создание «новой ЕЭС» – это не только сеть физических энергокоммуникаций ячеистой структуры, но и интеграции инвестиционных, инновационных и институциональных рыночных инфраструктурных связей.

Принципиально новой задачей развития электроэнергетики в ЭС-2035 является решение проблем тарифного регулирования, обеспечивающего рост цен не выше уровня инфляции, привлечения инвестиций за счет бюджета, ДПМ и заинтересованного участия потребителей в инвестиционном процессе долгосрочного развития электроэнергетики.

Вывод

Перспективными направлениями развития электроэнергетики в России являются: переход от экспортно-ориентированного ресурсно-сырьевого к ресурсно-инновационному развитию энергетики России, в первую очередь, за счет развития секторов глубокой переработки углеводородного сырья и нефтегазохимии, а также за счет более глубокой электрификации отечественной промышленности, ЖКХ и транспорта; изменение роли ТЭК в жизни страны: переход от роли финансового «донора» и промышленного «локомотива» к обеспечению функций «стимулирующей инфраструктуры» социально-экономического развития страны.

Заключение

Современного состояния энергетики России характеризуется следующими тенденциями:

1) Лавинообразное нарастание процесса старения основного оборудования электростанций и электрических сетей, опережающее темпы обновления основных производственных фондов;

8) высокая зависимость электроэнергетики от природного газа и угля.

Список литературы

Федеральным законом от 26.03.2003 г. № 35 «Об электроэнергетике».

Энергетическая стратегия России на период до 2030 года Утверждена Распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г № 1715-р
Анализ итогов реформирования РАО «ЕЭС России» и оценка эффективности деятельности созданных на его базе структур: доклад министра энергетики РФ А. Новака на парламентских слушаниях в Государственной Думе 06.11.2013 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.myshared.ru/slide/543004/ (дата обращения: 22.02.2018).
Анализ результатов реформы электроэнергетики и предложений по росту ее эффективности: аналитический доклад. М., 2013.
Вишневский Б. Пойдем калифорнийским путем? // [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://russia-today.ru.

Воропай Н.И., Стенников В.А. Энергетическая стратегия России: изменяющийся взгляд на развитие электроэнергетики // Энергетическая политика. 2013. № 2. С. 66-71.

Гибадуллин А.А., Гибадуллин И.А. Современные основы функционирования электроэнергетики России // Мир науки. 2014. № 3. С. 4.

Гительман Л. Д., Ратников Б. Е. Экономика и бизнес в электроэнергетике. М., 2013.

Жиров А. С. Предпосылки реформирования и актуальные проблемы развития отраслей электроэнергетики в России в контексте опыта индустриальных государств // Вестник академии. – №2. – 2011. – С. 22-27

Кириллова О.В. Перспективы развития электроэнергетики в России // В сборнике: Перспективы развития науки и образования сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции. 2014. С. 62-64.

Ковалев Г.Ф. Условия инновационного развития электроэнергетики России // Главный энергетик. 2014. № 3. С. 28-33.

Макаров А. А. Долгосрочный прогноз развития энергетики мира и России / А. А. Макаров, Т. А. Митрова, В. А. Кулагин // Экономический журнал ВШЭ. – 2012. - №2. – С. 172-204.

Миллер М. Модели государственной энергетической политики в современном мире // Власть. – 2011. - № 4. – С. 143-146.

Нигматулин Б. И. Электроэнергетика России. Мифы и реальность // Официальный сайт: Институт проблем естественных монополий. – 2011. – Режим доступа: http://ipem.ru/news/publications/434.html.
Новак А. В. Доклад от 27.11.2013. О состоянии и перспективах развития электроэнергетики в Российской Федерации [Электронный ресурс] // Официальный интернет – портал министерства энергетики Российской Федерации. – Режим доступа: www.minenergo.gov.ru /press/doklady/17017.html.
Салов В. З. Особенности состояния современной энергетики и оценка энергоэффективности энергетического комплекса России // Электротехнический рынок. – 2012. – № 3 (45). – С. 22-25.

Троицкий А.А. Ключевые перспективы электроэнергетики России // Энергетическая политика. 2014. № 1. С. 22-28.

Экономика России, цифры и факты. Ч. 7. Энергетика. 2015 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.utmagazine.ru/posts/10560-ekonomika-rossii-cifry-i-fakty-chast-7-energetika (дата обращения: 20.02.2018).
Электроэнергия. Передача и распределение: О совмещении функций сбытовой и сетевой организаций. М., 2014 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.eepr.ru/2014/11/17/o-sovmeshheniifunkcij-sbytovoj-i-setevoj-organizacij/ (дата обращения: 22.02.2018).
Энергетика и промышленность России: Минэнерго РФ предлагает ввести лицензирование энергосбытов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.eprussia.ru/news/base/2016/4887574.htm (дата обращения: 16.02.2018).
Энергетическая отрасль [Электронный ресурс] // Министерство энергетики Российской Федерации [Официальный сайт]. – Режим доступа: http://minenergo.gov.ru /aboutminen/energostrategy/.

Электроэнергетика России: проблемы выбора модели развития: аналитический доклад. М., 2014.

Сайт Ассоциации «НП Совет» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.np-sr.ru/market/ cominfo/rus/index.htm (дата обращения: 22.02.2018).
Сайт ОГУЭП «Облкоммунэнерго» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.облкоммунэнерго38.рф/index.php/raskrytie-informatsii (дата обращения: 20.02.2018).
Сайт ООО «Иркутскэнергосбыт» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.sbyt. irkutskenergo.ru/qa/3626.html (дата обращения: 20.02.2018).
Сайт гидрометцентра России [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.meteoinfo. ru/?id=1691&option=com_content&view=article (дата обращения: 20.02.2018).

Ковалев Г.Ф. Условия инновационного развития электроэнергетики России // Главный энергетик. 2014. № 3. С. 28-33. ↑
Жиров А. С. Предпосылки реформирования и актуальные проблемы развития отраслей электроэнергетики в России в контексте опыта индустриальных государств // Вестник академии. – №2. – 2011. – С. 22-27 ↑
Воропай Н.И., Стенников В.А. Энергетическая стратегия России: изменяющийся взгляд на развитие электроэнергетики // Энергетическая политика. 2013. № 2. С. 66-71. ↑
Троицкий А.А. Ключевые перспективы электроэнергетики России // Энергетическая политика. 2014. № 1. С. 22-28. ↑
Гибадуллин А.А., Гибадуллин И.А. Современные основы функционирования электроэнергетики России // Мир науки. 2014. № 3. С. 4. ↑
Кириллова О.В. Перспективы развития электроэнергетики в России // В сборнике: Перспективы развития науки и образования сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции. 2014. С. 62-64. ↑
Макаров А. А. Долгосрочный прогноз развития энергетики мира и России / А. А. Макаров, Т. А. Митрова, В. А. Кулагин // Экономический журнал ВШЭ. – 2012. - №2. – С. 172-204. ↑
Ковалев Г.Ф. Условия инновационного развития электроэнергетики России // Главный энергетик. 2014. № 3. С. 28-33. ↑
Воропай Н.И., Стенников В.А. Энергетическая стратегия России: изменяющийся взгляд на развитие электроэнергетики // Энергетическая политика. 2013. № 2. С. 66-71. ↑
Миллер М. Модели государственной энергетической политики в современном мире // Власть. – 2011. - № 4. – С. 143-146. ↑
Вишневский Б. Пойдем калифорнийским путем? // [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://russia-today.ru. ↑
Кириллова О.В. Перспективы развития электроэнергетики в России // В сборнике: Перспективы развития науки и образования сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции. 2014. С. 62-64. ↑
Гибадуллин А.А., Гибадуллин И.А. Современные основы функционирования электроэнергетики России // Мир науки. 2014. № 3. С. 4. ↑
Троицкий А.А. Ключевые перспективы электроэнергетики России // Энергетическая политика. 2014. № 1. С. 22-28. ↑
Гибадуллин А.А., Гибадуллин И.А. Современные основы функционирования электроэнергетики России // Мир науки. 2014. № 3. С. 4. ↑
Ковалев Г.Ф. Условия инновационного развития электроэнергетики России // Главный энергетик. 2014. № 3. С. 28-33. ↑
Воропай Н.И., Стенников В.А. Энергетическая стратегия России: изменяющийся взгляд на развитие электроэнергетики // Энергетическая политика. 2013. № 2. С. 66-71. ↑
Гибадуллин А.А., Гибадуллин И.А. Современные основы функционирования электроэнергетики России // Мир науки. 2014. № 3. С. 4. ↑
Троицкий А.А. Ключевые перспективы электроэнергетики России // Энергетическая политика. 2014. № 1. С. 22-28. ↑
Кириллова О.В. Перспективы развития электроэнергетики в России // В сборнике: Перспективы развития науки и образования сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции. 2014. С. 62-64. ↑
Жиров А. С. Предпосылки реформирования и актуальные проблемы развития отраслей электроэнергетики в России в контексте опыта индустриальных государств // Вестник академии. – №2. – 2011. – С. 22-27 ↑
Воропай Н.И., Стенников В.А. Энергетическая стратегия России: изменяющийся взгляд на развитие электроэнергетики // Энергетическая политика. 2013. № 2. С. 66-71. ↑
Энергетическая отрасль [Электронный ресурс] // Министерство энергетики Российской Федерации [Официальный сайт]. – Режим доступа: http://minenergo.gov.ru /aboutminen/energostrategy/. ↑
Новак А. В. Доклад от 27.11.2013. О состоянии и перспективах развития электроэнергетики в Российской Федерации [Электронный ресурс] // Официальный интернет – портал министерства энергетики Российской Федерации. – Режим доступа: www.minenergo.gov.ru /press/doklady/17017.html. ↑
Кириллова О.В. Перспективы развития электроэнергетики в России // В сборнике: Перспективы развития науки и образования сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции. 2014. С. 62-64. ↑
Троицкий А.А. Ключевые перспективы электроэнергетики России // Энергетическая политика. 2014. № 1. С. 22-28. ↑
Кириллова О.В. Перспективы развития электроэнергетики в России // В сборнике: Перспективы развития науки и образования сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции. 2014. С. 62-64. ↑
Воропай Н.И., Стенников В.А. Энергетическая стратегия России: изменяющийся взгляд на развитие электроэнергетики // Энергетическая политика. 2013. № 2. С. 66-71. ↑
Троицкий А.А. Ключевые перспективы электроэнергетики России // Энергетическая политика. 2014. № 1. С. 22-28. ↑
Воропай Н.И., Стенников В.А. Энергетическая стратегия России: изменяющийся взгляд на развитие электроэнергетики // Энергетическая политика. 2013. № 2. С. 66-71. ↑
Ковалев Г.Ф. Условия инновационного развития электроэнергетики России // Главный энергетик. 2014. № 3. С. 28-33. ↑
Электроэнергетика России: проблемы выбора модели развития: аналитический доклад. М., 2014. ↑
Анализ результатов реформы электроэнергетики и предложений по росту ее эффективности: аналитический доклад. М., 2013. ↑
Гительман Л. Д., Ратников Б. Е. Экономика и бизнес в электроэнергетике. М., 2013. – С. 102. ↑
Сайт Ассоциации «НП Совет» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.np-sr.ru/market/ cominfo/rus/index.htm (дата обращения: 22.02.2018). ↑
Экономика России, цифры и факты. Ч. 7. Энергетика. 2015 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.utmagazine.ru/posts/10560-ekonomika-rossii-cifry-i-fakty-chast-7-energetika (дата обращения: 20.02.2018). ↑
Федеральным законом от 26.03.2003 г. № 35 «Об электроэнергетике». ↑
Анализ итогов реформирования РАО «ЕЭС России» и оценка эффективности деятельности созданных на его базе структур: доклад министра энергетики РФ А. Новака на парламентских слушаниях в Государственной Думе 06.11.2013 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.myshared.ru/slide/543004/ (дата обращения: 22.02.2018). ↑
Электроэнергия. Передача и распределение: О совмещении функций сбытовой и сетевой организаций. М., 2014 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.eepr.ru/2014/11/17/o-sovmeshheniifunkcij-sbytovoj-i-setevoj-organizacij/ (дата обращения: 22.02.2018). ↑
Сайт ОГУЭП «Облкоммунэнерго» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.облкоммунэнерго38.рф/index.php/raskrytie-informatsii (дата обращения: 20.02.2018). ↑
Сайт ООО «Иркутскэнергосбыт» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.sbyt. irkutskenergo.ru/qa/3626.html (дата обращения: 20.02.2018). ↑
Сайт ОГУЭП «Облкоммунэнерго» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.облкоммунэнерго38.рф/index.php/raskrytie-informatsii (дата обращения: 20.02.2018). ↑
Сайт ОГУЭП «Облкоммунэнерго» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.облкоммунэнерго38.рф/index.php/raskrytie-informatsii (дата обращения: 20.02.2018). ↑
Сайт гидрометцентра России [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.meteoinfo. ru/?id=1691&option=com_content&view=article (дата обращения: 20.02.2018). ↑
Сайт ОГУЭП «Облкоммунэнерго» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.облкоммунэнерго38.рф/index.php/raskrytie-informatsii (дата обращения: 20.02.2018). ↑
Сайт ОГУЭП «Облкоммунэнерго» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.облкоммунэнерго38.рф/index.php/raskrytie-informatsii (дата обращения: 20.02.2018). ↑
Сайт ОГУЭП «Облкоммунэнерго» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.облкоммунэнерго38.рф/index.php/raskrytie-informatsii (дата обращения: 20.02.2018). ↑
Энергетика и промышленность России: Минэнерго РФ предлагает ввести лицензирование энергосбытов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.eprussia.ru/news/base/2016/4887574.htm (дата обращения: 16.02.2018). ↑
Салов В. З. Особенности состояния современной энергетики и оценка энергоэффективности энергетического комплекса России // Электротехнический рынок. – 2012. – № 3 (45). – С. 22-25. ↑
Нигматулин Б. И. Электроэнергетика России. Мифы и реальность // Официальный сайт: Институт проблем естественных монополий. – 2011. – Режим доступа: http://ipem.ru/news/publications/434.html. ↑