Современные проблемы электроэнергетики в России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В 90-е годы XX века в российской экономике характеризуются трансформацией конституционного устройства, хозяйственной системы, принципов и методов управления национальной промышленностью. Созданные в России организационно-экономические механизмы при отсутствии единой системы государственного регулирования экономики привели к резкому сокращению финансирования высокотехнологичных отраслей промышленности, падению наукоемкости промышленного производства, сокращению научно-исследовательских, фундаментальных, прикладных и опытно-конструкторских разработок, определяющих технологическое развитие экономики и научно-технологический прогресс в целом.

На современном этапе развития экономических отношений одной из важнейших задач является максимально возможная экономия и рациональное использование всех видов ресурсов.

В послании Федеральному собранию 14 января 2010 года президент Российской Федерации Дмитрий Медведев отметил: «Отечественная экономика должна, наконец, переориентироваться именно на реальные потребности людей, а они сегодня главным образом связаны с обеспечением безопасности, с улучшением здоровья, с доступом к энергии и с доступом к информации. Отсюда и наш выбор приоритетов модернизации экономики и технологического развития. Они являются ключевыми для выхода России на новый технологический уровень, для обеспечения лидерских позиций в мире. Это внедрение новейших медицинских, энергетических и информационных технологий, развитие космических и телекоммуникационных систем, радикальное повышение энергоэффективности. Повышение энергоэффективности, переход к рациональной, инновационной модели потребления ресурсов является ещё одним приоритетом в модернизации нашей экономики».

К наиболее острым вопросам электроэнергетики в России относятся:

- необходимость сопровождения изменений на оптовом рынке электроэнергии изменениями в рынке тепла. В противном случае наиболее эффективная когенерация становится неконкурентоспособной;

- необходимость обеспечения реальной конкуренции в розничном рынке, создающей основу для рыночного функционирования сбытовых компаний параллельно с усилением регламентации деятельности гарантирующих поставщиков. Сформировавшиеся сбытовые компании должны получить возможность ведения рыночного бизнеса, а не только уменьшения монопольных заработков, при этом регулирование деятельности гарантирующих поставщиков должно обеспечивать покрытие их издержек и необходимую рентабельность. В противном случае, возможно появление разрывов в платежах;

- необходимость усиления борьбы с неплательщиками (в первую очередь, структурами ЖКХ - управляющими компаниями и теплоснабжающими МУПами);

- необходимость усиления борьбы с перекрестным субсидированием, вызывающим рост тарифов в основном для малого и среднего бизнеса.

Наличием этих проблем обуславливается актуальность темы данной работы.



1. Количественные характеристики электроэнергетической отрасли

Электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики, обеспечивающей электрической и тепловой энергией внутренние потребности народного хозяйства и населения, а также осуществляющей экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Основным потребителем электроэнергии является промышленность, объёмы электроэнергии, потреблённой по отраслям.

Современный электроэнергетический комплекс России включает около 600 электростанций единичной мощностью свыше 5 МВт.

Установленная мощность парка действующих электростанций по типам генерации имеет следующую структуру: 21% - объекты гидроэнергетики, 11% - атомные электростанции, 68% - тепловые электростанции. В 2009 году было произведено 652 млрд. кВт-ч. тепловой энергии, 164 млрд.кВт-ч. гидроэнергетики, 176 млрд.кВт-ч. - атомной энергии.

Правовые основы функционирования электроэнергетики как отрасли российской экономики в настоящее время претерпевают существенные изменения в рамках реформы. Временные рамки реформы российской электроэнергетики принято ограничивать 2001 и 2010 годами.

Основными целями реформы стали следующие:

- повышение эффективности предприятий отрасли;

- создание условий для развития отрасли на основе стимулирования инвестиций;

- обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.

Задачи реформы:

- изменение системы государственного регулирования отрасли: существенное изменение законодательства;

- формирование конкурентного рынка электроэнергии;

- осуществление разделения естественно-монопольных и потенциально конкурентных функций;

- создание вместо вертикально-интегрированных компаний - структур, специализирующихся на отдельных видах деятельности;

- усиление государственного контроля в естественно-монопольных сферах;

- расширение и создание конкуренции в остальных сферах.

2. Этапы реформирования электроэнергетической отрасли

Выделяют три этапа реформы российской электроэнергетики.

Этап 1. 2001 - 2003 гг.:

- принятие Постановления Правительства РФ №526 от 11 июля 2001 года «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», которым были определены основные направления реформирования электроэнергетики;

- принят ряд основополагающих нормативных документов, в том числе Федеральный закон №35-ФЗ «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 года, устанавливающий правовые основы экономических отношений в сфере электроэнергетики.

Этап 2. 2003 - 2008 гг.

- реализованы основные действия по реорганизации РАО ЕЭС;

- созданы новые компании: межрегиональные распределительные сетевые компании, федеральная сетевая компания, 20 генерирующих компаний оптового рынка, сеть региональных энергосбытовых компаний;

- созданы новые компании, отвечающие за организацию работы рынков электрической энергии и мощности, разработку правил функционирования этих рынков, а также осуществляющих оперативно-диспетчерское управление электроэнергетическими режимами работы единой энергосистемы страны (ОАО «АТС», НП Совет рынка, ОАО СО ЕЭС);

- запущен оптовый рынок электрической энергии, а также розничные рынки;

- с 1 января 2007 года начался процесс постепенного увеличения доли электрической энергии, отпускаемой по нерегулируемым (свободным) ценам с одновременным снижением доли электрической энергии, отпускаемой по регулируемым ценам - так называемая либерализация рынка;

- приняты Правила функционирования оптового и розничных рынков ПП РФ №643 от 24.10.2003 и ПП РФ №530 от 31.08.2006.

Этап 3. 2008 - 2010 г.г.

- с 1 июля 2008 года прекратило существование РАО ЕЭС;

- с 1 июля 2008 запущен рынок электрической мощности;

- либерализация рынка мощности «догнала» либерализацию рынка электрической энергии.

Существуют мнения о том, отрезок времени 2010-2011 годов станет очередным этапом в реформировании электроэнергетической отрасли, в котором проявят себя специфические отраслевые особенности посткризисной рецессии.

3. Особенности и тенденции развития российской электроэнергетики

Основная задача, которая стоит перед электро- и теплоэнергетикой, - обеспечение устойчивого и экономически эффективногоэнергоснабжения предприятий и населения Российской Федерации как условие ритмичной работы экономики страны и жизнеобеспечения нашего населения.

В 2010 году потребление электроэнергии в Российской Федерации возросло по сравнению с 2009 г. на 4,5 % и составило 1021 млрд. кВт.ч. Высокий рост электропотребления в 2010 г. связан как с выходом экономики страны из кризиса, так и с погодными условиями - холодной зимой и жарким летом. При этом в 2010 г. еще не было достигнуто электропотребление предкризисного 2007 г. и уровень 1990 г.

В 2010 году электростанции Российской Федерации выработали 1025 млрд. кВтч, в т.ч. ТЭС - 678,5 млрд.кВт·ч, ГЭС - 168,4 млрд.кВт·ч, АЭС - 170,1 млрд.кВт·ч. При этом в ЕЭС России было произведено 1 004,7 млрд. кВтч электроэнергии, что на 47,6 млрд. кВтч или на 4,6% больше, чем в 2009 году.Однако все еще не достигнуты объемы производства, зафиксированные в 2008 году (1 040,4 млрд. кВтч).

Отпуск тепловой энергии ТЭЦ (без котельных) составил 507,2 млн. Гкал, прирост относительно 2009 г. - 2,7 %.

Ключевыми особенностями баланса электроэнергии в 2010 г. являются:

- прирост электропотребления в Российской Федерации на 4,5% к уровню кризисного 2009 г. (но еще не был достигнут предкризисный уровень 2008 г);

- увеличение объемов производства электроэнергии тепловыми электростанциями на 7%, обусловленное приростом электропотребления к уровню 2009 г. и снижением объемов производства электроэнергии на ГЭС;

- снижение объемов производства электроэнергии гидроэлектростанциями на 4.4%, обусловленное снижением выработки электроэнергии на Саяно-Шушенской ГЭС и тем, что в 2009 г. объемы производства электроэнергии на большинстве других ГЭС значительно превысили уровни среднемноголетних значений;

- увеличение производства электроэнергии атомными электростанциями на 4,2%, связанное с вводом в эксплуатацию второго энергоблока Ростовской АЭС в 2010 г.;

- увеличение производства электроэнергии станциями розничного рынка, в т.ч. обусловленное ростом числа этих электростанций;

- увеличение сальдированного экспорта электроэнергии относительно 2009 г., связанное с увеличением объемов экспорта электроэнергии в Республику Беларусь, Украину, КНР, Финляндию и страны Балтии (прежде всего, в Литву в силу вывода из эксплуатации в 2010 г. Игналинской АЭС и ремонта ЛЭП Смоленская АЭС - Белорусская 750 кВ).

В 2011 г. в соответствии с энергетическим балансом, утвержденным ФСТ России, производство электрической энергии составит 1027,3 млрд.кВтч и увеличится по сравнению с 2010 г. на 2 млрд.кВтч или на 0,17 %.

Годовой максимум нагрузки электростанций ЕЭС России составил 151,3 млн. кВт и был зафиксирован 26.01.2010 в 18-00. С учетом изолированно работающих энергосистем максимум нагрузки составил 153,2 млн кВт. При этом годовой совмещенный максимум нагрузки потребления электрической мощности ЕЭС России составил 149,16 млн кВт, что на 0,86 млн кВт ниже годового максимума 2009 г. (150,0 млн кВт)

Сальдо внешних перетоков при прохождении максимума нагрузки составило 2114 МВт на выдачу из России, что на 299 МВт выше, чем в 2009г.

Установленная мощность электростанций Российской Федерации в 2010 г. достигла 220,3 млн.кВт, в том числе 214,9 млн.кВт - в составе ЕЭС России, что на 20,5 млн.кВт превысило аналогичный показатель 1990 г. (199,8 млн.кВт).При том, что максимум нагрузки ЕЭС России 1990 года (156,3 млн.кВт) в пост-советский период превышен не был. Увеличение установленной мощности электростанций ЕЭС России в 2010 г. составило 3229,95 МВт за счет вводов нового, перемаркировки, модернизации действующего генерирующего оборудования, а также учета в ЕЭС России (и присоединения) ранее введенных энергоблоков.

Наиболее крупные мощности, введенные в 2010 году - блок № 2 мощностью 1 000 МВт на Ростовской АЭС, блок № 7 мощностью 393 МВт на Шатурской ГРЭС, 2-й энергоблок мощностью 425 МВт на Калининградской ТЭЦ-2. Также в 2010 году было фактически завершено сооружение блока 8 ТЭЦ-26 (ОАО «Мосэнерго», 420 МВт). Примерно половина мощностей была введена частными компаниями; 1 302 МВт - по договорам предоставления мощности.

За последние 10 лет вводы генерирующих мощностей в 2010 г. являются одними из самых объемных (около 3 ГВт - почти в 2 раза больше, чем в 2009 г.) - на уровне 2005 г., когда было введено 3 247 МВт, в т.ч. блок 1000 МВт на Калининской АЭС

Выведено из эксплуатации генерирующего оборудования электростанций ЕЭС России суммарной мощностью 1 006,7 МВт.

В 2010 году введено 17 965 км общей протяженности линий электропередачи и 18 279 МВА трансформаторной мощности подстанций. По сравнению с 2009 г. объем вводов трансформаторных мощностей и сетей электропередачв 2010 г. увеличился на 12и 46 %, соответственно.

Основными видами топлива для генерирующих компаний в сфере централизованного энергоснабжения в Российской Федерации являются: газ (около 70 %) и уголь (около 27%). Резервным топливом для большинства генерирующих компаний является мазут. В 2010 г. на электростанции поставка газа составила 162,1 млрд. куб. м, топочного мазута - 3436,4 тыс. тонн, угля - 128,8 млн. тонн. По сравнению с 2009 г. поставка газа возросла на 7,8%, угля - на 10,4%.

Инвестиции государственных энергетических компаний в 2010 г. составили 602 млрд. руб., что на 35% больше, чем в 2009 г. (447 млрд. руб.).

Несмотря на обширные инвестиционные программы, угрожающее старение основных фондов сохраняется. По оценочным данным, физический износ основных фондов в целом по России составляет: котельных - 54,2%, трансформаторных подстанций - 57,4%, тепловых сетей - 57,8%, электрических сетей - 51,32%.Степень износа объектов электро- и теплоэнергетики в настоящее время по отдельным территориям достигает 70-80%.

Уровень износа оборудования и необходимость повышения энергоэффективности отрасли требует вывода из эксплуатации в ближайшие 20 лет 67,7 ГВт мощностей, в том числе на ТЭС - 51,2 ГВт и на АЭС - 16,5 ГВт. Демонтаж оборудования в варианте активного обновления электроэнергетики требуется в объеме 118,3 ГВт.

Все это отражается на уровне надежности работы отрасли и качества ресурсоснабжения потребителей. В настоящее время этот уровень в Российской Федерации в десятки раз ниже, чем в европейских странах.

4. Задачи инновационного развития электроэнергетики и способы их достижения

В настоящее время перед электро- и теплоэнергетикой стоят следующие задачи:

- оптимизация стоимости электро- и теплоэнергии по всей цепочке формирования стоимости (цены) -на оптовом и на розничном рынках, в секторе передачи и сбыта электро- и теплоэнергии;

- учет особенностей и индивидуальных предпочтений потребителей при формировании цен и условий поставки электро- и теплоэнергии;

- ликвидация перекосов цен (тарифов), связанных с перекрестным субсидированием как между населением и промышленностью, так и между электро- и теплоэнергией;

- создание благоприятных условий для развития предпринимательства в стране, в том числе развития малого и среднего бизнеса;

- формирование условий для повышения инвестиционной активности в отрасли, развития инноваций, модернизации;

- формирование благоприятных условий для развития когенерации как экономически более эффективного способа производства электро-и теплоэнергии, устранение искусственно созданных в отрасли барьеров, серьёзно уменьшающих рентабельность когенерации и её привлекательность для инвесторов;

- значительное повышение эффективности функционирования сетевого хозяйства в электро-и теплоэнергетике, существенное снижение потерь в сетях;

- создание института частных собственников на объекты сетевого хозяйства как условие рационального использования ресурсов отрасли;

- развитие конкуренции как на оптовом, так и на розничном рынках;

- формирование стабильных и прогнозируемых отношений в отрасли, развитие долгосрочных отношений между поставщиками и потребителями электроэнергии;

- изменение системы регулирования отраслью, создание единого федерального органа, отвечающего за все аспекты функционирования отрасли;

- переход на долгосрочные методы регулирования в теплоснабжении;

- повышение качества и надежности функционирования отрасли;

- повышение клиентоориентированности компаний, обслуживающих потребителей электро-и теплоэнергии, развитие новых, современных и удобных для потребителей методов обслуживания.

Состояниеотрасли.

1. Оформились генерирующие компании. Оформлены, закреплены и исполняются инвестиционные обязательства компаний. Начинаются первые вводы генерирующих мощностей по этим обязательствам.

2. В электроэнергетике сформировались отдельные сбытовые компании - гарантирующие поставщики. За период после начала либерализации сбоев с поставкой электроэнергии, сбоев с расчетами, связанных с несоответствующей деятельностью сбытовых компаний, - нет.

3. Сформировались сетевые компании. Основные из них - ФСК и МРСК перешли на долгосрочное РАБ-регулирование.

Рассмотрим основные проблемы и риски отрасли.

1. С 2007 года:

	всего	1 ценовая	2 ценовая
a. У потребителя цена выросла	в 1.93 раза	в 2.09 раза	в 1.86 раза
b. Тариф ФСК	в 2.8 раза	в 2.9 раза	в 2.53 раза
c. Тариф РСК	в 2.11 раза	в 2.17 раза	в 1.83 раза
d. Тариф РусГидро	в 2.91 раза	в 2.98 раза	в 2.7 раза
e. Тариф АЭС	в 1.84 раза	в 1.84 раза
f. Тариф ТЭС	в 1.92 раза	в 1.96 раза	в 1.63 раза
g. Цены на газ	в 2.11 раза	в 2.11 раза
h. Цены на уголь	в 1.54 раза		в 1.54 раза
i.Тариф остальные ГЭС	в 3.98 раза	в 4.39 раза	в 3.83 раза

2. У потребителей цена на электроэнергию выросла больше, чем в два раза, а существенных улучшений (модернизации, повышения надежности и т.д. не происходит).

3. В основном цена выросла на низком напряжении и, соответственно, для малого и среднего бизнеса (население - захеджировано, бюджетников «охраняют» регуляторы).

4. Субъекты отрасли не имеют стимулов для модернизации, капитализация компаний падает, частные собственники готовы продавать активы. Особенно это заметно в сфере когенерации.

.5 Нет целостного управления ситуацией в электро- и теплоэнергетике. Решения принимаются (или не принимаются) без учета последствий для смежных участков и отрасли в целом.

6. Как следствие:

Падение инвестиционной привлекательности ТЭС, у которых рост тарифа отставал от роста цен на топливо. Причина кроется, в основном, в незавершенной модели рынка мощности, а также во внерыночном вмешательстве в рынок электроэнергии и в деформированных тарифах на тепло.

Сильный рост сетевого тарифа и инвестиционных возможностей сетей сопровождается отсутствием у них должной мотивации и способности «переварить» инвестиции. Оценочная «эффективность» расходования инвестиций - половина от потраченных средств. Бесконтрольное поведение мелких региональных и муниципальных сетей под крышей «единого котла» приводит зачастую к простому выводу денег из компаний и отрасли.

Рост сетевых тарифов из-за нерешенности проблемы «перекрестки» выдавился на малый бизнес. Вклад сетевого тарифа в конечный тариф потребителей на низком и среднем напряжении превысил 55%.

7. В дополнение к описанным рискам, положение в электроэнергетике отягощается следующими обстоятельствами:

Отсутствие либерализации розничного рынка привело к монополии (по закону) сбытов-гарантирующих поставщиков и росту фактических платежей потребителей за счет штрафов, объемов оплачиваемой мощности, манипулирования с ценами трансляции, в том числе за счет числа часов использования мощности, и пр. Фактическая цена выше отчетной в среднем примерно на 5%-7%.

Сдерживание тарифов на тепло привело к тому, что когенерация вместо того, чтобы быть самой эффективной, модернизироваться и развиваться, является самой убыточной и непривлекательной.

Отсутствие стабильности правил, корректировка ранее принятых решений подорвали всякое долгосрочное планирование и стремление к повышению эффективности.

Фактический рост доходности государственных компаний при падении доходности частных компаний подрывают доверие инвесторов.



5. Перспективы государственной инновационной политики в электроэнергетике

В сфере электроэнергетики наиболее перспективным представляется следующий вариант изменений на оптовом и розничном рынках электроэнергии (мощности):

- внедрение реальной и технологически достаточно просто реализуемой конкуренции за потребителя на розничном рынке среди энергосбытовых компаний, в том числе гарантирующих поставщиков. При этом конкуренция создается и развивается как новыми возможностями розничных потребителей по покупке электрической энергии не только у гарантирующих поставщиков, так и прозрачной и качественной работой сбытовых компаний;

- основным способом торговли электроэнергией и мощностью и на оптовом, и на розничном рынке сделать двусторонние договоры между поставщиками и покупателями, заключаемые преимущественно на срок один год и более. При этом основу рынка должны составлять финансовые договоры поставки электроэнергии с мощностью как наиболее развитый и эффективный способ торговли;

- создание инфраструктуры и правил торговли для развития всех видов двусторонних договоров: физических, финансовых, торговли производными инструментами - стандартизованными контрактами;

- замена централизованногоконкурентного отбора мощности как способа централизованного (почти государственного) гарантирования заранее поставщикам цен и объемов покупки их мощности - двусторонними отношениями по покупке мощности и электроэнергии и постфактумной оплатой мощности в объеме превышения потребления над покупкой по двусторонним договорам;

- усиление вовлеченности потребителей в процесс формирования цен и условий поставки электроэнергии (мощности) как при помощи развития двусторонних договоров, так и при помощи развития торговли управляемым потреблением (добровольным ограничением нагрузки);

- изменение принципов функционирования и регулирования гарантирующих поставщиков, основным функционалом которых будет являться простейшее транслирование результатов закупки электроэнергии у поставщиков потребителям, организация эффективного биллинга и сбора платежей, при долгосрочном регулировании необходимой валовой выручки и соблюдении требований по надежности и качеству оказываемых услуг;

- внедрение механизмов, снижающих или предотвращающих неплатежи по всей цепочке формирования поставки и стоимости (цены) электроэнергии для потребителей.

При этом необходимо подчеркнуть, что предлагаемые изменения на оптовом и розничном рынке жестко связаны и должны осуществляться одновременно. Нецелесообразно осуществлять изменения на оптовом рынке без развития конкуренции на розничном рынке и наоборот.

На розничном рынке предоставляется право любому розничному потребителю уходить от гарантирующих поставщиков на обслуживание к конкурентным (нерегулируемым) энергосбытовым компаниям (далее - сбытовые компании) при соблюдении следующих условий:

- наличие самого простейшего, отвечающего только требованиям метрологии и обязательным требованиям законодательства о тех.регулировании почасового учета потребления электроэнергии с хранением (памятью)

- отсутствие задолженности перед гарантирующим поставщиком.

Потребители, отвечающие указанным требованиям, далее называются квалифицированными потребителями.

Квалифицированный потребитель может уходить от гарантирующего поставщика со следующей периодичностью: перед началом каждого квартала - на старте внедрения новых правил, потом - перед началом каждого месяца.

Квалифицированным потребителям и любым сбытовым компаниям в отношении таких потребителей (далее - и те и другие - квалифицированные покупатели) предоставляется возможность без получения статуса участника оптового рынка заключать свободные (нерегулируемые) двусторонние договоры купли-продажи электроэнергии (мощности) (далее - СД) с любыми поставщиками э/э (мощности) оптового и розничного рынка. Такие договоры могут заключаться как через те же самые площадки, что и для покупателей оптового рынка (организованная площадка, информационная система), так и напрямую между квалифицированным розничным покупателем и производителем электроэнергии.

При этом остатки электроэнергии (мощности), определяемые как разница между фактическим потреблением и объемами, купленными по СД, покупаются (продаются) квалифицированными покупателями через гарантирующего поставщика.

В случае если потребитель ушел на обслуживание к сбытовой компании, то такая компания поставляет потребителю всю электроэнергию (мощность) в объеме его фактического потребления. При этом сама сбытовая компания часть электроэнергии (мощности) приобретает по СД, а остатки - на оптовом рынке, если она является участником оптового рынка, либо у гарантирующего поставщика.

Особенности СД, заключаемых между поставщиками ОРЭМ и квалифицированными покупателями розничного рынка:

а) Учет таких договоров на оптовом рынке:

Регистрация СД на оптовом рынке Администратором торговой системы (АТС) осуществляется по самой простейшей процедуре, какая возможна. Если договоры заключены через организованную площадку - регистрация напрямую: площадка - АТС;

В таких СД квалифицированный покупатель указывает гарантирующего поставщика, с которым он рассчитывается по покупке/продаже остатков э/э (мощности);

АТС информирует соответствующих гарантирующих поставщиков об объемах э/э (мощности), приобретенных квалифицированным покупателем по СД, до начала месяца поставки;

В торговле на рынке на сутки вперед, балансирующем рынке, мощностью - объемы электроэнергии и мощности в таких договорах относятся к объемам потребления гарантирующего поставщика и учитываются таким же образом, как и СД, заключенные гарантирующим поставщиком для себя. электроэнергетика инновационный развитие рынок

б) Для обеих сторон СД имеет условие «takeorpay» (то есть, является финансовым договором), которое означает следующее:

Если объемы электроэнергии в СД не полностью включены в график производства соответствующего генератора по результатам планирования на сутки вперед (РСВ), поставщик докупает невключенные объемы у иных поставщиков через РСВ (или по другим СД). Таким образом, всегда обеспечивается поставка объемов э/э в СД покупателю.

Если объемы электроэнергии в СД не полностью включены в график потребления соответствующего покупателя по результатам планирования на РСВ, гарантирующий поставщик продает невключенные объемы на РСВ. Полученную сумму (за вычетом расходов гарантирующего поставщика, связанных с такой продажей, как-то: распределение отрицательного стоимостного небаланса, инфраструктурные услуги и пр.) гарантирующий поставщик возвращает квалифицированному покупателю в рамках розничного договора, касающегося покупки/продажи остатков электроэнергии и мощности.

При этом сохраняется существующий порядок расчета объемов и цен на оптовом рынке, т.е. по границам зоны обслуживания гарантирующих поставщиков (по совокупному объему потребления по территории, включая потребление, относящееся к квалифицированным покупателям).

Кроме того, сохраняется существующий на розничном рынке порядок (но с минимальными требованиями к приборам учета, указанными выше) сбора данных коммерческого учета потребления квалифицированных покупателей с целью их взаиморасчетов с гарантирующим поставщиком и электросетевыми компаниями.

При предлагаемой конкурентной модели розничного рынка изменяются некоторые аспекты деятельности гарантирующих поставщиков.



Заключение

На основании изложенного, можно сделать следующие выводы:

Конечные цены как на электро-, так и на тепловую энергию практически исчерпали потенциал роста. Потребители готовы строить свои котельные и станции для самообеспечения, что приведет к нарастанию неэффективности системы и удорожанию электроэнергии и тепла для остающихся.

Основная неэффективность кроется в инфраструктурных составляющих - тепло- и электросетях. С одной стороны, там нужны масштабные инвестиции, с другой, там сначала необходимо выстроить систему мотивации, эффективную систему планирования, позволяющую принимать решения по оптимальному набору объектов инвестиционных программ без снижения надежности и качества услуг, а также систему эффективного расходования средств.

Отрасли необходимо целостное регулирование, а не разделение ответственности по принципу: один за конкуренцию, другой - за уровень цен и тарифов, третий - за надежность. При таком построении никто не отвечает за ее развитие.

Прибыль гарантирующих поставщиков формируется в сбытовой надбавке, которая должна стать долгосрочной и обеспечивающей возврат на вложенные инвестиции. Иные источники прибыли организации, связанные с её деятельностью как гарантирующего поставщика, не рекомендуются. Соответственно, разница между стоимостью приобретения и продажи потребителю электроэнергии (мощности) у гарантирующего поставщика должна строго равняться его сбытовой надбавке.

Кроме того, вводятся достаточно жесткие и детальные требования к качеству работы гарантирующих поставщиков, к уровню их клиентоориентированности, за нарушение которых гарантирующий поставщик лишается своего статуса.

Гарантирующие поставщики должны иметь свои стандарты качества обслуживания потребителей, отвечающие предъявляемым к ним требованиям к качеству обслуживания потребителей, и программы мероприятий по повышению качества обслуживания потребителей. Указанные документы должны быть публичными, в открытом доступе для каждого клиента.

Значительно строже регламентируются правила закупки и трансляции цен электроэнергии (мощности). Лучшее заимствуется из практики размещения заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд.

Каждый гарантирующий поставщик регулярно (до начала года, квартала или месяца) проводит конкурсную закупку у производителей по поставке ему по СД электроэнергии с мощностью на предстоящий год, квартал, месяц. Закупка проводится на условиях полной открытости, публичности, с целью максимального привлечения производителей электроэнергии. Отбираются для поставки производители, предложившие наименьшую цену электроэнергии с мощностью.

При этом для обеспечения плавного внедрения новых правил розничного рынка, на начальных этапах предлагается реализовать следующее: ~ 20% планируемых годовых объемов потребления электроэнергии и мощности гарантирующим поставщиком закупается по годовым СД, ~ 50% - по квартальным СД и ~ 20% по СД на предстоящий месяц. Остальное - на РСВ, БР в части электроэнергии, а также с оплатой мощности постфактум;

ограничивается максимальный объем электроэнергии и мощности, который квалифицированные покупатели могут больше НЕ покупать у гарантирующего поставщика. При этом ежегодно ограничение смягчается (уменьшается) так, чтобы за 3 года такого ограничения больше не существовало. Например, любой квалифицированный покупатель может НЕ покупать у гарантирующего поставщика не более 50% электроэнергии с мощностью в первый год внедрения новых правил, не более 70% - во 2-ой и не более 85% - в 3-ий год.

Указанная пропорция учитывается при формировании предельных уровней цен с целью трансляции гарантирующим поставщиком стоимости электроэнергии (мощности) розничным покупателям.

В случае если покупатель уведомил гарантирующего поставщика о покупке им определенных объемов электроэнергии и мощности у поставщиков, минуя гарантирующего поставщика, менее чем за 3 месяца до начала очередного календарного года, покупатель оплачивает гарантирующему поставщику сбытовую надбавку на все фактические объемы потребления, включая НЕ покупаемые у гарантирующего поставщика.

При таком механизме закупки и трансляции цен меняются приоритеты и коммерческие интересы самого гарантирующего поставщика. Основные его задачи - провести эффективно закупку, сформировать цены для потребителей, отражающие стоимость такой закупки (без получения какой-либо дополнительной стоимости), осуществить биллинг и сбор платежей. Причем сделать все указанное необходимо с высокой степенью качества обслуживания клиентов.

В результате реализации указанных предложений на розничном рынке можно ожидать быстрого и широкомасштабного развития конкуренции как между сбытовыми компаниями, так и между производителями электроэнергии, что приведет к снижению стоимости электроэнергии (мощности) для конечных потребителей, в том числе за счет минимизации разрывов между стоимостью оптового и розничного рынка, достигающих, по разным оценкам, от 7 до 10% стоимости электроэнергии (мощности) для конечного потребителя.

Кроме того, конкуренция за конечного потребителя выразится в значительном повышении уровня обслуживания потребителей, во внедрении новых, современных методов обслуживания, имеющихся в развитых рынках Европы, США, Азии.



Список использованных источников

1. Федеральный закон №35-ФЗ «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 года

2. Постановление Правительства РФ №526 от 11 июля 2001 года «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» .

3. Правила функционирования оптового и розничных рынков ПП РФ №643 от 24.10.2003 и ПП РФ №530 от 31.08.2006.

4. «ЕвроСибЭнерго» и ChinaYangtzePower создают СП для строительства энергетических мощностей в Сибири / Новости электротехники от 1 марта 2011 г.

5. Абанин И.И., Останков С.А. Разработка модели управления организационно-производственными объектами предприятия // Интеллектуальные информационные системы. - Воронеж, 2006. - С.36-38.

6. В 2009 году выработка ГЭС России выросла на 5% / Новости электротехники от 8 апреля 2011 г.

7. В Москве прошла международная конференция ICC Russia «Факторы энергетической стабильности российской экономики» / Новости электротехники от 12 декабря 2006 г.

8. Вершанский В.В. Исследование влияния рефлексий и трендов социоэкономической среды при выборе эффективного направления развития инновационной стратегии современных корпораций // МИТС-НАУКА. - 2011. - №2. - С.56-64.

9. Воропай Н.И., Кроль А.М., Новорусский В.В. Разработка интеллектуальных средств поддержки решений по восстановлению энергообъединения после аварии // Изв. РАН. Энергетика, 1996, № 1. С. 14--22.

10. Воропай Н.И., Этингов П.В. Развитие методов адаптации нечетких АРВ для повышения динамической устойчивости сложных электроэнергетических систем // Электричество, 2003, №11. С. 2--10.

11. Выставка «Новая Россия. Новая энергетика» - 2009 / Мероприятие от 13 октября 2009 г. Источник

12. Галяев А.Н. Повышение энергоэффективности в электроэнергетике России в кризисный и посткризисный периоды // Контроллинг. 2010. №34. С. 18-23.

13. Галяев А.Н., Шевченко И.В. Проблемы повышения энергоэффективности в электроэнергетике // Финансы и кредит. 2010. №11. С. 8-13.

14. Геворкян В.С. Управление ресурсосбережением как фактор повышения конкурентоспособности предприятия - Дис. канд. экон. наук.- М., 2003.

15. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д., Худяков В.В. Гибкие электропередачи переменного тока // Электротехника. 1996. № 4.

16. Инжиниринговая компания «РТСофт»: Хай-тек в действии / Публикация от 26 июня 2011 г.

17. Информационные технологии управления: Учебное пособие для вузов / Под ред. Г.А. Титоренко. - М.: ЮНИТИ, 2008. - 380 с.

18. Конференция «Новая Россия. Новая энергетика» состоится 10 ноября в Москве / Новости электротехники от 28 октября 2011 г.

19. Российский статистический ежегодник, 2010: Стат. Сб. - М.: Госкомстат России, 2011. - 690с.

20. Теплоэнергетика России 2008-2020 гг. Инвестиционные проекты / Маркетинговые исследования от 3 декабря 2010 г.

21. Философова Т. Г. Конкуренция, инновации, конкурентоспособность Изд-во: ЮНИТИ , 2008 г.

22. Энергетика XXI века: Системы энергетики и управление ими // С.В. Подковальников, С.М. Сендеров, В.А. Стенников; Под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука, 2004. 364 с.

Размещено на Allbest.ru