Сайт функционирует на базе автоматизированной системы «Типовой сайт комитета Государственной Думы Федерального собрания РФ».

Закрыть



сегодня 20 сентября среда

Комитет Государственной Думы по энергетике

Государственная Дума Федерального Собрания Российской Федерации

3 апреля 2017 года Рекомендации Парламентских слушаний "Об итогах реформирования электроэнергетики"

03.04.2017

Рекомендации

Парламентских слушаний «Об итогах реформирования электроэнергетики»

 

3 апреля 2017 г.                                                                              

  Малый зал ГД

 Участники парламентских слушаний: представители федеральных органов исполнительной власти, депутаты Государственной Думы, представители организаций топливно-энергетического комплекса, научных и общественных организаций, рассмотрев итоги реформирования энергетики, отмечают:

Цели и задачи реформы электроэнергетики России были определены постановлением Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 г.
№ 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации". Законодательную базу реформирования отрасли составил пакет принятых в 2003 году федеральных законов «Об электроэнергетике», «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые нормативные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона
«Об электроэнергетике», «О внесении изменений и дополнений в Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», «О внесении изменений и дополнений в Федеральный закон «О естественных монополиях», «О внесении изменений и дополнений в часть вторую Гражданского кодекса Российской Федерации», «О внесении изменений в Федеральный закон «Об энергосбережении».

В соответствии с Указом Президента Российской Федерации в мае 2008 года в структуре федеральных органов исполнительной власти было создано Министерство энергетики Российской Федерации  в рамках реорганизации Минпромэнерго России и разделения функций управления промышленностью и энергетикой по различным министерствам.

В ходе реформы  электроэнергетики, проведенной в 2004 – 2008 годах, радикально изменились структура электроэнергетики России, была реорганизована система государственного регулирования отрасли, созданы условия для развития конкурентного рынка электроэнергии.

Произошло разделение естественно-монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство, сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) видов деятельности региональных АО-энерго. Созданы генерирующие компании оптового рынка (далее - ОГК) и территориальные генерирующие компании (далее - ТГК). ОГК объединили крупные конденсационные тепловые электростанции, специализированные на производстве исключительно электрической энергии. В ТГК вошли главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ, расположенные, как правило, в городах), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК были сформированы из тепловых электростанций, а одна («РусГидро») – из гидроэлектростанций. Тепловые ОГК и ТГК были организованы по экстерриториальному принципу и объединили тепловые электростанции, расположенные на территориях различных субъектов Российской Федерации.

Магистральные сети напряжением от 220 кВ и выше перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ПАО «ФСК ЕЭС»). Распределительные сети интегрированы в межрегиональные распределительные сетевые компании, объединенные в холдинг ОАО «Холдинг МРСК», позднее включенный в ПАО «Россети». На остальных электрических сетях, крупных промышленных потребителей, региональных, муниципальных и иных собственников образовались более 3000 территориальных сетевых компаний. Объединенные диспетчерские управления (далее - ОДУ) и региональные диспетчерские управления бывших АО-энерго переданы в ответственность общероссийскому системному оператору (ОАО «СО ЕЭС»).

В результате проведенной реформы в секторе сбыта созданы энергосбытовые компании различных форм собственности. Энергосбытовые компании, созданные на базе прежних АО-энерго, были наделены функциями гарантирующих поставщиков (далее - ГП) в зонах своей деятельности, в задачи которых входила поставка и расчеты за потребленную электрическую энергию для любых обратившихся к ним потребителей.

В целях обеспечения развития электроэнергетики в Минэнерго России была сформирована система разработки программных документов перспективного развития отрасли.

Все эти действия были направлены на решение основной задачи – переходу от индустриальной модели регулирования электроэнергетики к модели конкурентной энергетики с целью достижения большей эффективности отрасли путем создания конкурентного рынка в сфере производства и сбыта эдектроэнергии и адекватного экономически целесообразного регулирования услуг монопольной инфраструктуры.

Эффективно организованная  конкуренция и прозрачность цен – это те необходимые экономические условия преобразования в электроэнергетике, которые могут обеспечить успешность работы рынков электроэнергии.

Важно подчеркнуть, что в последние годы ни одна страна, осуществившая переход к конкурентной электроэнергетике, не совершила и не планирует возврат к прежней вертикально-интегрированной структуре электроэнергетики и прежним механизмам ее государственного регулирования. Там продолжается дальнейшее совершенствование моделей рынков электроэнергии, мощности и системных услуг с учетом новых вызовов и требований к развитию электроэнергетики.

Участники парламентских слушаний отмечают, что проведенные в России масштабные преобразования в электроэнергетике пока не доведены до конца и не принесли всех ожидавшихся от них результатов.

Дальнейшая работа по развитию рыночных механизмов и инфраструктуры, созданию современной системы государственного регулирования, поиск новых креативных технологических решений, адекватных задачам создания электроэнергетики 21 века – тот путь, по которому должна пройти российская электроэнергетика в ближайшее время. Это должно значительно повысить рост экономической эффективности работы электроэнергетики и в конечном итоге улучшить условия энергоснабжения потребителей.

Переходя к рассмотрению основных секторов энергетики необходимо отметить, что за прошедшее время с начала реформирования в каждом из них были решены не все задачи, поставленные на первом этапе. В отрасли  появился целый ряд новых проблем, которые требуют серьезной проработки, анализа и принятия решения.

В сфере производства энергии к таким задачам и проблемным узлам можно отнести следующие:

- структура генерирующих мощностей в настоящее время и ее оптимизация на перспективу по видам генерации и местам размещения;

- действующий топливно-энергетический баланс производства энергии, с его недостатками и проблемами и направления его изменения в ближайшее время;

- определение парадигмы развития современной генерации, определение места и роли децентрализованной генерации (распределенная генерация) в общей системе производства электроэнергии, в том числе роль возобновляемых источников энергии и интеллектуальной энергетики в энергетике России;

- снижение роли и доли в общем объеме производства наиболее эффективной, с точки зрения государства, комбинированной выработки электроэнергии и тепла на теплоцентралях (ТЭЦ) и их вытеснение с рынка конденсационными станциями;

- непрозрачность ценообразования при производстве электроэнергии: несмотря на наличие рыночных механизмов торговли электроэнергией, не более 25% от общей стоимости электроэнергии для потребителей определяется рыночным способом, а значительная часть этой стоимости формируется за счет различных надбавок и субсидий (ДПМ, КОМ, Северный Кавказ, Крым, Калининград, Дальний Восток, ВИЭ, вынужденная генерация, население, сжигание ТБО);

- наличие профицита генерации, отсутствие четкого механизма вывода с рынка неэффективной генерации, оплата потребителями мощности неэффективной генерации в условиях отсутствия альтернативных источников тепловой энергии;

- стимулирование привлечения инвестиций в условиях завершения программы ДПМ.

Среди многочисленных проблем, стоящих перед электроэнергетикой, необходимо прежде всего сосредоточиться на тех из них, которые направлены на создание конкурентной среды в этом секторе и наиболее существенным образом влияют на условия энергоснабжения конечных потребителей, и в том числе среди них:

- обеспечение эффективной работы ТЭЦ с увеличением объема комбинированной выработки электроэнергии и тепла;

- создание условий для развития малой и распределенной энергетики;

- повышение эффективности функционирования и развития сетевого комплекса;

- развитие оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности.

- решение проблемы перекрестного субсидирования в электроэнергетике;

  1. Когенерация.

Тепловая электроэнергетика представляет более 60% электроэнергетики всей страны. Российская Федерация занимает первое место в мире по развитию теплофикации, протяженности тепловых сетей, затратам топлива в системах централизованного теплоснабжения. Теплоснабжение имеет особое значение для функционирования экономики страны, создает необходимую среду для жизни и деятельности населения в условиях преобладания сурового климата.

Российские ТЭЦ производят около 50% тепла, поступающего в системы централизованного теплоснабжения с коэффициентом использования топлива 53,9% (снижение общего количества тепла за 20 лет составило 2%), тогда как в Дании и Финляндии – до 80% тепла, поступающего в системы централизованного теплоснабжения, производится на ТЭЦ с коэффициентом полезного использования топлива, доходящим до 80%.

Отраслевые ТЭЦ теряют тепловую нагрузку по разным причинам: промышленные предприятия переходят на собственные источники, конкурентно развивается распределенная тепловая электрогенерация, муниципалитеты строят котельные. Многие, особенно старые и неэффективные ТЭЦ, в том числе после разделения рынка электрической энергии и тепла, стали убыточными, крупные энергокомпании стремятся избавиться от них или эксплуатируют в режиме вынужденной генерации.

По сравнению с 2013 годом число тепловых электростанций общего пользования 2014 году уменьшилось на 9 электростанций, с 537 до 528 шт., за счёт вывода из эксплуатации устаревших ТЭЦ. Только в течение 2014 года в Российской Федерации было введено 6460 новых котельных. Из них больше всего котельных малой мощности до 3 Гкал/час (79,4%). Теплоснабжение в Российской Федерации продолжает развиваться путём наращивания числа малых отопительных котельных, а не мини-ТЭЦ, что экономически представляется более эффективным. Средняя установленная мощность отопительных котельных за период с 1995 года уменьшилась приблизительно на 15% - с 9,2 Гкал/час до 7,9 Гкал/час. Тепловая мощность ТЭЦ общего пользования уменьшилась на 1,9 тыс. Гкал/час. Установленная (суммарная) тепловая мощность котельных увеличилась на 11 тыс. Гкал/час.

На оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) ТЭЦ конкурируют с ГРЭС, а на локальных рынках тепла, цены на которых отличаются в разы, ТЭЦ конкурируют с котельными. При этом тепловые источники имеют существенный избыток мощности. Так, тепловые мощности ТЭЦ загружены от 30 до 35% от установленной мощности. Тепловые мощности котельных из-за несбалансированности экономических интересов, как правило, не используются совместно с ТЭЦ в пиковых режимах.

Возникла конкуренция между различными вариантами развития энергетики – централизованной системой тепло - и электроснабжения городов и крупных промышленных узлов на основе ТЭЦ общего пользования, присоединенных к Единой энергетической системе и являющихся наиболее энергоэффективными с точки зрения использования топлива, и вариантом на основе локальных энергоисточников и локальных энергосистем потребителей. При этом инвестиционная привлекательность распределенной, почти исключительно газовой генерации и локальных систем транспорта тепла и электроэнергии растет, в том числе за счет повышения тарифов для предприятий из-за тарифной политики перекрестного субсидирования в пользу социальных потребителей.

Многие ТЭЦ, несмотря на низкие удельные расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии, в силу целого комплекса причин, включая ценовую (тарифную) политику, оказались убыточными. В результате реализации ДПМ на ОРЭМ впервые за долгие годы появился излишек электрической мощности. Появилась возможность вывести из эксплуатации самые экономически неэффективные электрические мощности. Часть ТЭЦ не прошли конкурентный отбор мощности, однако не могут быть выведены из эксплуатации поскольку требуется реализация замещающих мероприятий для покрытия исключения возможного снижения надежности работы энергосистемы или рисков нарушения теплоснабжения потребителей.

Для усиления роли комбинированной выработки ТЭЦ необходимы следующие меры:

- переход от декларирования принципов приоритета комбинированного способа производства тепловой и электрической энергии к безусловному сохранению когенерационных мощностей в объемах, соответствующих тепловой нагрузке, имеющейся в зоне ТЭЦ;

- при проведении КОМ обязательный учет общесистемных эффектов функционирования ТЭЦ;

- реализация решений о механизмах и планах вывода неэффективных генерирующих мощностей из эксплуатации;

- внесение изменений в нормативно-правовые акты, позволяющие создать условия для возможности работы ТЭЦ по тепловому графику, а также возможности работы на розничном рынке электроэнергии;

- скорейшая доработка и принятие проекта федерального закона №  1086603-6 «О внесении изменений в Федеральный закон «О теплоснабжении» и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам совершенствования системы отношений в сфере теплоснабжения», декларирующего поддержку комбинированной генерации тепловой и электрической энергии.

  1. Малая и распределенная энергетика.

Рост конечной цены на электроэнергию, вынуждает потребителей строить собственные объекты распределенной генерации с целью минимизации своих издержек на оплату электроэнергии за счет тарифа на передачу, как одной из ее существенных составляющих. Уход потребителей, особенно крупных, от обслуживания в сетевом комплексе приводит к сокращению полезного отпуска сетевых организаций и, соответственно, увеличивает затраты на содержание сетевой инфраструктуры для остающихся в ней потребителей.

В настоящее время в Российской Федерации существует необходимость кардинального переосмысления перспективной модели энергоснабжения.

С ростом требований потребителей к качеству энергоснабжения, с появлением и активным развитием технологий малой распределенной энергетики и интеллектуальных электроэнергетических систем, развитием газификации страны стали четко просматриваться недостатки российской модели централизованного электроснабжения от крупных источников и теплоснабжения от котельных. К таким недостаткам относятся:

- высокая степень износа электрогенерирующего оборудования;

- большие объемы концентрированных выбросов загрязняющих веществ и теплового загрязнения от крупных источников;

- недостаточная надежность и высокая частота аварийных отключений некоторых групп потребителей;

- завышенные цены на электроэнергию и тарифы на тепло для потребителей, порождаемые, в том числе, следующими факторами:

- значительный рост нагрузки на оптовый рынок электроэнергии (мощности) в части регулируемых надбавок в рынке мощности и ценовых составляющих, формирующихся на основе нерыночных механизмов, значительные объемы непрозрачного перекрестного субсидирования;

- высокими уровнем потерь в электрических и тепловых сетях;

 - низкой топливной эффективностью конденсационных электрогенерирующих установок по сравнению с когенерационными установками;

- снижением эффективности использования топлива в целом, при раздельном производстве электроэнергии (ГРЭС) и тепла (котельные) по сравнению с комбинированной выработкой тепла и электроэнергии на ТЭЦ.

Из-за постоянного роста стоимости услуг централизованного электроснабжения и теплоснабжения происходит активный стихийный процесс «ухода» потребителей из централизованной системы электроснабжения, связанный с сооружением потребителями собственных локальных источников энергоснабжения.

В последние годы теряют свою привлекательность существующие системы централизованного теплоснабжения, построенные в большинстве средних и малых городов, и в населенных пунктах России исключительно на основе котельных и тепловых сетей; в крупных городах и промпредприятиях - на основе крупных тепловых источников (ТЭЦ), котельных и тепловых сетей.

Перспективы развития когенерации все больше связываются со строительством малых и средних когенерационных установок. Строительство электростанций с такими установками будет наиболее экономически привлекательным, в случае, если будет снят существующий запрет на поставку электроэнергии на розничные рынки установками мощностью свыше 25 МВт. Такой запрет выглядит совершенно нелогичным в случае, когда генерация подключена исключительно к распределительным сетям и не имеет прямой связи с объектами единой национальной (общероссийской) энергетической сети (ЕНЭС).

В случае снятия федеральной части сетевого тарифа с цены на электроэнергию на розничных рынках цена на электроэнергию на них станет привлекательной для потребителя и прекратится уход крупного потребителя на оптовый рынок, и , следовательно, снизится потребность в перекрестном субсидировании.

  1. Электрические сети.

За период проведения реформы произошло существенное увеличение цен на электроэнергию (мощность). В большинстве регионов доля  сетевой составляющей в конечной цене на электроэнергию для потребителей мощностью 150-670 кВт превышает 50% (расчет для первой ценовой категории по уровню напряжения 6-20кВ), что существенно выше мировой практики.

Регулирование развития. Основные направления развития электросетевого комплекса определены Стратегией развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 03.04.2013           № 511-р (далее – Стратегия).

Стратегия определила основной целью деятельности электросетевого комплекса долгосрочное обеспечение надежного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей Российской Федерации путем организации максимально эффективной и соответствующей мировым стандартам сетевой инфраструктуры по экономически обоснованным тарифам на передачу электрической энергии.

Основными приоритетами деятельности магистрального электросетевого комплекса являются поддержание и развитие электросетевой инфраструктуры, позволяющей обеспечить выдачу мощности станций и передачу электрической энергии в распределительные сети, а также обеспечение энергетической целостности и безопасности государства.

Целью функционирования распределительного электросетевого комплекса Российской Федерации является долгосрочное обеспечение надежного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей на всей территории соответствующего региона на этапе распределения электрической энергии за счет организации максимально эффективной инфраструктуры.

Стратегией предусмотрено установление целевых ориентиров для электросетевого комплекса, достижение которых является показателем эффективности деятельности организации, на которую возложены функции по обеспечению координации действий всех сетевых организаций России в области тарифов, технической политики и планирования инвестиций, обеспечения прозрачности её финансово-хозяйственной деятельности, а также соответствия антикоррупционной политике.

В Стратегии большое внимание уделено деятельности ПАО «Россети» − крупнейшей холдинговой компании России в сфере оказания услуг по передаче электроэнергии. В настоящее время в управлении  ПАО «Россети» находятся 14 распределительных сетевых компаний, а также магистральная сетевая компания ПАО «ФСК ЕЭС», представленные в 78 регионах присутствия.

В ПАО «Россети» сосредоточены основные активы электросетевого комплекса Российской Федерации (70% распределительных и 90% магистральных сетей в России), что обусловливает особую роль Общества в выборе стратегии развития электросетевого комплекса страны.

Производственная база компаний группы ПАО «Россети» включает в себя около 2,3 млн. км линий электропередачи и 490 тыс. подстанций с общей трансформаторной мощностью более 761 тыс. MBа. Кадровый состав - более 216 тыс. человек.

По информации ПАО «Россети», обществом с 2012 года проводится системная работа по повышению эффективности управления электросетевым комплексом, что позволило обеспечить надежное электроснабжение потребителей. Высокие показатели надежности позволили Российской Федерации войти в число 19 стран (из 189) с самыми высокими значениями показателей надежности и подняться в рейтинге Всемирного банка Doing Business-2016 сразу на 24 позиции вверх.

В существующем нормативном правовом поле, регулирующем вопросы электросетевого комплекса, существует ряд ключевых проблем, без решения которых реализация стратегии развития электросетевого комплекса, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации, не представляется возможной.

Наиболее сложной является проблема перекрестного субсидирования, которое искажает не только экономику электросетевого комплекса, но и всю российскую экономику посредством неправильных ценовых ориентиров на электрическую и тепловую энергию для различных групп потребителей, делая практически непрозрачной структуру формирования цены и, в конечном счете, являясь серьезнейшим тормозом по пути перехода энергетики к конкурентной модели развития. Предельная величина перекрестного субсидирования зафиксирована Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178, и составляет в целом по Российской Федерации более 229 млрд. рублей, однако фактический объём перекрёстного субсидирования, ежегодно учитываемый в тарифах электрическую энергию для «прочих» потребителей составляет более 300 млрд. руб.

Величина перекрестного субсидирования, учитываемая в тарифах электросетевых компаний в том числе путем использования механизма «последней мили», на протяжении последних лет не уменьшается, несмотря на декларируемые заявления, и имеет тенденцию к росту.

В Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17 ноября 2008 года № 1662-р, было указано, что в период до 2014 года планируется доведение тарифов на электрическую энергию для населения до рыночного уровня в целях ликвидации перекрестного субсидирования между населением и прочими потребителями с усилением мер адресной защиты малоимущих слоев населения.

Постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. № 442 поручено Минэкономразвития России, ФСТ России, Минфину России представить в Правительство Российской Федерации проекты нормативных актов, касающихся вопросов решения проблемы перекрестного субсидирования на розничных рынках.

Федеральным законом № 308-ФЗ от 06.11.2013 декларировалась отмена механизма перекрестного субсидирования «последняя миля». Суть этого механизма в том, что даже при непосредственном присоединении потребителя к электрическим сетям Единой национальной энергетической  системы (ЕНЭС, это сети напряжением 220 кВт и выше) потребитель оплачивал услуги по передаче электрической энергии по «котловому» тарифу, часть которого получали территориальные сетевые организации. Отмена механизма «последней мили» произошла для 28 субъектов Российской Федерации из 48. В 20 субъектах Российской Федерации, для которых этот механизм был продолжен, для недопущения резкого роста «котлового» тарифа для оставшихся потребителей. В 16 субъектах срок отмены «последней мили» был установлен 1 июля 2017 года. В 4 субъектах Российской Федерации Республика Бурятия, Забайкальский край, Амурская обл., Еврейская автономная области механизм «последней мили» продлевается до 2029 года.

Однако, несмотря на принятие указанных нормативных правовых актов и изменения в законодательство Российской Федерации в области энергетики проблема до сих пор не решена.

Также существенную проблему представляет качество инвестиционного планирования. Не всегда оправданный уровень сетевого строительства (как впрочем и сооружения генерирующих объектов) зачастую приводит к формированию избыточных мощностей.

Существенной недоработкой при реформировании электросетевого комплекса на его начальных этапах было отсутствие сдерживающих механизмов по наполнению инвестиционных программ, в связи с чем по отдельным сетевым компаниям объемы инвестиционных программ оказались завышенными. В результате потребители электроэнергии несут на себе избыточное бремя расходов на оплату электроэнергии.

В этой связи нуждается в изменении сама практика инвестиционного планирования, существенное повышение его качества, возможности финансирования из тарифа, а не от реальной необходимости для потребителей; не учет итогов исполнения при установлении тарифов; отсутствие стимулов к повышению эффективности.

Также стоит вопрос о решении проблемы использования и рациональной оплаты невостребованного резерва вновь построенной сетевой мощности. Здесь необходимо отметить единство мнения всех заинтересованных федеральных органов исполнительной власти о необходимости изменения нормативной базы в этой части, но не достигнуто соглашение по механизму его реализации.

Установление платы за технологическое присоединение к электрическим сетям существенно ниже экономически обоснованного уровня привело к безответственному отношению со стороны потребителей к заявкам на технологическое присоединение: подключенная мощность «льготной» группы потребителей используется всего на 20-25%. Вместе с тем, на сетевую организацию возлагается обязанность по осуществлению не только мероприятий по технологическому присоединению энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям, но и по целому ряду подготовительных мероприятий (включая усиление существующей электрической сети) в связи с присоединением новых мощностей. В результате, сетевая организация вынуждена направлять средства, запланированные на реализацию инвестиционной программы в части реконструкции и технического перевооружения объектов электросетевого хозяйства, на технологическое присоединение энергоустановок заявителей, что в условиях  недозагруженности сетевых мощностей на фоне падения электропотребления, создает не только избыточные инвестиционные расходы, но и дополнительные эксплуатационные расходы на содержание вновь построенных объектов. Сбалансированное развитие электросетевого комплекса должно исходить из обеспечения справедливого распределения затрат на подключение потребителей, в том числе путем проработки вопроса о введении в систему регулирования индивидуального тарифа на услуги по передаче электроэнергии, содержащего в себе инвестиционные расходы на подключение конкретного потребителей к электрической сети.

Целесообразно ввести разделение платы за содержание объектов электросетевого хозяйства на две составляющие: платеж за объем присоединенной мощности (мощности, заявленной при технологическом присоединении, а также реально подключенной сетевой мощности) и платеж, определяемый исходя из объема фактически оказанных услуг по передаче. При этом платеж за объем присоединенной мощности должен составлять малую долю от совокупной платы за содержание объектов электросетевого хозяйства в целях мотивации потребителей к выравниванию графика нагрузки. Ставку на оплату нормативных потерь при этом целесообразно сохранить неизменной.

Регулирование текущей деятельности. При определении новых подходов к тарифному регулированию в рамках регулирования операционных затрат электросетевых организаций (в  пересчете на условную единицу) целесообразно руководствоваться принципами:

1. Нормирования доходов и расходов (в части численности персона, командировочных расходов, арендных платежей, транспорт, связь и другие); производительности труда; введения бухгалтерского плана организаций (по статьям доходов и расходов), введение бюджетной классификации и иных статей расходов, подлежащих нормированию, например, в госучреждениях.

2. Внедрения эталонных затрат в части проведение анализа в сопоставимых условиях и формирование «эталонной стоимости» с последующим применением при установлении регулируемых тарифов (вне зависимости от заявленных организацией затрат).

Результатом внедрения указанных принципов должен стать единый подход к регулированию разных компаний, оказывающих услуги с использованием стандартизированного оборудования. Это позволит отказаться от прежней устоявшейся тарифной терминологии – «необходимой валовой выручки» (НВВ), и перейти только к понятию «цена (тариф)», применяемого к единице поставленного товара или оказываемых услуг.

В результате потребители получат снижение тарифов, а регулируемые организации получат стимулы для повышения эффективности и снижения издержек с сохранением экономии в течение долгосрочного периода регулирования.

Рассматривая электросетевой комплекс необходимо рассмотреть и вопрос о возможности совмещения сетевой и сбытовой деятельности. Законопроекты по этому вопросу в последние годы неоднократно рассматривались в Государственной Думе. Несмотря на их отклонение, у экспертов и специалистов есть понимание того, что данный вопрос не закрыт и требует дополнительного обсуждения и проработки.

Аналогичная ситуация складывается и с участием электросетевых  компаний в распределенной генерации в случаях, когда решение задачи электрификации удаленных территорий более экономически целесообразно за счет установки объекта малой генерации по сравнению со строительством протяженной линии электропередачи.

Постановлением Правительства Российской Федерации от 26.01.2006 г. № 41 утверждены критерии отнесения объектов электросетевого хозяйства к единой национальной электрической сети. На сегодняшний день существуют проблема избыточного перечня утвержденных критериев отнесения электросетевых объектов к магистральным электрическим сетям. Применение указанных критериев привело к отнесению в состав ЕНЭС электросетевых объектов, не несущих на территории субъектов Российской Федерации нагрузки НПО межрегиональным перетокам. Представляется необходимым изменить перечень критериев, оставив в нем линии электропередачи с номинальным классом напряжения 220 КВт, которые:

- соединяют объекты оптовых генерирующих компаний;

- соединяют энергосистемы субъектов Российской Федерации;

- линии электропередач, пересекающие границу Российской Федерации.

Анализируя электросетевой комплекс невозможно не затронуть и социальные аспекты его работы. Это и льготное технологическое присоединение за небольшую плату отдельных категорий потребителей. Уровень этой оплаты не покрывает экономически обоснованные затраты сетевых компаний и приводит к существенным финансовым потерям.

  1. Развитие оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности.

Одним из ключевых принципов формирования правил рынка электроэнергии, зафиксированном в Федеральном законе от 23 июля 2003 г. № 35-ФЗ "Об электроэнергетике", является использование рыночных отношений и конкуренции в качестве одного из основных инструментов формирования устойчивой системы удовлетворения спроса на электрическую энергию при условии обеспечения надлежащего качества и минимизации стоимости электрической энергии.

Повышение эффективности отрасли, совершенствование системы отношений между участниками рынков электроэнергетики в значительной степени зависят от уровня конкуренции в рыночном секторе и от уровня развития квазиконкурентных механизмов и методологий в регулируемом секторе.

При проведении реформы электроэнергетики были реализованы следующие задачи:

- разделение по видам деятельности;

- создание, пусть и не полноценной, но полноформатной сферы оптового рынка электроэнергии и мощности (далее – ОРЭМ):

- внедрены механизмы работы рынка электроэнергии (рынок на сутки вперед (далее – РСВ), балансирующий рынок (далее – БР)) и механизмы отбора и оплаты мощности (аукцион по конкурентному отбору мощности (далее – КОМ), договоры поставки мощности (далее – ДПМ));

- определены механизмы регулирования монопольных видов деятельности;

- утвержден порядок расчета цен для потребителей гарантирующих поставщиков (далее – ГП).

Однако реформирование электроэнергетики не было доведено до формирования розничных рынков электроэнергии, а отсутствие конкурентных отношений в энергосбытовой деятельности фактически сводит на нет все вышеперечисленные достижения. В частности можно отметить следующие нерешенные проблемы:

- сложная бюрократическая процедура и большой срок ее реализации для смены потребителем сбытовой компании, обусловленное обязательными поставками всей электроэнергии, вырабатываемой генерацией свыше 25 МВт на оптовый рынок, то есть передача ее гарантирующему поставщику;

- замораживание перехода к системе долгосрочных двухсторонних контрактов, которые на первом этапе признавались основой конкурентного энергосбытового сектора энергетики;

- недоработки в системе учета потребления энергоресурсов, и, в связи с этим наличие значительных разногласий по коммерческому учету между сетевыми и энергосбытовыми компаниями;

- низкая платежная дисциплина потребителей и между участниками розничных и оптового рынков и сетевыми компаниями.

Сравнительный анализ розничных рынков электроэнергии различных европейских зарубежных стран позволяет сделать следующие выводы.

Во-первых, доля потребителей, обслуживаемых независимыми энергосбытовыми компаниями, составляет 70% (Италия – 73%, Великобритания – 84%, Германия – 91%, Норвегия – 99%), в то время как в России – не более 30%.

Во-вторых, основным механизмом закупок электроэнергии энергосбытовыми компаниями (далее – ЭСК) на оптовом рынке являются долгосрочные договора (Италия – 50%, Великобритания – 73%, Германия – 73%, Норвегия – 84%), в то время как в России этот механизм закупки находится в зачаточном состоянии.

В-третьих, существенным признаком развития розничного рынка электроэнергии является возможность и скорость смены сбытовой компании. Практически во всех странах этот срок составляет менее месяца (в Норвегии – 6 дней), в то время как в России это подчас затруднительно или невозможно вследствие сложной бюрократической процедуры, а также монополизма и отсутствия конкуренции на розничных рынках, вызванных простым отсутствием предложения электроэнергии.

Необходимо констатировать, что на розничных рынках электроэнергии конкурентная среда на настоящее время не сформирована.

Минэнерго России в настоящее время прорабатывает пакет нормативно-правовых актов, направленных на значительное изменение розничного рынка электроэнергии.

Суть данных изменений – полная либерализация розничного рынка, включающая в себя расширение состава участников, снижение монопольного влияния гарантирующих поставщиков, конкуренцию за потребителя, договорные условия по ценам и качеству обслуживания и быструю смену энергосбытовой компании. В то же время необходимо отметить, что конкуренция на рознице и возврат крупного потребителя в распределительные сети (снижение перекрестного субсидирования) возможно только при насыщении розничных рынков электроэнергией за счет отказа от обязательной поставки на ОРЭМ. В этом случае потребитель сможет заключать прямые договора с производителем энергии или независимыми энергоснабжающими организациями. Снижение влияния на розничные рынки гарантирующих поставщиков, предлагающих электроэнергию с ОРЭМ.

На основании изложенного участники парламентских слушаний рекомендуют:

Правительству Российской Федерации:

Наличие большого объема перекрестного субсидирования, существующего в многочисленных видах, неразвитость конкурентных отношений, в особенности на розничных рынках электрической энергии, недостаточная эффективность применяемых методов государственного регулирования сетевого комплекса и услуг гарантирующих поставщиков, являются основными сдерживающими факторами в развитии электроэнергетики, в связи с чем необходимо:

- принять меры по определению величины и видов перекрестного субсидирования  и принятию решений по его сокращению до предельного приемлемого уровня в сфере электро- и теплоснабжения, в том числе по сокращению перекрестного субсидирования в электросетевом комплексе, справедливому распределению величины перекрестного субсидирования между потребителями, присоединенными как к распределительным, так и к магистральным сетям;

- разработать изменения в нормативные правовые акты, направленные на корректировку подходов к тарифному регулированию услуг по передаче электрической энергии, основанных на альтернативном принципе расчета затрат и обеспечивающих реализацию принципа экономической обоснованности, долгосрочности и равенства удельных показателей устанавливаемых тарифов для различных сетевых организаций работающих в сопоставимых условиях функционирования, в том числе рассмотреть возможность разделения ставки на содержание электрических сетей на федеральную и региональную составляющие;

- ускорить принятие нормативно-правового акта, регламентирующего вопросы экономической ответственности потребителя за величину заявленной при технологическом присоединении мощности, по срокам и фактическому использованию, позволяющих эффективным образом распределить инвестиционные риски между сетевыми компаниями и пользователями сетевых услуг, потребителями электроэнергии;

- ускорить разработку и принятие нормативных правовых актов по совершенствованию механизмов вывода неэффективных объектов электроэнергетики из эксплуатации и стимулирования модернизации существующих генерирующих мощностей;

- усилить контроль Правительства Российской Федерации за обоснованием  инвестиционных проектов в рамках инвестиционных программ электросетевых организаций, позволяющих ранжировать и осуществлять отбор проектов с учетом соотношения общественных выгод и затрат при их реализации, а также скорректировать порядок формирования  инвестиционных программ сетевых организаций;

- рассмотреть возможность снятия ограничения на совмещение деятельности по передаче электрической энергии по электрическим сетям и деятельности по производству электроэнергии на объектах малой распределенной генерации мощностью до 25 МВт;

- пересмотреть критерии отнесения объектов электросетевого хозяйства к объектам ЕНЭС с целью исключения из объектов ЕНЭС линий электропередачи, не несущих нагрузки по межрегиональным и трансграничным перетокам;

- рассмотреть возможность снятия ограничения обязательной работы на оптовом рынке электроэнергии (мощности) ТЭЦ установленной мощностью более 25 МВт и предоставление возможности самостоятельного выбора работы на оптовом и/или розничном рынках для ТЭЦ, подключенных исключительно к сетям территориальных сетевых организаций независимо от их мощности;

- с целью развития конкуренции на розничных рынках электроэнергии рассмотреть вопросы снятия избыточных запретов и ограничений, мешающих развитию распределенной энергетики и когенерации, упрощения выхода собственной и распределенной генерации на розничные рынки электроэнергии с возможностью продажи ими электроэнергии независимым энергосбытовым организациям;

-  обеспечить  принятие мер по стимулированию развития когенерации и строительства ТЭЦ малой и средней мощности, и в частности, установление целевых показателей  доли когенерации  в производстве электрической энергии и в производстве тепловой энергии по стране в целом, по субъектам Российской Федерации,  контроль за целевыми показателями увеличения объемов  когенерации в принимаемых на федеральном и региональном уровнях схемах и программах  развития электроэнергетики, муниципальных схемах теплоснабжения;  введение налоговых льгот, субсидирования процентной ставки по кредитам и прямого финансирования инвестиций за счет средств фонда содействия реформированию ЖКХ при строительстве  ТЭЦ малой и средней мощности; запрет на использование подобных механизмов экономического стимулирования при строительстве котельных;  введение административных ограничений  на строительство котельных;

- поручить Министерству энергетики Российской Федерации в целях обеспечения снижения потерь в сетях и повышения надежности энергоснабжения разработать меры адресной поддержки региональных программ развития распределенной генерации для субъектов Российской Федерации с большим количеством населенных пунктов, расположенных на труднодоступных, горных и высокогорных территориях, а также в районах Крайнего Севера и Арктики;

- рассмотреть возможность всестороннего и на условиях полной прозрачности урегулирования применения механизмов перекрестного субсидирования, фактически существующих в отрасли, в том числе межотраслевое перекрестное субсидирование со сферой теплоснабжения (включая анализ фактического применения правил раздельного учета расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии), межтерриториальное перекрестное субсидирование через регулируемые составляющие цен на оптовом рынке мощности и в электросетевом комплексе;

- рассмотреть возможность введения механизмов, ограничивающих использование избыточной рыночной силы и иных неконкурентных способов влияния на функционирование оптового и розничных рынков со стороны субъектов электроэнергетики, в акционерных капиталах которых основная доля прямо или косвенно принадлежит государству;

- обратить внимание на отсутствие модели функционирования розничных рынков электроэнергии c учетом влияния перекрестного субсидирования в сетевом комплексе (в том числе механизма «последней мили»);

- осуществить корректировку вступившего в силу с 1 января 2016 года запрета на заключение территориальными сетевыми организациями договоров на покупку потерь электрической энергии, возникающих в их сетях, с независимыми энергосбытовыми организациями, в частности, в случае если такая энергосбытовая организация обслуживает потребителей, непосредственно подключенных к сетям соответствующей территориальной сетевой организации;

         - рассмотреть возможность снятия запрета на совмещение деятельности по передаче и производству электроэнергии для электросетевых компаний с ограничением их доли рынка, в том числе в части малой и распределенной генерации, в случаях необходимости замены линий электропередачи объектами генерации электрической энергии.

Государственной Думе Федерального Собрания Российской Федерации:

- совместно с Правительством Российской Федерации разработать и подготовить проекты федеральных законов, реализующие предложения, возникшие в ходе реализации реформы электроэнергетики, ликвидирующие  препятствия для развития конкуренции и повышающие эффективность работы генерации и сетевого комплекса в электроэнергетике;

- создать рабочую группу при Комитете Государственной Думы по энергетике по реализации предложений по реформе электроэнергетики.

Исполнительным органам власти субъектов Российской Федерации:

- обеспечить повышение качества разработки схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, перспективных региональных топливно-энергетических балансов, при этом оказать первостепенную поддержку развитию распределенной энергетики и мини-ТЭЦ, в том числе на основе возобновляемых источников энергии;

- разработать региональные программы по развитию малой распределенной энергетики и энергетики на возобновляемых источниках энергии;

- обеспечить развитие региональной тепловой энергетики, разработку схем теплоснабжения преимущественно с применением комбинированного производства тепловой и электрической энергии.

 

 

 

Председатель Комитета                                                             П.Н.Завальный

 

 

 

 

 

 

 

Исп. С.Н.Мартюшов 8 495 692 40 78

Написать об этом в Вконтакте Написать об этом в Facebook Написать об этом в Twitter Написать об этом в LiveJournal
Наверх