Закончен  процесс выделения сетевых компаний. На базе реорганизованных АО-энерго созданы все 56 магистральных сетевых компаний.

       В 2007 году, в соответствии с решением совета директоров ОАО РАО "ЕЭС  России" о переконфигурации МРСК от 27 апреля 2007 года и распоряжением  Правительства России № 1857-р от 27 декабря 2007 года, число МРСК увеличено до 11 (без учёта МРСК Дальнего Востока).

       С 1 сентября 2006 года вступили в силу новые  правила работы оптового и розничных  рынков электроэнергии¹⁸. На оптовом рынке электроэнергии (мощности) в результате введения с 1 сентября новых правил работы осуществлен переход к регулируемым договорам между покупателями и генерирующими компаниями, ликвидирован сектор свободной торговли (ССТ), запущен спотовый рынок – "рынок на сутки вперед" (РСВ). К 2011 году, в соответствии с Постановлением Правительства России от 7 апреля 2007 года, предусматривается постепенная замена регулируемых договоров на свободные (нерегулируемые) договоры. Правила функционирования розничных рынков предполагают постепенную либерализацию розничных рынков электроэнергии параллельно с либерализацией оптового рынка, при сохранении обеспечения населения электроэнергией по регулируемым тарифам.

       Таким образом, в ходе реформы исчезает прежняя, монопольная структура  электроэнергетики: большинство вертикально-интегрированных  компаний сходят со сцены, на смену им появляются новые компании целевой структуры отрасли.

2.2. Перспективы развития электроэнергетики России.

         Электроэнергетика обеспечивает потребности в электроэнергии национального хозяйства и населения, более 45% суммарной потребности 
промышленности и коммунально-бытового сектора в тепловой энергии, а также экспортируется в страны СНГ и Дальнего зарубежья. На конец 2005 г. общая установленная мощность электростанций страны составляла 219.2 млн. кВт, в том числе ТЭС - 149.5 млн. ГЭС - 46 млн. и АЭС -23.7 млн. кВт. Линии электропередачи (ЛЭП) всех классов напряжения имеют общую протяженность более 2.5 млн. км, в том числе ЛЭП напряжением от 220 до 1150 кВ - около 150 тыс. км.¹⁹

       Более 90% этого потенциала объединяет Единая энергетическая система (ЕЭС), охватывающая территорию страны от европейской части до Дальнего Востока.

       В 2005 г. электростанции России произвели 952 млрд. кВтч, в том числе на ТЭС - 627 млрд., ГЭС - 175 млрд. и АЭС - 150 млрд. кВтч. В соответствии с "Энергетической стратегией России на период до 2020 г." (одобрена правительством России, распоряжение № 1234-р от 28 августа 2003 г.) 
производство электроэнергии по среднему варианту сценариев развития экономики страны должно возрасти по сравнению с 2000 г. на 16% в 
2010 г. а на 38% в 2020 г. (Приложение 2). При этом в структуре производства электроэнергии доля ГЭС снизится с 19 до 16%, а АЭС возрастет с 15 до 19%.

       Из-за быстро нарастающего старения оборудования электростанций (их износ достиг почти 65%) и необходимости его вывода из эксплуатации в перспективе должен быть обеспечен более интенсивный рост мощности новых генерирующих источников по сравнению с ростом суммарной установленной мощности. Иначе не будут обеспечены растущие потребности страны в электроэнергии в условиях продолжающего экономического роста.

       Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления при умеренном варианте экономического развития страны на электростанциях России до 2020 г. потребуется ввести в действие (с учетом замены и модернизации) 120 млн. кВт генерирующих мощностей, в том числе на гидро- и гидроаккумулирующих электростанциях - 7 млн., на АЭС - 17 млн. и на ТЭС - 96 млн. кВт (из них с парогазовыми и газотурбинными установками - 32 млн. кВт).

       Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке. В 2011-2020 гг. должно быть закончено сооружение Богучанской, Нижне-Бурейской и Вилюйской ГЭС на Дальнем Востоке, а на Северном Кавказе - Заромагской, Зеленчукских и Черекских ГЭС. В европейской части страны намечается продолжить сооружение гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС).²⁰

       В атомной энергетике ожидаются вводы новых энергоблоков в европейской части страны (Ростовской, Калининской, Курской АЭС и др.), а 
также продление проектного срока службы ряда ядерных энергоблоков на 10 лет. Кроме того, предполагается начать строительство в качестве 
автономных источников децентрализованного энергоснабжения АЭС малой мощности (от 1 до 50 МВт) в труднодоступных и удаленных районах 
на Севере и Дальнем Востоке (в том числе и в плавучем исполнении с использованием ледокольных судов). Одновременно к 2020 г. намечено вывести 12 энергоблоков первого поколения на Билибинской, Кольской, Курской, Ленинградской и Нововоронежской АЭС.  

       Необходимость наращивания мощностей АЭС в европейской части России обусловлена, во-первых, тем, что здесь ТЭС на угле менее экономичны по сравнению с АЭС с энергоблоками 1000 МВт и выше, и, во-вторых, необходимостью сокращения неоправданно высокой доли использования на ТЭС природного газа.

       Существующие резервы урана и промышленные структуры достаточны для 4-х кратного увеличения существующих мощностей АЭС. Кроме 
того, имеются строительные заделы для АЭС суммарной мощностью 10 ГВт, завершение которых потребует меньших удельных капиталовложений, чем строительство новых энергоблоков.

       Стратегия развития атомной энергетики России предусматривает обеспечение возможно более высокого уровня безопасности ядерных реакторов АЭС в процессе их эксплуатации. Кроме того, будут приняты меры по повышению заинтересованности общественности в развитии атомной энергетики, особенно населения, проживающего вблизи АЭС, например, льготные тарифы на электроэнергию для населения в 30-километровой зоне вокруг станций.

       В теплоэнергетике намечается трансформация топливного баланса тепловых электростанций в сторону снижения в 2020 г. по сравнению с 
2000 г. доли природного газа почти на 10% в связи с повышением цены на природный газ до оптимального уровня, учитывающего теплотворную 
способность различных энергоносителей. В настоящее время цены на газ у потребителей примерно в 1.3-1.4 раза ниже цен угля.

       Особенно  остро с точки зрения энергетической безопасности страны стоит проблема снижения доли природного газа в топливном балансе ТЭС европейской части России, включая Урал, где она превышает 70%. Определенная роль в решении этой проблемы принадлежит атомной энергетике и использованию угля для ТЭС из восточных районов страны (Кузнецкого, Канско-Ачинского), а также экибазстузского угля из Казахстана.

       В последующие годы основным направлением станет техническое перевооружение и реконструкция существующих, а также сооружение новых ТЭС в объеме 4-6 млн. кВт ежегодно. На существующих и новых ТЭС и ТЭЦ будут широко использоваться новые технологии. Для электростанций, работающих на газе, это парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и мелкие газотурбинные установки; для работающих на твердом топливе – экологически чистые технологии его сжигания в паротурбивном цикле (котлы с циркулирующим кипящим слоем, сжигание угля в кипящем слое под давлением), а позже - в парогазовых установках с газификацией угля, что позволит повысить кпд этих установок до 54%. Будет увеличиваться доля независимых производителей электроэнергии и тепла за счет строительства ТЭЦ на промышленных предприятиях.

       В целом в соответствии с Энергетической стратегией электроэнергетика в период до 2020г будет развиваться с учетом следующих приоритетов территориального размещения генерирующих мощностей. В европейской части России - максимальное развитие АЭС, модернизация ТЭС на газе с заменой паросиловых турбин парогазовыми и строительство новых угольных ТЭС в районе Урала; в Сибири и на Дальнем Востоке - развитие ГЭС, угольных ТЭС, а в отдаленных районах - газовых ТЭС; в малообжитых, труднодоступных районах страны - строительство АЭС малой мощности и мини ГЭС.

       Развитие  электрических сетей. В соответствии с Энергетической стратегией суммарный ввод линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. составит около 30 тыс. км. Для повышения надежности снабжения энергодефицитных районов (Северный Кавказ, Дальний Восток и др.) предусматривается:

       - усиление межсистемных связей  транзита между объединенными энергосистемами (ОЭС) Северо-Запада, Урала, Средней Волги и Северного Кавказа;

       - развитие электрической связи между восточной и европейской частями России ОЭС Сибири и ОЭС Востока;

       - сооружение между восточной и европейской частями ЕЭС России линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ, что позволит за счет 
транспортирования электроэнергии в западном направлении заметно сократить завоз восточных углей для ТЭС.

       Это даст возможность частично избежать дорогостоящих перевозок угля из Кузбасса и КАТЭКа за счет их использования на местных ТЭС с выдачей 
5-6 млн. кВт мощностей на Запад и 2-3 млн. кВт на Восток. Кроме того, использование маневренных возможностей ГЭС Ангаро-Енисейского каскада частично снимает напряженность регулирования графика электрической нагрузки в энергосистемах европейской части России.

       В целом российской электроэнергетике на перспективу до 2020 г. свойственны те же тенденции, что и мировой, а именно сохранение состава 
первичных энергоресурсов при небольшом изменении их структуры, дальнейшее развитие электроэнергетической системы и ее интеграция с энергосистемами стран СНГ и Западной Европы, усиление процесса автономизации электроснабжения.

       Основными проблемами российской электроэнергетики являются:

       - нарастающий процесс старения генерирующего и электротеплосетевого оборудования, снижение эффективности использования имеющихся электро- и теплогенерирующих мощностей и надежности топливообеспечения электростанций;

       - низкая инвестиционная привлекательность электроэнергетики, распыленность и неэффективность использования инвестиционного капитала;

       - сокращение объемов продукции отечественного энергомашиностроения, энергостроительного и научно-технического потенциала страны, низкий технический уровень оборудования;

       - серьезное отставание в сфере  технического совершенствования производственного аппарата отрасли;

       - громоздкая структура холдинга  РАО "ЕЭС России" и ослабление управленческих функций региональных АО-энерго, и как следствие - снижение управляемости отраслью.

       Негативное действие этих факторов привело к снижению экономической эффективности электроэнергетики (повышение удельных расходов 
топлива на выработку электроэнергии и тепла на ТЭС, рост штатного коэффициента, замедление вводов новых мощностей и др.), а также понижению уровня энергетической безопасности отдельных Регионов страны (Северный Кавказ, Дальний Восток и др.) до критического.

       Поэтому в соответствии с постановлением правительства № 526 от 11 июля 2000 г. "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации" проводится реформа в направлении развития рыночных отношений в сфере производства и потребления электроэнергии. Это повысит надежность и эффективность электроснабжения страны, а также инвестиционную привлекательность отрасли. Результатом реформы должно стать создание рыночной сферы в электроэнергетике путем разделения потенциально рыночных и монопольных сфер деятельности (генерации и передачи электроэнергии) на самостоятельные хозяйствующие субъекты.

       К настоящему времени создана независимая Федеральная сетевая компания ("ФСК ЕЭС") с контрольным пакетом акций у государства, в которую вошли крупные магистральные сети²¹. Разделены генерация и передача электроэнергии в бывших региональных энергообъединениях. На базе АО-энерго созданы семь оптовых генерирующих компаний, которые объединили крупных производителей электроэнергии. Небольшие региональные ТЭС, а также ТЭЦ вошли в состав территориальных генерирующих компаний. Региональные сетевые компании вобрали в себя распределительные сети и объединились в межрегиональные распредсетевые компании. Созданы Системный оператор, в котором сосредоточены диспетчерские функции, а также Администратор торговой системы - для организации торговли на оптовом рынке электроэнергии.

       Структурная часть реформы близка к завершению. Теперь необходимо ускорить либерализацию рынка электроэнергии. Пока на розничных рынках цены на электричество регулируются государством, а на оптовом рынке есть лишь небольшой сектор (15%) свободной торговли. 

       Заключение

     В условиях перехода к рыночным отношениям естественные монополии должны подвергаться жесткому государственному регулированию, иначе они неизбежно будут  стремиться злоупотреблять своей рыночной властью. При этом, как показывает зарубежный опыт, возникает множество сложных проблем, связанных с обеспечением эффективности государственного регулирования.