Экономика предприятий энергетического комплекса

ЛИТЕРАТУРА ПО КУРСУ Основная литература: 1. Курс лекций. Будет передан в электронном виде (формат pdf) по окончании семестра. 2. Экономика и управление в энергетике: учебник для магистров / под общ. ред. Н.Г. Любимовой, Е.С. Петровского. М.: Издательство Юрайт, 2014. 485 с. 3. Экономика энергетики: учебное пособие для вузов / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова и др.; под ред. Н.Д. Рогалёва. М.: Издательство МЭИ, 2012. 288 с. 4. Самсонов В.С. Экономика предприятий и отрасли: учебник для студентов вузов, обучающихся по направлениям подготовки "Теплоэнергетика и теплотехника" и "Электроэнергетика и электротехника". М.: Академия, 2014. 304 с. 5. Экономика электроэнергетики: учебник для студентов вузов, обучающихся по направлению 140200 – "Электроэнергетика"/ А.В. Пилюгин, С.А. Сергеев, Г.А. Барзыкина, А.Н. Горлов. 2-е изд. Старый Оскол: ТНТ, 2013. 360 с. 6. Ратников Б.Е., Гительман Л.Д. Экономика и бизнес в электроэнергетике. Междисциплинарный учебник. М.: Экономика, 2013. 432 с. Более ранние издания: 7. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Энергетический бизнес: учебное пособие. М.: Дело, 2006. 600 с. 8. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Энергетические компании: Экономика. Менеджмент. Реформирование: в 2 т. Екатеринбург: Изд-во Урал. ун-та, 2001. Т. 1. 376 с. 9. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Энергетические компании: Экономика. Менеджмент. Реформирование: в 2 т. Екатеринбург: Изд-во Урал. ун-та, 2001. Т. 2. 476 с. 10. Экономика и управление в современной электроэнергетике России: пособие / под ред. Чубайса А.Б. М.: НП "КОНЦ ЕЭС", 2009. 615 с. 11. Фомина В.Н. Экономика электроэнергетики. М.: ГОУ ВПО "Государственный университет управления", 2005. 392 с. Дополнительная литература: 12. Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса: учебник для вузов. М.: Высшая школа, 2003. 416 с. 13. Выварец А.Д. Экономика предприятия: учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности 080502 "Экономика и управление на предприятии (по отраслям)". М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2007. 543 с. 14. Скляренко В.К., Прудников В.М. Экономика предприятия: Учебник. М.: ИНФРА-М, 2006. 528 с. 15. Материалы периодических изданий и сети Интернет. 1 ВВЕДЕНИЕ Электроэнергетика в современном мире играет ключевую роль, во многом определяя направления и возможности социально-экономического развития любого государства. Следует отметить, что электрическая и тепловая энергия – это основные энергоносители, обеспечивающие потребителей конечной энергией, которая затем может быть преобразована в любые формы – механическую, световую, тепловую и другие. Особенно следует остановиться на электрической энергии. На сегодняшний день это самый прогрессивный энергоноситель, главным достоинством которого является способность трансформироваться в любой вид конечной энергии. Кроме того, на стадии потребления – электрическая энергия самый экологически чистый энергоноситель. В последние десятилетия благодаря достижениям научно-технического прогресса решено множество технических проблем функционирования энергетических систем. В то же время экономические и организационные проблемы развития энергетики по-прежнему сохраняют высокую актуальность. Это, в первую очередь, связано с повышением динамичности развития социальноэкономических систем, их сложностью, противоречивостью многих социальноэкономических процессов и явлений глобализационными процессами в экономике и многими другими проблемами. В этой связи, изучаемый цикл дисциплин, связанных с экономикой электроэнергетики и ее объектов являются одной из центральных дисциплин при подготовке специалистов, обучающихся по специальностям и направлениям инженерной подготовки. Экономика энергетики – это наука, изучающая экономические закономерности функционирования и развития отрасли во взаимосвязи с другими отраслями (производствами) экономики страны, а также особенности управления ею применительно к современным и будущим условиям социальноэкономического развития. Предметом дисциплины являются экономические взаимоотношения субъектов электроэнергетики между собой, с субъектами других отраслей (производств) на рынках ресурсов, а также с государственными и региональными органами исполнительной власти. Основная цель дисциплины – раскрытие экономической природы отношений субъектов рынка, возникающих в процессе их хозяйственной деятельности, на основе экономического анализа факторов производства и реализации энергии, а также знания экономической природы и механизмов формирования себестоимости, рентабельности, ценообразования и эффективности энергетического бизнеса. В ходе изучения дисциплины планируется рассмотрение следующих основных разделов: • организация электроэнергетики в современной России; • основы организации управления на предприятиях электроэнергетики; • инвестиции и принятие инвестиционных решений в электроэнергетике; • организация рыночных отношений в электроэнергетике России. 2 1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В СОВРЕМЕННОЙ РОССИИ 1.1. Общая структура топливно-энергетического комплекса России, его роль в российской и мировой экономике Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) представляет собой сложную и развитую систему добычи природных энергетических ресурсов, их обогащения, преобразования в мобильные виды энергии и энергоносителей, передачи и распределения, потребления и использования во всех отраслях национального хозяйства. Стандартно ТЭК рассматривается как совокупность энергопотребляющих и энергоснабжающих систем. Энергопотребляющие системы являются неотъемлемой частью всех производственных и непроизводственных сфер жизнедеятельности субъектов РФ. Энергоснабжающие системы представляют собой совокупность взаимосвязанных больших производственно-территориальных систем: электроэнергетической (энергоснабжающая), газоснабжающей, нефтеснабжающей, углеснабжающей и системы ядерной энергетики, которую с точки зрения получения конечного продукта ее деятельности также можно отнести к электроэнергетической системе (рис. 1.1). Организационно комплекс разделяется на отрасли, системы и предприятия ТЭК: • добывающие: угледобыча, нефтедобыча, газодобыча, добыча торфа и сланцев, добыча урана и других ядерных материалов; • преобразующие (перерабатывающие): углепереработка, нефтепереработка, газопереработка, переработка торфа и сланцев, электроэнергетика, атомная энергетика, котельные и т.п.; • передающие и распределяющие: перевозка угля, торфа и сланцев, нефтепроводы и другие способы транспорта нефти и нефтепродуктов, газопроводы, электрические сети, включая высоковольтные линии электропередачи (ЛЭП) и низковольтные распределительные электросети, паро- и теплопроводы и др.; • потребляющие и использующие: все отрасли национального хозяйства, включающие промышленную энергетику, энергетику транспорта, энергетику сельского хозяйства, коммунальную энергетику и т.п. Топливно-энергетический комплекс – одна из наиболее значимых составляющих минерально-сырьевого комплекса. Доля ТЭК в объёме промышленного производства сегодня более 25 – 30%, в объёме ВВП – более 15%, в экспорте – более 50%. ТЭК оказывает существенное влияние на формирование бюджета страны. Производства и предприятия комплекса тесно связаны со всеми секторами экономики России, имеют большое районообразующее значение, создают предпосылки для развития топливных производств и служат базой для формирования промышленных комплексов. 3 Топливоснабжающая система газоснабжающая нефтеснабжающая углеснабжающая Добыча газа Добыча нефти Добыча угля Переработка газа Переработка нефти Переработка угля Транспорт газа Транспорт нефти и нефтепродуктов Транспорт угля ядерная Добыча (производство) топлива Переработка ядерного топлива Транспорт ядерного топлива Энергоснабжающая система Производство электроэнергии Комбинированное производство электрои теплоэнергии Электрические сети Потребители электроэнергии Производство теплоэнергии Тепловые сети Потребители теплоэнергии Потребители топлива Энергопотребляющая система Рис. 1.1. Общая структура систем энергетики и технологические связи между ними Говоря о глобальной роли ТЭК России следует сказать, что Россия играет критически важную роль в обеспечении глобального баланса спроса и предложения на рынках нефти и природного газа, потенциально и угля. Она выступает одним из гарантов общей энергетической безопасности и стабильности мира в долгосрочной перспективе. На Россию приходится свыше 12% мирового производства нефти, около 20% мирового производства природного газа и свыше 5% 4 мировой добычи угля. Суммарно Россия производит около 10,3% первичной энергии более 40% из которых приходится на экспорт. Такое положение обусловливает значительную зависимость страны от развития спроса и цен на мировых энергетических рынках. Вместе с тем, в современном ТЭК России нет организационного единства, хотя определенную координирующую роль выполняет Министерство энергетики Российской Федерации. В большинстве случаев отдельные предприятия ТЭК представляют собой акционерные общества (АО), объединенные в крупные корпорации, деятельность, которых, в первую очередь, направлена на достижение интересов их собственников, которые зачастую не отражают интересов развития национальной экономики. 1.2. Общая характеристика и особенности электроэнергетики как объекта организации производства и управления Электроэнергетика – базовая инфраструктурная отрасль, в которой реализуются процессы производства, передачи, распределения электроэнергии. Она имеет связи со всеми секторами экономики, снабжая их электричеством и теплом и получая от некоторых из них ресурсы своего функционирования. Миссией электроэнергетики является обеспечение потребности народного хозяйства и населения в тепловой и электрической энергии, а также экспорт электроэнергии в страны ближнего и дальнего зарубежья. Производственно-технологическая основа отрасли представляет собой электрические станции разных типов, единую национальную электрическую сеть (ЕНЭС), территориальные распределительные сети, систему оперативнотехнологического управления. Основные функции энергетики: • обеспечение спроса на энергию в кратко- и долгосрочном периоде; • производство электроэнергии и тепла; • передача электроэнергии по магистральным и распределительным сетям; • сбыт электроэнергии; • проектирование, строительство, эксплуатация и ремонт объектов электроэнергетики; • соблюдение экологических нормативов. Технологические и производственные процессы в электроэнергетике имеют следующие уникальные особенности. 1. Совпадение во времени процессов производства и потребления энергии. Эта главная технологическая особенность электроэнергетики вызвана невозможностью крупномасштабного коммерческого аккумулирования электроэнергии и теплоэнергии в сочетании с высокой скоростью транспорта энергоносителей. Отсюда следует, что режим производства энергии однозначно определяется режимом ее потребления. В результате графики электрических и тепловых нагрузок становятся основным инструментом производственного планирования и текущего оперативно-технологического управления на электростанциях и в сетях. 5 Невозможность создания запасов готовой продукции в электроэнергетике требует наличия резервов генерирующих мощностей, резервов пропускной способности электрических и тепловых сетей, а также запасов топливных ресурсов. Одновременность производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии является основной причиной четкого разграничения вопросов экономического и оперативно-технологического (диспетчерского) управления в электроэнергетике. Режим работы в электроэнергетике имеет гораздо большее значение, чем в большинстве других промышленных производств. Технологическое единство производства и потребления энергии предопределяет необходимость тесного экономического взаимодействия энергокомпаний и потребителей. Основными направлениями такого взаимодействия являются: • рационализация режимов энергопотребления; • формирование взаимоприемлемых тарифов на энергию; • координация планов развития энергопотребляющих установок, генерирующих и транспортных мощностей энергокомпаний. 2. Непрерывный характер производственного процесса. Эта особенность обусловливает высокий уровень автоматизации производства и управления технологическим процессом. По сути непосредственная выработка электрои теплоэнергии происходит без прямого участия персонала. При этом численность персонала определяется установленной мощностью электростанций и не зависит от выработки электроэнергии, то есть от режима использования этой мощности. С другой стороны, значительная сложность и высокая скорость осуществления технологического процесса предъявляют повышенные требования к профессиональной квалификации персонала. Причем большое значение имеют как производственный опыт отдельных работников, так и четко отлаженное взаимодействие различных подразделений и служб. Отсюда следуют два вывода. Во-первых, по уровню оплаты труда персонал энергокомпаний должен занимать одно из ведущих мест в промышленности. Во-вторых, требуются значительные средства для подготовки и повышения квалификации кадров электроэнергетики. 3. Сложность и особые условия работы энергетического оборудования. В процессе эксплуатации энергетическое оборудование подвергается воздействию высоких температур, давлений, химически агрессивных сред, радиоактивности. Поэтому при его изготовлении применяются специальные дорогостоящие конструкционные материалы, способные в условиях нормальной эксплуатации достаточно продолжительное время выдерживать эти нагрузки без нарушения основных параметров технологического процесса. Это определяет высокую капиталоемкость объектов электроэнергетики, а также весьма длительные сроки проектирования, строительства, монтажа и эксплуатации крупных энергоблоков. Кроме того, капитальные ремонты основного оборудования (в первую очередь, парогенераторов и турбин) отличаются продолжительностью и большими издержками. 6 4. Быстрое развитие аварий. Данная особенность требует автоматического управления режимами энергосистем. 5. Параллельная работа всех станций на совмещенный суточный график нагрузки энергосистемы. 6. Взаимозаменяемость генерирующих установок. Технология энергетического производства может быть основана на различных первичных энергоресурсах и энергетических циклах. В системах транспорта электроэнергии возможно применение переменного либо постоянного тока разных уровней напряжения. В результате, такая технологическая взаимозаменяемость энергоустановок предопределяет многовариантность решения задачи энергоснабжения региона. Выбор наилучшего варианта осуществляется на основе специальных экономических расчетов. В то же время взаимозаменяемость генерирующих энергоустановок ограничена их производственной специализацией, то есть режимами использования в энергосистеме. 7. Взаимодействие с окружающей средой. Характерной особенностью технологии производства энергии на ТЭС и АЭС является непрерывный сброс огромного количества тепла в окружающую среду – реки, озера, пруды и другие водоохлаждающие бассейны, а также в атмосферу. Также работа ТЭС на органическом топливе, сопровождается огромным расходом кислорода из атмосферы, непрерывным выбросом газов, золы, а также вредных для растительного и животного мира окислов серы и азота. Это создает значительные экологические проблемы и влечет за собой крупные затраты на сооружение и эксплуатацию специальных природоохранных технических устройств. 8. Обезличенность электроэнергии как товара. Это связано с тем, что вся электроэнергия поступает в общую сеть, характеризующуюся едиными режимными параметрами. 9. Невозможность выбраковки энергии. Отмеченные особенности энергетического производства обуславливают целесообразность создания и функционирования энергетических систем. Энергетическая система – комплекс совместно работающих электростанций, объединенных на параллельную работу электрическими сетями, связанных общностью режима и единым оперативно-технологическим управлением. Энергетические системы характеризуются: • параллельная работа электростанций на совмещенный суточный график нагрузки; • единый диспетчерский резерв мощности; • единое оперативно-технологическое управление. В зависимости от территориального охвата выделяются несколько уровней энергосистем: • районные энергосистемы (РЭС); • объединенные энергосистемы (ОЭС), в составе которых параллельно работают несколько РЭС; • единая энергосистема (ЕЭС), объединяющая на параллельную работу ОЭС. 7 В составе ЕЭС России семь ОЭС, шесть из которых работают параллельно, ОЭС Дальнего Востока работает автономно. Создание ЕЭС России обеспечивает следующие преимущества: 1) сокращается потребность в установленной и резервной мощности электростанций; 2) повышается надежность энергоснабжения; 3) возможность использования эффективного генерирующего оборудования с высокой единичной мощностью основных агрегатов; 4) возможность осуществления наиболее экономичных режимов для различных типов электростанций; 5) снижается совмещенный максимум нагрузки; 6) возможность использования "широтных" и "долготных" эффектов. Также с позиций организации производства и управления в электроэнергетики следует отметить, что многие виды деятельности в ней относятся к естественно-монопольным. В частности, естественно-монопольными являются передача и распределение энергии, управление режимами энергосистем. Это в обуславливает необходимость государственного регулирования в отрасли. Отмеченные обстоятельства обуславливают то, что функционирование электроэнергетики России происходит по большей части в рамках единой энергосистемы (ЕЭС), которая представляет собой технологическую совокупность хозяйствующих субъектов, использующих объекты электроэнергетики для обеспечения надежного и эффективного энергоснабжения потребителей. Только на отдаленных и малонаселенных территориях энергоснабжение частично осуществляется автономными источниками, не включенными в ЕЭС России. 1.3. История формирования и развития ЕЭС России Единая энергетическая система России (ЕЭС России) состоит из 69 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Центра, Северо-Запада, Средней Волги, Юга, Урала, Сибири, Востока. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220 – 500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно). На рис. 1.2 и 1.3 показаны а и укрупненная схема ЕЭС России. Создание ЕЭС России длилось на протяжении длительного временного периода и имеет глубокие исторические корни. Электроэнергетика как отрасль промышленности зародилась в России в конце XIX в. На начальном этапе это были электростанции небольшой мощности (в основном работающие на угле, мазуте или воде), которые строились для снабжения энергией конкретных объектов (промышленных предприятий, элеваторов, элементы городского хозяйства) и работали изолированно друг от друга. Линии электропередач были небольшими (обычно не более 1 – 2 км) и работали на невысоких классах напряжения – до 10 кВ. Также отсутствовали единые стандарты электрической энергии: применялись постоянный, однофазный переменный, трехфазный переменный ток; частоты и напряжения в сетях различались. 8 9 Рис. 1.2. Карта-схема ЕЭС России 10 Рис. 1.3. Схема размещения объединенных энергосистем ЕЭС России В итоге перед Первой мировой войной суммарная установленная мощность электростанций России составила 1,1 млн. кВт, выработка электроэнергии – около 2 млрд. кВт·ч, что соответствует показателям одного энергоблока современной крупной электростанции. Крупнейшей из электростанцией стала московская тепловая электростанция (мощность 15 МВт). Новый этап развития электроэнергетики связано с принятием и реализацией плана ГОЭЛРО – государственного плана электрификации советской России, который был принят и утвержден в 1921 г. По своей сути этот план уходил далеко за пределы электроэнергетической отрасли и представлял собой комплексный стратегический план развития экономики страны на базе ее электрификации. План ГОЭЛРО строился на следующих основных принципах: • концентрация производства электроэнергии на крупных станциях с централизацией энергоснабжения потребителей; • строительство крупнейших электростанций у крупнейших местных источников энергии, а не рядом с потребителями; • согласование строительства мощностей с развитием экономики конкретных регионов; • развитие электрических сетей; создание крупных энергосистем; • опережающий рост электроэнергетики по сравнению с другими отраслями (за 10 – 15 лет после принятия плана планировалось увеличить мощность электростанций вдесятеро при росте промышленного производства максимум в два раза). В ходе реализации плана ГОЭЛРО (годы первых пятилеток) были построены крупные (на тот период) электростанции, которые относились к числу крупнейших в Европе (Шатурская ГРЭС мощностью 100 МВт, Каширская ГРЭС – 60 МВт), а ДнепроГЭС стал крупнейшей на то время гидроэлектростанцией мира (560 МВт). С 1920-х гг. начались процессы централизации электроснабжения, сопровождающиеся объединением электростанций, развитием инфраструктуры передачи электроэнергии и созданием систем оперативно-диспетчерского управления. В основном такая централизация происходила вокруг крупных городов. Так, к 1922 г. подобной сетью были объединены семь электростанций Московского региона и пять электростанций в Ленинграде. Первые сети сооружались на напряжение 20 – 35 кВ, но уже с конца 1920-х гг. системообразующими стали линии 110 кВ; первая из них – Каширская ГРЭС – Москва – введена в строй в 1922 г. В 1926 году были созданы первые диспетчерские службы – в Московской и Ленинградской энергосистемах; в 1930 г. – в Донецкой и Уральской. К 1935 году в стране работало шесть энергосистем, при этом преимущественно использовался класс напряжения 110 кВ. При этом выработка электроэнергии по каждой из энергосистем превышала 1 млрд. кВт·ч в год. Еще одна задача развития отрасли в период реализации плана ГОЭЛРО – внедрение комбинированной выработки электроэнергии, тепла и централизо11 ванного теплоснабжения. Первый теплопровод введен в строй в 1924 г. на Ленинградской ГРЭС-3; первая теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) открыта в 1928 г. в Москве. По итогам реализации плана ГОЭЛРО суммарная мощность электростанций в 1931 г. составила почти 4 млн. кВт, выработка электроэнергии – 10,6 млрд. кВт·ч, в общей сложности было построено 30 электростанций. Следующий этап развития ЕЭС России – со времени выполнения плана ГОЭЛРО (начало 1930-х гг.) до начала Великой Отечественной войны. На этом этапе темпы развития электроэнергетики ускорились. В крупнейших промышленных районах вокруг ГРЭС окончательно сформировались мощные (по тем временам) энергосистемы. Начался процесс объединения энергосистем: вначале линиями 110 кВ (энергосистем Центра и Юга), затем – 220 кВ. Первой такой линией стала электропередача Нижне-Свирская ГЭС – Ленинград протяженностью 240 км, а первая межсистемная линия 220 кВ объединила энергосистемы Приднепровья и Донбасса. Это, соответственно, требовало развития оперативно-диспетчерского управления. В результате, в дополнение к уже имеющимся диспетчерским службам в 1940 г. создана Объединенная диспетчерская служба Верхневолжских энергосистем (Горьковской, Ивановской и Ярославской) и Оперативнодиспетчерское управление Юга. Одновременно мощно развивалось отечественное энергомашиностроение, что позволило существенно увеличить единичные мощности генерирующих установок. Так, в этот период максимальная единичная мощность агрегатов достигла 100 МВт. В 1930-е гг. развивались (как массовые явления) централизованное теплоснабжение и комбинированная выработка электрической и тепловой энергии. Первые ТЭЦ нередко строились в составе крупных промышленных предприятий, сооружались и "отдельные" ТЭЦ (московские, ленинградские, казанская и др.). Мощность теплофикационных турбин к 1940 г. достигла 25 МВт. В эти годы зона охвата территории централизованным теплоснабжением составляла не более 5 км. К 1940 г. общая протяженность тепловых сетей не превышала 650 км. Следующий этап захватывает период Великой Отечественной войны и послевоенные годы. Вследствие эвакуации значительного числа предприятий европейской части СССР на Урал этот регион сталь играть ключевую роль в промышленности страны, что соответственно, сопровождалось существенным ростом электропотребления. Так, объем выработки электроэнергии на Урале возрос в 2,5 раза и превысил четверть объема энергии, генерируемой во всей стране. В 1942 году для координации работы трех районных энергетических систем Урала: Свердловской, Пермской и Челябинской было создано первое Объединённое диспетчерское управление – ОДУ Урала. В 1944 году воссоздана Объединенная диспетчерская служба Юга (впоследствии ОДУ Юга). В 1945 году организовано ОДУ Центра, обеспечившее управление параллельной работой Верхневолжских энергосистем с Московской. 12 В 1947 г. СССР вышел на второе место в мире после США по производству электроэнергии; к 1950 г. установленная мощность электростанций достигла 19,6 ГВт. В этот же период произошли конструктивные изменения в энергостроительстве: появились типовые и серийные проекты; получили распространение тепловые электростанции с энергоблоками. На этой основе начиная с 1950 г., стало строиться большинство ТЭС. Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии стала повсеместным явлением. К середине 1950-х гг. удельный вес ТЭЦ достиг почти трети суммарной мощности ТЭС. Также в послевоенные годы начались процессы широкомасштабной автоматизации энергосистем – активно внедрялись системы удаленного и автоматического управления процессами производства и передачи электроэнергии: противоаварийные устройства, устройства телемеханики управления подстанциями и ГЭС, новые средства связи для оперативно-диспетчерского управления. К концу 1940-х гг. крупнейшие ТЭС достигли мощности 400 МВт, турбоагрегаты на 100 МВт стали типовыми. В начале 1950-х гг. появились турбоагрегаты мощностью 150 МВт. Мощность крупнейших электростанций в 1950-е гг. достигла 750 МВт. В результате, на протяжении 1950-х гг. суммарная установленная мощность электростанций выросла почти на 47 ГВт, т.е. более чем втрое. Кроме того, рассматриваемый период развития электроэнергетики СССР характеризуется бурным строительством ГЭС. Всего Во второй половине 1940-х и в 1950-х гг.: было введено более 13,5 ГВт гидроэнергетических мощностей. В этот период было начато строительство каскада гидроэлектростанций на Волге, заложены Братская и Красноярская ГЭС. Во второй половине 1950-х гг. произошло еще одно знаменательное событие, связанное с внедрением первых дальних электропередач сверхвысокого напряжения. В 1956 году введена в эксплуатацию первая электропередача напряжением 400 кВ "Куйбышев – Москва", обеспечивавшей выдачу мощности Куйбышевской ГЭС, и связавшей энергосистемы Центра и Средней Волги. По сути, это событие стало началом формирования Единой энергосистемы СССР. Последовавшее затем строительство ЛЭП 500 кВ от каскада Волжских ГЭС обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала и завершило первый этап создания Единой энергетической системы европейской части СССР. В 1957 г. создано ОДУ ЕЭС европейской части СССР. Конец 1950-х гг. и 1960-е гг. ознаменовали новый этап в формировании ЕЭС России. Во второй половине 1950-х гг. завершился процесс объединения энергосистем Закавказья и продолжилось объединение энергосистем СевероЗапада, Средней Волги и Северного Кавказа. В конце 50-х – начале 1960-х гг. созданы ОДУ Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Сибири и Средней Азии. Энергосистема СССР наращивала масштабы своей деятельности, что, в свою очередь, усложняло ее управление. Это потребовало создания высшей ступени иерархии диспетчерского управления. В 1969 г. создано Центральное диспетчерское управление – ЦДУ ЕЭС СССР. 13 Кроме того, в этот период в СССР началось строительство атомных электростанций и открытие эры атомной энергетики. Это, в свою очередь, дало новый толчок развитию ЕЭС России. В период 1970-х – 1980-х гг. происходило дальнейшее развитие ЕЭС России, по итогам которого она максимально приблизилась к современной конфигурации, а также подключилась на параллельную работу с зарубежными государствами. В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году – ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири. В 1978 г. с введением в эксплуатацию связи 500 кВ Сибирь – Казахстан – Урал присоединилась на параллельную работу ОЭС Сибири. В этот период от сетей ЕЭС осуществляется экспорт электроэнергии в Монголию, Финляндию, Турцию и Афганистан. Через преобразовательную подстанцию постоянного тока в районе г. Выборга ЕЭС СССР соединилась с энергообъединением Скандинавии NORDEL. В 1962 – 1987 гг. вводятся в эксплуатацию линии 400 – 750 кВ, по которым синхронизируются энергосистемы Венгрии, ГДР, Польши, Чехословакии, Румынии и Болгарии. Период 1960 – 1980-х гг. также характеризуется нарастающим вводом мощностей на АЭС в европейской части страны, повышением единичных мощностей генерирующего оборудования, ростом уровней напряжения линий электропередачи. В 1980 году на Костромской ГРЭС введен в эксплуатацию энергоблок 1200 МВт, в конце 80-х гг. сооружается магистральная электропередача 1150 кВ Итат – Кокчетав – Кустанай. Укрупнение энергоблоков позволило повысить средние темпы прироста мощностей, которые вышли на максимальный уровень (в диапазоне 8 – 11 ГВт в год), сохранявшийся в течение 1970-х – первой половины 1980-х гг. В итоге с середины 1960-х гг. до середины 1980-х гг. мощности электростанций ЕЭС СССР увеличивались примерно на 100 ГВт за десятилетие. Также к концу 1960-х – началу 1970-х гг. завершено создание крупнейшего в Европе Волжско-Камского каскада ГЭС; заложены крупнейшие до настоящего времени в России ГЭС на реке Енисей – Саяно-Шушенская и Красноярская. К началу 1970-х гг. сформировался каскад ГЭС на реке Ангара (Братская, Иркутская, Усть-Илимская). Красноярская ГЭС достигла проектной мощности 6 ГВт в 1971 г. Гидроагрегаты Саяно-Шушенской ГЭС начали вводить в эксплуатацию с 1978 г. В 1970 – 1980-е гг. произошли качественные изменения в тепловой энергетике на органическом топливе. Наблюдавшиеся с 1960-х гг. изменения в топливном балансе ТЭС в 1980-е гг. приобрели радикальный характер: доля газа увеличилась с 23,6 до 54,2% за счет снижения до 28% доли угля и до 16,5% (вдвое) – мазута. В этот период началось формирование территориально-промышленных комплексов на базе важнейших месторождений дешевого топлива, включающих крупные ТЭС. К таким проектам относится строительство Экибастузских ГРЭС на открытых месторождениях бурого угля, Сургутских ГРЭС на газе Западной Сибири, Березовской ГРЭС на углях Канско-Ачинского бассейна. 14 Со второй половины 1980-х гг. темпы развития отрасли замедлились. Среднегодовой темп прироста мощностей снизился до 6,5 ГВт в год, а к 1991 г. объем ввода генерирующих мощностей составил 2460 МВт, т.е. примерно в четыре раза меньше среднего ежегодного ввода в 1970 – 1980-х гг. Электроэнергетика страны к концу 1980-х гг. достигла высоких результатов по количественным и ряду качественных показателей. К ним следует отнести создание единой энергосистемы континентального масштаба с развитыми сетями сверхвысоких напряжений. Это позволило добиться высокой системной надежности при более низких нормах резервирования мощностей, чем во многих других государствах. Несмотря на отдельные инциденты, все же не было системных сбоев, сравнимых по масштабу и последствиям с крупнейшими авариями в развитых западных странах Подводя итог, необходимо отметить, что к моменту распада СССР (начало 1990-х гг.) в состав ЕЭС СССР входили 9 из 11 энергообъединений страны, охватывая 2/3 территории СССР, на которых проживало более 90% населения. Другими словами, работа практически всей электроэнергетики страны происходила в рамках единой энергосистемы. Следующий этап развития ЕЭС России охватывает период 1990-х гг. В связи с общеэкономическим кризисом, повсеместным спадом производства, организационными проблемами в экономике развития электроэнергетики не происходило. Наоборот, в силу разных причин большинство предприятий энергетики испытывали острые проблемы, связанные с неплатежами и отсутствием платежной дисциплины, недогрузкой производственных мощностей, последствиями дезинтеграции единого экономического пространства СССР. В то же время в этот период начали происходить институциональные изменения, призванные сделать отрасль соответствующей новым экономическим условиям. Среди наиболее значимых событий этого периода следует выделить период 1992 – 1993 гг., когда была осуществлена приватизация, акционирование предприятий электроэнергетического комплекса и структурные преобразования в отрасли. Именно на этом этапе было создано Российское акционерное общество энергетики и электрификации "ЕЭС России" (РАО "ЕЭС России), которое стало структурой ответственной за функционирование и развитие единой энергосистемы страны. Другая важнейшая тенденция первой половины 1990-х гг. – сокращение государственного финансирования отрасли. В результате к середине 1990-х гг. бюджетные инвестиции в энергетику сократились до незначительного уровня. В сложившейся ситуации энергетические компании не имели достаточных источников для обеспечения воспроизводства основных фондов. Ситуация усугублялась массовым распространением неплатежей в экономике. В результате в 1990-х гг. объем инвестиций в энергетику резко сократился. Если в 1980-х гг. в среднем ежегодно вводилось 10 – 12 ГВт генерирующих мощностей, то в 1990-х – около 1 ГВт. Также 1990-е гг. характеризовались первой попыткой организации рыночных отношений в электроэнергетике России. В соответствии с постановле15 нием Правительства РФ № 793 от 12 июля 1996 г. создан Федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ). Оптовый рынок создавался как "сфера купли-продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России". Территориально этот рынок охватил 5 ОЭС Европейской части России, ОЭС Сибири и ОЭС Дальнего Востока. Создание ФОРЭМ стало заметным шагом вперед в формировании новых экономических отношений в отрасли. Пусть и в самом упрощенном виде, но именно оптовый рынок электроэнергии заложил основы экономических взаимоотношений между производителем и потребителем электроэнергии, создав институт "продавцов" и "покупателей". В то же время предложенная модель ФОРЭМ не решала основных проблем отрасли, которыми по-прежнему оставались: недостаток средств на инвестиции в развитие; отсутствие финансовой дисциплины; фактическая невозможность взыскания убытков за нарушение условий договора; недостаточно действенная система регулирования; неэффективное корпоративное управление и т.д. На региональном уровне сохранялась абсолютная структурно закрепленная монополия, когда все покупатели, находящиеся в данном регионе могли приобретать электроэнергию исключительно у единого продавца – вертикально интегрированного АО-энерго данного региона. Общий итог развития электроэнергетики к концу 1990-х гг. – ухудшение целого ряда количественных и качественных показателей, что явилось следствием затяжного общеэкономического кризиса в стране, а также описанных выше проблем функционирования отрасли. Финансово-экономическое положение предприятий отрасли было крайне сложным, в частности, огромных масштабов достиг уровень неплатежей (лишь 20 % поставок энергии оплачивалось денежными средствами). Отсутствие финансовых ресурсов вынудило руководство компании в 1997 г. остановить все инвестиционные проекты. В отрасли сложилась неблагоприятная социальная обстановка, массовой стала задолженность по заработной плате, среднее время задержки которой составляло 3 месяца, а в отдельных случаях более года. Многие из энергетических компаний оказались на грани банкротства, среди них ряд крупнейших ГРЭС. Начало 2000-х гг. – настоящее время. Начало современного этапа развития ЕЭС России берет начало с приходом к руководству в ЕЭС России новой команды менеджеров во главе с А.Б. Чубайсом. Новая команда менеджеров, в первую очередь, предприняла радикальные шаги, направленные на оздоровление ситуации в электроэнергетике. Выполнение поставленных задач было разделено на два этапа. Первый этап (1998 – 2000 гг.) – реализация проекта антикризисного менеджмента, включавшего в себя восстановление платежей и финансовое оздоровление электроэнергетики, создание системы современного финансового и корпоративного управления в холдинге. Второй этап (2001 – 2003 гг.) – осуществление реформы энергетики с отделением конкурентных секторов от монопольных, переводом в частную собственность генерирующих предприятий и созданием рынка электроэнергии. 16 Как результат в 2006 г. в стране была запущена новая модель рыночных отношений в электроэнергетике, максимально приближенная к аналогичным моделям в развитых странах мира. При этом рыночные отношения распространялись как на оптовый, так и на розничный рынки электроэнергии. По итогам реформирования в 2008 г. РАО "ЕЭС России" было реорганизовано. В итоге осуществляемой реформы в 2008 г. была сформирована целевая структура отрасли, предусмотренная действующими законодательными и нормативными актами. Конкурентные отношения стали преобладающими на рынке электроэнергии. Это, в свою очередь, существенно решило проблемы привлечения инвестиций и финансирования электроэнергетики России и стало основой для ее дальнейшего развития. Подытоживая историю развития и становления ЕЭС России, следует сказать, что на конец 2017 г. ЕЭС России охватывает большую часть страны и более 90% проживающего в ней населения. Параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины и Монголии, а также энергосистемы Центральной Азии – Узбекистана, Киргизии (через энергосистему Казахстана) и Молдавии (через энергосистему Украины). По линиям электропередачи переменного тока осуществлялась передача электроэнергии в энергосистему Южной Осетии и энергосистему Абхазии. Совместно с ЕЭС России через преобразовательные устройства постоянного тока работали энергосистема Финляндии и Китая. Кроме этого, параллельно с энергосистемой Финляндии работали отдельные генераторы СевероЗападной ТЭЦ и ГЭС Ленинградской и Кольской энергосистем, с энергосистемой Норвегии – отдельные генераторы ГЭС Кольской энергосистемы, по линиям электропередачи переменного тока осуществлялась передача электроэнергии в Китай в "островном" режиме. 1.4. Основные показатели деятельности ЕЭС России На конец 2017 года в составе ЕЭС России работали семь Объединенных энергосистем (ОЭС): ОЭС Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга, Сибири и Востока. Общая установленная мощность электростанций ЕЭС России на конец 2017 г. составляла 239 812,2 МВт, из которых на долю тепловых электростанций (ТЭС) приходилось 162 779,7 МВт (67,9%), на долю гидроэлектростанций (ГЭС) – 48 449,7 МВт (20,2%) и атомных электростанций (АЭС) – 27 914,3 МВт (11,6)%. Сетевое хозяйство ЕЭС России насчитывает более 10 700 линий электропередачи класса напряжения 110 – 1150 кВ. Общая протяженность высоковольтных ЛЭП составляет более 2,5 млн. км. По основным показателям электроэнергетика России является одной из крупнейших в мире. Так, по производству электроэнергии Россия уступает только США, Китаю и Индии (табл. 1.1). При этом наибольшая величина производства электроэнергии в России наблюдалась в 1990 г. и составляла 1082 млрд.кВт·ч. 17 Структура производства электроэнергии в ЕЭС России по типам электростанций приведена в табл. 1.2. Таблица 1.1 Производство электроэнергии в мире, млрд.кВт·ч Страна 2005 г. КНР 2371,8 США 4055,4 Индия 579,4 Россия 952,0 Япония 1025,0 Канада 661,6 Германия 609,6 Бразилия 372,6 Франция 543,6 Республика Корея 150,0 Великобритания 396,4 Казахстан 67,9 Мировое производство 18138,3 2006 г. 2800,0 4064,7 615,5 974,0 1008,0 651,4 605,6 389,2 541,6 190,0 389,5 71,7 19000,0 2007 г. 3256,0 4156,7 651,6 1000,0 991,0 641,2 601,5 405,7 539,7 220,0 382,5 76,6 19894,9 2008 г. 3300,0 4119,4 687,7 1018,0 974,0 630,9 597,5 422,3 537,7 330,0 375,6 80,3 20400,0 2009 г. 3451,0 3950,3 723,8 1040,0 957,0 620,7 593,4 438,8 535,7 440,0 368,6 78,7 20200,0 2010 г. 4206,5 4125,1 922,2 1036,8 1145,3 629,9 621,0 484,8 573,2 497,2 352,7 82,7 21500,0 2011 г. 4716,0 4100,1 1038,0 1053,0 1058,0 636,0 615,0 538,0 562,0 522,0 346,0 85,9 22200,0 2012 г. 4950,0 4047,8 1087,0 1054,0 1057,0 646,0 623,0 561,0 559,0 526,0 360,0 87,2 22700,0 2016 г. 6015,0 4327,0 1423,0 1088,0 1013,0 643,0 653,0 580,0 553,0 549,0 339,0 104,0 24659,0 Как видно из представленных данных, наибольший вес в производстве электроэнергии составляют ТЭС. Наибольшее развитие и распространение в России получили тепловые электростанции общего пользования, работающие на органическом топливе (газ, уголь), преимущественно паротурбинные. Самой большой ТЭС на территории России является крупнейшая на Евразийском континенте Сургутская ГРЭС-2 (5600 МВт), работающая на природном газе. Из других крупных тепловых станций, работающих на газе следует выделить Сургутскую ГРЭС-1 и Костромскую ГРЭС, установленная мощность которых более 3000 МВт. Крупнейшей ТЭС, работающей на угольном топливе является Рефтинская ГРЭС (3800 МВт). Таблица 1.2 Баланс электрической энергии по ЕЭС России в 2016 – 2017 гг. Показатель Выработка электроэнергии, всего в том числе: ТЭС ГЭС АЭС Потребление электроэнергии Сальдо перетоков электроэнергии "+" – прием, "-" – выдача 2016 г. млн.кВт·ч 1 048 456,9 % 100 2017 г. млн.кВт·ч 1 053 861,9 % 100 673 676,2 178 306,1 196 397,8 1 026 856,3 64,3 17,0 18,7 – 671 349,4 178 901,6 202 917,0 1 039 879,9 63,7 17,0 19,3 – -21 600,6 – -13 982,1 – Гидроэнергетика предоставляет системные услуги (частоту, мощность) и является ключевым элементом обеспечения системной надежности ЕЭС, располагая более 80 – 90% резерва регулировочной мощности. У России большой гидроэнергетический потенциал, что подразумевает значительные возможности 18 развития отечественной гидроэнергетики. На территории России сосредоточено около 9% мировых запасов гидроресурсов. По обеспеченности гидроэнергетическими ресурсами Россия занимает второе место в мире, превосходя США, Бразилию, Канаду. Крупнейшей ГЭС в России является Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего с установленной мощностью 6721 МВт, расположенная в Республике Хакасия на реке Енисей. Также к числу крупнейших следует отнести Красноярскую ГЭС – 6000 МВт (Красноярский край, река Енисей), Братская ГЭС – 4500 МВт (Иркутская область, река Ангара), Усть-Илимская ГЭС – 3840 МВт (Иркутская область, река Ангара), Волжская ГЭС – 2592,5 МВт (Волгоградская область, река Волга). Следует отметить, что ГЭС являются сложными гидротехническими сооружениями, центральное место в котором занимает плотина. О грандиозности таких сооружений, например, говорят такие цифры: у Саяно-Шушенской ГЭС длина плотины составляет 1074 метра, а высота – 245 метров. Это обуславливает, огромные капиталовложения, длительные сроки строительства и ввода в эксплуатацию таких объектов, которые превышают 10 – 15 лет. Например, начало строительства Саяно-Шушенской ГЭС датируется 1968 г., а ее ввод в эксплуатацию произошел в 1985 г. Также необходимо сказать, что ГЭС являются объектами, к которым предъявляются повышенные требования по безопасности. Исторически территориальное распределение видов генерации сложилось следующим образом: для Европейской части России характерно сбалансированное размещение различных типов генерации (тепловой, гидравлической и атомной), в Сибири значительная часть энергетических мощностей (около 50%) представлена гидроэлектростанциями, в изолированной энергосистеме Дальнего Востока преобладает тепловая генерация. Основные энергетические мощности и объекты электроэнергетики России были построены в советский период. 1.5. Характеристика и основные показатели объединенных энергосистем ЕЭС России Рассмотрим краткую характеристику каждой из объединенных энергосистем, образующих ЕЭС России. Объединенная энергосистема Центра (ОЭС Центра). Располагается на территории Центрального и Северо-Западного федеральных округов и 19 субъектов Российской Федерации: г. Москвы; Белгородской, Владимирской, Вологодской, Воронежской, Ивановской, Костромской, Курской, Орловской, Липецкой, Рязанской, Брянской, Калужской, Смоленской, Тамбовской, Тверской, Тульской, Ярославской и Московской области. В ее состав входят 18 региональных энергетических систем: Белгородская, Владимирская, Вологодская, Воронежская, Ивановская, Костромская, Курская, Орловская, Липецкая, Московская, Рязанская, Брянская, Калужская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская и Ярославская. При этом Московская энергосистема объединяет г. Москву и Московскую область. 19 Электроэнергетический комплекс образуют 143 электростанции мощностью 5 МВт и выше, имеющие суммарную установленную мощность 53 077,1 МВт (по данным на 01.01.2018 г., см. табл. 1.3), 2 248 электрических подстанции 110 – 750 кВ и 2 716 линий электропередачи напряжением 110 – 750 кВ, общей протяженностью 88 423 км. Таблица 1.3 Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем на 01.01.2018 г. Энергообъединение ЕЭС России ОЭС Центра ОЭС Северо-Запада ОЭС Средней Волги ОЭС Юга ОЭС Урала ОЭС Сибири ОЭС Востока Всего, МВт 239 812,2 53 077,1 23 865,2 27 203,8 21 538,6 52 714,9 51 911,2 9 501,5 ТЭС МВт 162 779,7 37 689,7 15 149,6 16 111,8 12 179,5 49 238,1 26 569,6 5 841,5 % 67,9 71,0 63,5 59,2 56,6 93,4 51,2 61,5 ГЭС МВт 48 449,7 1 790,1 2950,3 6 965,0 5 941,7 1 856,2 25 286,4 3 660,0 % 20,2 3,4 12,4 25,6 27,6 3,5 48,7 38,5 АЭС МВт 27 914,3 13 597,3 5 760,0 4 072,0 3 000,0 1 485,0 – – % 11,6 25,6 24,1 15,0 13,9 2,8 – – Баланс электрической энергии по ОЭС Центра представлен в табл. 1.4. Крупнейший энергоузел ОЭС Центра – Московский энергоузел. Кроме того, крупнейшими центрами потребления в ОЭС являются ВологодскоЧереповецкий, Белгородский, Липецкий узлы, где размещены предприятия черной металлургии и крупные промышленные городские центры. Еще одной особенностью ОЭС Центра является самая высокая в ЕЭС удельная доля атомных электростанций в структуре генерирующей мощности. Таблица 1.4 Баланс электрической энергии по ОЭС Центра в 2016 – 2017 гг. Показатель Выработка электроэнергии, всего в том числе: ТЭС ГЭС АЭС Потребление электроэнергии Сальдо перетоков электроэнергии "+" – прием, "-" – выдача 2016 г. млн.кВт·ч 236 575,5 % 100 2017 г. млн.кВт·ч 237 546,5 % 100 141 134,8 3 437,0 92 003,7 237 275,7 59,7 1,5 38,9 – 132 810,9 4 372,4 100 363,2 238 558,2 55,9 1,8 42,2 – 700,2 – 1 011,8 – ОЭС Центра граничит с четырьмя объединенными энергетическими системами ЕЭС России – ОЭС Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Юга, а также с энергосистемами двух стран СНГ – Украины и Белоруссии. Объединенная энергосистема Северо-Запада (ОЭС Северо-Запада). Располагается на территории 10 субъектов Российской Федерации СевероЗападного федерального округа: г. Санкт-Петербурга, Мурманской, Калинин20 градской, Ленинградской, Новгородской, Псковской и Архангельской областей, республик Карелия и Коми, Ненецкого автономного округа. В ее состав входят восемь региональных энергетических систем: Архангельская, Калининградская, Карельская, Кольская (Мурманская), Ленинградская, Новгородская, Псковская и Республики Коми. При этом Ленинградская энергосистема объединяет г. Санкт-Петербург и Ленинградскую область, Архангельская – Архангельскую область и Ненецкий автономный округ. Электроэнергетический комплекс образуют 141 электростанция (в том числе 113 электростанций мощностью 5 МВт и выше), имеющие суммарную установленную мощность 23 865,2 МВт (по данным на 01.01.2018 г.), 1 134 электрических подстанций 110 – 750 кВ, имеющие суммарную установленную мощность 91 160,3 МВА (по данным на 01.01.2018 г.) и 1560 линий электропередачи напряжением 110 – 750 кВ, общей протяженностью 45 469,5 км. Баланс электрической энергии по ОЭС Северо-Запада представлен в табл. 1.5. Таблица 1.5 Баланс электрической энергии по ОЭС Северо-Запада в 2016 – 2017 гг. Показатель Выработка электроэнергии, всего в том числе: ТЭС ГЭС АЭС Потребление электроэнергии Сальдо перетоков электроэнергии "+" – прием, "-" – выдача 2016 г. млн.кВт·ч 107 313,9 % 100 2017 г. млн.кВт·ч 108 354,7 % 100 55 864,1 13 318,0 38 130,5 92 880,3 52,1 12,4 35,5 – 57 284,9 14 164,8 36 904,3 93 899,4 52,9 13,1 34,1 – -14 433,6 – -14 455,4 – ОЭС Северо-Запада граничит с энергообъединениями Центра и Урала, энергосистемами Норвегии и Финляндии, обеспечивает синхронную параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами стран Балтии (Литвы, Латвии, Эстонии) и Белоруссии. Из ОЭС Северо-Запада осуществляется экспорт электроэнергии в Финляндию через Выборгский преобразовательный комплекс до 1400 МВт и до 170 МВт от выделенных генераторов ГЭС ПАО "ТГК-1" с территории Ленинградской и Кольской энергосистем, в Норвегию – до 56 МВт от выделенных генераторов ГЭС ПАО "ТГК-1" с территории Кольской энергосистемы. Около 90% суммарной выработки ОЭС Северо-Запада приходится на атомные и тепловые станции. Неблагоприятные климатические условия региона обуславливают необходимость большую часть года работать по теплофикационному графику. К еще одной особенности, осложняющей управление режимом ОЭС, относится топология электрической сети, которая характеризуются протяженными (до 1000 км) линиями электропередачи 220 – 330 кВ. Объединенная энергосистема Средней Волги (ОЭС Средней Волги). Располагается на территории Приволжского федерального округа и девяти субъектов Российской Федерации: Пензенской, Самарской, Саратовской, Улья21 новской и Нижегородской областей; республик Чувашии, Марий Эл, Мордовии и Татарстана. В ее состав входят девять региональных энергетических систем: Марийская, Мордовская, Нижегородская, Пензенская, Самарская, Саратовская, Чувашская, Ульяновская и Республики Татарстан. Электроэнергетический комплекс объединения образуют 74 электростанции мощностью 5 МВт и выше, имеющие суммарную установленную мощность 27 203,8 МВт (по данным на 01.01.2018 г.), 748 электрических подстанций 110 – 500 кВ и 1066 линий электропередачи напряжением 110 – 500 кВ, общей протяженностью 35 085 км. Баланс электрической энергии по ОЭС Средней Волги представлен в табл. 1.6. Таблица 1.6 Баланс электрической энергии по ОЭС Средней Волги в 2016 – 2017 гг. Показатель Выработка электроэнергии, всего в том числе: ТЭС ГЭС АЭС Потребление электроэнергии Сальдо перетоков электроэнергии "+" – прием, "-" – выдача 2016 г. млн.кВт·ч 106 259,2 % 100 2017 г. млн.кВт·ч 107 782,4 % 100 50 992,2 21 404,0 33 863,0 106 269,7 48,0 20,1 31,9 – 49 652,8 25 858,3 32 269,9 108 015,5 46,1 24,0 29,9 – 10,4 – 233,1 – ОЭС Средней Волги располагается в центральной части ЕЭС России и граничит с энергообъединениями Центра, Юга и Урала, а также с энергосистемой Казахстана. Более 90% от общего количества электрических станций, работающих на территории объединения, составляют тепловые электростанции, при этом 26% установленной мощности приходится на долю ГЭС ВолжскоКамского каскада (что также составляет 15% суммарной установленной мощности гидроэлектростанций ЕЭС России). Эта уникальная особенность ОЭС позволяет оперативно изменять генерацию в диапазоне до 4880 МВт, как для регулирования частоты в ЕЭС, так и для поддержания величины транзитных перетоков с ОЭС Центра, Урала и Сибири. Объединенная энергосистема Юга (ОЭС Юга). Располагается на территории Южного и Северо-Кавказского федеральных округов и 15 субъектов Российской Федерации: республик Адыгеи, Дагестана, Ингушетии, КабардиноБалкарии, Калмыкии, Карачаево-Черкесии, Крыма, Северной Осетии-Алании и Чеченской республики; Краснодарского и Ставропольского краев; Астраханской, Ростовской, Волгоградской областей и г. Севастополя. В ее состав входят 13 региональных энергетических систем: Астраханская, Волгоградская, Дагестанская, Кубанская, Калмыцкая, Крымская, Ростовская, Ингушская, Кабардино-Балкарская, Карачаево-Черкесская, СевероОсетинская, Чеченская, Ставропольская. При этом Кубанская энергосистема объединяет Республику Адыгея и Краснодарский край, а Крымская энергосистему – Республику Крым и г. Севастополь. 22 Энергетический комплекс образует 169 электростанций, суммарной установленной мощностью 21 538,6 МВт (по данным на 01.01.2018 г.), 1 737 электрических подстанций 110 – 500 кВ и 2 147 линий электропередачи напряжением 110 – 500 кВ общей протяженностью 60 971 км. Баланс электрической энергии по ОЭС Юга представлен в табл. 1.7. Таблица 1.7 Баланс электрической энергии по ОЭС Юга в 2016 – 2017 гг. Показатель Выработка электроэнергии, всего в том числе: ТЭС ГЭС АЭС Потребление электроэнергии Сальдо перетоков электроэнергии "+" – прием, "-" – выдача 2016 г. млн.кВт·ч 96 241,1 % 100 2017 г. млн.кВт·ч 100 006,5 % 100 51 188,6 21 049,1 24 000,7 90 703,3 53,2 21,9 24,9 – 54 521,1 21 774,7 23 177,7 99 093,5 54,5 21,8 23,2 – - 5 537,9 – -912,9 – ОЭС Юга граничит с ОЭС Центра и Средней Волги, энергосистемой Казахстана и обеспечивает параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами Украины, Азербайджана и Грузии. При управлении режимами ОЭС Юга приходится учитывать неравномерность стока рек Юга России и Северного Кавказа (Дон, Кубань, Терек, Сулак), которая оказывает существенное влияние на баланс электроэнергии, приводя к дефициту электроэнергии зимой, и профициту в летний период. Объединенная энергосистема Урала (ОЭС Урала). Располагается на территории Уральского и Приволжского федеральных округов и 11 субъектов Российской Федерации: республики Башкортостан и Удмуртия, ХантыМансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, Кировская, Курганская, Оренбургская, Пермская, Свердловская, Тюменская и Челябинская области. В ее состав входят девять региональных энергетических систем: Башкирская, Кировская, Оренбургская, Пермская, Удмуртская, Курганская, Свердловская, Тюменская и Челябинская. При этом Тюменская энергосистема объединяет Тюменскую область, Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа. Электроэнергетический комплекс образуют 196 электростанций мощностью 5 МВт и выше, имеющие суммарную установленную мощность 52 714,9 МВт (по данным на 01.01.2018 г.), 1 174 электрических подстанций 110 – 500 кВ и 1 936 линий электропередачи напряжением 110 – 1150 кВ, общей протяженностью более 100 тыс. км. Баланс электрической энергии по ОЭС Урала представлен в табл. 1.8. ОЭС Урала представляет собой сложную многокольцевую сеть 500 кВ, соединяется межсистемными линиями электропередачи 500 кВ с энергообъединениями Центра, Средней Волги, Сибири и Казахстана. Структура установленной мощности ОЭС Урала отличается большой долей высокоманевренного 23 блочного оборудования (69%), которое позволяет ежедневно изменять суммарную загрузку электростанций ОЭС Урала в диапазоне от 5000 до 7000 МВт, а также отключать в резерв на субботу, воскресенье и праздники от двух до десяти энергоблоков суммарной мощностью от 500 до 2000 МВт. Эти уникальные возможности по регулированию частоты используются не только в интересах ЕЭС России, но и позволяют обойтись без каких-либо системных нарушений при вечернем спаде (скорость до 1200 МВт/час) и утреннем росте (скорость до 1400 МВт/час) электропотребления, вызванных одной из самых высоких в России долей промышленности в потреблении Урала. Таблица 1.8 Баланс электрической энергии по ОЭС Урала в 2016 – 2017 гг. Показатель Выработка электроэнергии, всего в том числе: ТЭС ГЭС АЭС Потребление электроэнергии Сальдо перетоков электроэнергии "+" – прием, "-" – выдача 2016 г. млн.кВт·ч 258 381,9 % 100 2017 г. млн.кВт·ч 260 659,9 % 100 244 137,0 5 792,7 8 399,8 259 382,7 94,5 2,2 3,3 – 243 813,4 6 515,8 10 201,9 261 199,7 93,5 2,5 3,9 – 1 000,8 – 539,8 – Объединенная энергосистема Сибири (ОЭС Сибири). Располагается на территории Сибирского федерального округа и 12 субъектов Российской Федерации: республики Алтай, Бурятия, Тыва и Хакасия, Алтайский, Забайкальский и Красноярский края, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Томская и Омская области. В ее состав входят 10 региональных энергетических систем: Алтайская, Бурятская, Читинская, Иркутская, Красноярская, Новосибирская, Омская, Томская, Хакасская, Кузбасская. При этом Алтайская энергосистема объединяет Республику Алтай и Алтайский край, Красноярская – Республику Тыва и Красноярский край. Электроэнергетический комплекс объединения образуют 105 электростанций мощностью 5 МВт и выше, имеющие суммарную установленную мощность 51 911,2 МВт (по данным на 01.01.2018 г.), из них на долю гидростанций приходится 25 286,4 МВт (48,7%), на долю тепловых электростанций – 26 569,59 МВт (51,2%), солнечных электростанций – 55,2 МВт (0,1%). Основная электрическая сеть ОЭС Сибири сформирована на базе линий электропередачи в габаритах класса напряжения 110, 220, 500 и 1150 кВ. Общая протяженность линий электропередачи составляет 97 345 км. Баланс электрической энергии по ОЭС Сибири представлен в табл. 1.9. ОЭС Сибири граничит с энергосистемами Урала, Востока, Казахстана, Монголии и Китая и является одним из самых крупных энергообъединений ЕЭС России. Более 50% структуры генерирующей мощности составляют гидро24 электростанции с водохранилищами многолетнего регулирования и запасами порядка 30 млрд. кВт·ч на период длительного маловодья. ГЭС Сибири производят почти 10% объема выработки всех электростанций ЕЭС России. Таблица 1.9 Баланс электрической энергии по ОЭС Сибири в 2016 – 2017 гг. Показатель Выработка электроэнергии, всего в том числе: ТЭС ГЭС АЭС Потребление электроэнергии Сальдо перетоков электроэнергии "+" – прием, "-" – выдача 2016 г. млн.кВт·ч 206 883,8 % 100 2017 г. млн.кВт·ч 202 657,8 % 100 107 018,5 99 845,1 – 207 167,4 51,7 48,3 – – 108 684,5 93 943,2 – 205 876,2 53,6 46,4 – – 283,6 – 3 218,4 – Нормальный режим работы ОЭС Сибири в составе ЕЭС России достигается за счет перетоков мощности в размере до 2 млн. кВт по транзиту Сибирь – Урал – Центр. Это обеспечивает компенсацию годовой неравномерности энергоотдачи гидроэлектростанций за счет резервов единой энергосистемы, а также делает возможным использование регулировочного диапазона гидроэлектростанций ОЭС Сибири для регулирования нагрузки в ЕЭС России. Объединенная энергосистема Востока (ОЭС Востока). Располагается на территории Дальневосточного федерального округа и четырех субъектов Российской Федерации: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев, Еврейской автономной области, а также южной части Республики Саха (Якутии). В ее состав входят три региональные энергетические системы: Амурская, Приморская, Хабаровская. При этом Хабаровская энергосистема объединяет Хабаровский край и Еврейскую автономную область. По территориальнотехнологическим причинам энергосистемы пяти субъектов Российской Федерации, находящихся в регионе, работают изолированно от ЕЭС России. В их числе: Республика Саха (Якутия), Камчатский край, Сахалинская область, Магаданская область и Чукотский автономный округ. Электроэнергетический комплекс объединения образуют 19 электростанций мощностью 5 МВт и выше, имеющие суммарную установленную мощность 9 501,5 МВт (по данным на 01.01.2018 г.), около 300 электрических подстанций 110 – 500 кВ и около 400 линий электропередачи напряжением 110 – 500 кВ, общей протяженностью 25 956,6 км. Баланс электрической энергии по ОЭС Востока представлен в табл. 1.10. ОЭС Востока связана с ОЭС Сибири тремя высоковольтными линиями электропередачи 220 кВ и граничит с энергосистемой Китая. В структуре генерирующих мощностей преобладают тепловые электростанции (более 63% от установленной мощности), имеющие ограниченный диапазон регулирования. Основные генерирующие источники размещены в северо-западной части, а ос25 новные районы потребления – на юго-востоке ОЭС, что обуславливает большую протяженность линий электропередачи. Еще одной особенностью ОЭС Востока является одна из самых высоких в ЕЭС России доля коммунальнобытовой нагрузки в электропотреблении (около 25%). Таблица 1.10 Баланс электрической энергии по ОЭС Востока в 2016 – 2017 гг. Показатель Выработка электроэнергии, всего в том числе: ТЭС ГЭС АЭС Потребление электроэнергии Сальдо перетоков электроэнергии "+" – прием, "-" – выдача 2016 г. млн.кВт·ч 36 801,4 % 100 2017 г. млн.кВт·ч 36 854,2 % 100 23 341,2 13 460,2 – 33 177,3 63,4 36,6 – – 24 581,9 12 272,3 – 33 237,3 66,7 33,3 – – -3 624,1 – -3 616,9 – 1.6. Организационная структура электроэнергетики России Укрупненная схема организации производства и управления в электроэнергетике России представлена на рис. 1.4. Согласно приведенной схеме можно выделить три основных сегмента деятельности, связанных с производством в электроэнергетике: 1. Производство электроэнергии. 2. Производство и передача теплоэнергии. 3. Передача и распределение электроэнергии; управление режимами работы энергосистем. Основу работы ЕЭС России до недавнего времени составляло РАО "ЕЭС России", которое с 1 июля 2008 г. было преобразовано, однако его правоприемники полностью контролируют передачу электроэнергии и управление режимами энергосистем, а также около 70% от производства электроэнергии и около 30 – 35% от производства теплоэнергии. Характеристику схемы организации производства и управления электроэнергетикой начнем с третьего сегмента, связанного с передачей и распределением электроэнергией, а также управлением режимами работы энергосистем. Основу передачи энергии составляют линии электропередач (ЛЭП), которые можно разделить системообразующие (220 кВ и выше) и распределительные. Системообразующие линии составляют основу для работы оптового рынка электрической энергии, распределительные – регионального (розничного). Услуги по передаче электрической энергии как по системообразующим сетям, так и по распределительным являются монопольным видом деятельности и контролируются государством. Ответственным за передачу и распределение энергии в ЕНЭС России является ПАО "Россети" (публичное акционерное общество "Российские сети"), включающие ряд дочерних электросетевых компаний, которые ответственны за отдельные сегменты передачи и распределения электроэнергии. 26 27 Рис. 1.4. Схема организации производства и управления в электроэнергетике России В свою очередь, Ответственным за передачу электрической энергии по системообразующим линиям является ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), которая является дочерней компанией ПАО "Россетти". ПАО "ФСК ЕЭС" включает в себя восемь территориальных обособленных подразделения магистральных электрических сетей (МЭС): МЭС Центра, МЭС Северо-Запада, МЭС Волги, МЭС Юга, МЭС Урала, МЭС Западной Сибири, МЭС Сибири, МЭС Востока. Каждое МЭС включает отдельные предприятия магистральных электрических сетей (ПМЭС), которые отвечают за передачу электроэнергии по системообразующим сетям в рамках отдельных субъектов Федерации, находящихся на территории обслуживания соответствующих МЭС. Ответственными за передачу электроэнергии по распределительным сетям являются межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК) или отдельные АО-Энерго, входящие в состав ПАО "Россетти" – всего около 15 компаний. В свою очередь, в рамках отдельных субъектах Федерации ответственными за передачу и распределение энергии являются региональные сетевые компании, которые входят в состав соответствующих МРСК. Например, в Свердловской области ответственным за передачу является Свердловэнерго, входящее в ОАО "МРСК Урала". Управление режимами энергосистем в рамках ЕЭС России осуществляется АО "Системный оператор Единой энергетической системы" (АО "СО ЕЭС"); в масштабах ОЭС управление осуществляется – объединенными диспетчерскими управлениями (ОДУ); в масштабах региональных сетевых компаний – региональными диспетчерскими управлениями (РДУ) или представительствами отдельных РДУ для энергосистем, режимами которых управляют укрупненные региональные диспетчерские управления. Производство электроэнергии в основном осуществляется источниками бывшего РАО "ЕЭС России", АО "Концерн энергоатом" (входит в Электроэнергетический дивизион Госкорпорации "Росатом") и электростанциями промышленных предприятий или независимых производителей электронергии. На основе бывших электростанций РАО "ЕЭС России" были созданы оптовые генерирующие компании (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют крупнейшие тепловые и гидроэлектростанции. При этом каждая ОГК объединяет станции, находящиеся в различных регионах страны, что снижает возможности монопольных злоупотреблений. Первоначально, при формировании модели оптового рынка электрической энергии и мощности в России сформированы семь ОГК – шесть, включающих тепловые электростанции (ОАО "ОГК-1" – ОАО "ОГК-6") и одна ОГК, объединяющая гидроэлектростанции (Федеральная гидрогенерирующая компания – ПАО "РусГидро"). 28 Однако за последующие годы состав ОГК существенно поменялся. В настоящее время в электроэнергетике России работают следующие ОГК: • ПАО "ОГК-2" (в 2011 г. к компании была присоединена ОАО "ОГК-6"). Основной владелец компании – ПАО "Газпром". Установленная мощность электростанций компании – 18 958 МВт; • ПАО "Интер РАО", в 2011 г. объединившая активы ОАО "ОГК-1", ОАО "ОГК-3", ОАО "ТГК-11" и Башкирской генерирующей компании. Кроме того, компания владеет рядом генерирующих источников за рубежом (Грузия, Армения, Казахстан, Приднестровье, Турция, Литва), а также сетей энергосбытовых компаний, включая Мосэнергосбыт. Ведущий акционер ПАО "Интер РАО" – группа "Роснефтегаз". Установленная мощность электростанций компании, расположенных в России 28 460 МВт; • ПАО "Юнипро" (ранее, ОАО "Э.ОН Россия", ОАО "ОГК-4"). Основной владелец компании Концерн Uniper (Германия) – ведущий производитель электроэнергии в Европе. Установленная мощность электростанций компании – 11 205 МВт; • ПАО "Энел Россия" (ранее ОАО "ОГК-5"). Основной владелец компании группа Enel (Италия) – крупная международная компания, занимающаяся производством и распределением электроэнергии и газа. Установленная мощность электростанций компании – 9 429 МВт; • АО "ЕвроСибЭнерго" – крупнейшая частная российская энергетическая компания и одна из самых больших гидрогенерирующих компаний в мире. Основу генерирующей мощности компании составляют крупные российские гидростанции, расположенные на сибирских реках Ангара и Енисей: Красноярская, Братская, Усть-Илимская и Иркутская. АО "ЕвроСибЭнерго" входит в компанию En+Group (100%-ный собственник компании), которая также является основным акционером "Объединенной Компании РУСАЛ". Владельцем "En+Group" является Олег Владимирович Дерипаска. Установленная мощность электростанций компании – 19 460 МВт, из них ГЭС – 15 002 МВт; • ПАО "РусГидро" – компания, объединяющая крупные гидроэлектростанции России. Основной акционер – Российская Федерация в лице Федерального агентства по управлению государственным имуществом (60,54%). Установленная мощность электростанций компании – 39 035 МВт, включая электростанции АО "РАО ЭС Востока" и 29 887 МВт без электростанций АО "РАО ЭС Востока". Например, крупнейшие электростанции Свердловской области входят в следующие ОГК: Верхнетагильская ГРЭС – ПАО "Интер РАО", Серовская ГРЭС – в ПАО "ОГК-2", Рефтинская ГРЭС и Среднеуральская ГРЭС – в ПАО "Энел Россия". 29 ТГК объединяют электростанции нескольких соседних регионов, не вошедшие в ОГК – преимущественно теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). ТГК формируются на основе следующих базовых принципов: • создание крупных компаний; • минимизация возможностей для монопольных злоупотреблений; • объединение электростанций по территориальному признаку. При проведении реформирования электроэнергетики России (в середине первого десятилетия 2000-х гг.) в ЕЭС России было создано 14 ТГК, однако в дальнейшем их состав и структура постоянно менялись. В результате произошедших изменений в настоящее время в электроэнергетики России работают следующие ТГК: • ПАО "ТГК-1" – ведущий производитель электрической и тепловой энергии в Северо-Западном регионе России. Объединяет 53 электростанции (в основном ТЭЦ и ГЭС) в четырех субъектах РФ: СанктПетербурге, Республике Карелия, Ленинградской и Мурманской областях. Основной владелец компании – ПАО "Газпром". Установленная мощность электростанций компании: электрическая – 6,95 ГВт; тепловая – 13,65 тыс. Гкал/час; • ПАО "ТГК-2" – является одной из крупнейших теплоэнергетических компаний Северо-Западного и Центрального федеральных округов России. Предприятия компании расположены в Архангельской, Вологодской, Костромской, Новгородской и Ярославской областях РФ и в г. Скопье (Македония). Производственные активы компании включают 12 ТЭЦ, 8 котельных и 5 предприятий тепловых сетей. Установленная мощность электростанций и котельных компании: электрическая – 2 561 МВт; тепловая – 9 236 Гкал/час. Основной владелец компании – Группа "Синтез", принадлежащая члену Совета Федерации от Республики Чувашия Леониду Лебедеву; • ПАО "Мосэнерго" (ТГК-3) – самая крупная из территориальных генерирующих компаний Российской Федерации. Является крупнейшим производителем тепла в мире. В составе компании работают 15 электростанций установленной электрической мощностью 12,9 ГВт; установленная тепловая мощность компании – 42,8 тыс. Гкал/ч. Электростанции компании поставляют свыше 60% электрической энергии, потребляемой в Московском регионе, и обеспечивают около 90% потребностей Москвы в тепловой энергии. Основной владелец компании – ПАО "Газпром"; • ПАО "Квадра" (бывшее ОАО "ТГК-4"). Компания была создана на базе тепловых генерирующих мощностей и теплосетевых активов региональных АО-энерго в 11 регионах Центрального федерального округа – Белгородской, Брянской, Воронежской, Калужской, Курской, Липецкой, Орловской, Рязанской, Смоленской, Тамбовской и Тульской областях. В составе компании работают 20 электростанций суммарной установленной мощностью 2 890 МВт; установленная тепловая 30 • • • • • мощность компании – 10 228 Гкал/ч. Основной владелец компании – Группа ОНЭКСИМ, контролируемая предпринимателем Михаилом Прохоровым; ПАО "Т Плюс" (до июня 2015 года – ОАО "Волжская ТГК") – крупнейшая российская частная компания, работающая в сфере электроэнергетики и теплоснабжения. Является частью Группы "Т Плюс", ранее называвшейся КЭС Холдинг. Компания объединяет активы ОАО "ТГК-5", ОАО "ТГК-6", ОАО "ТГК-7" и ОАО "ТГК-9", созданных на начальном этапе формирования рыночной модели в энергетике России. Группа "Т Плюс" объединяет 61 электростанцию, расположенных в 17-ти субъектах Российской Федерации, среди которых 54 ТЭЦ, 4 ГРЭС, 2 ГЭС и 1 СЭС. Общая установленная электрическая мощность станций "Т Плюс" – более 15,7 ГВт, тепловая мощность – более 55 000 Гкал/час. Основной владелец компании – Группа "Ренова", контролируемая Виктором Вексельбергом; ООО "Лукойл-Экоэнерго" (до 2010 года – Южная генерирующая компания – ТГК-8) – крупнейший производитель электроэнергии из возобновляемых источников в южных регионах России. Территория присутствия – Ростовская область, Краснодарский край, Республика Адыгея. В ведении компании находятся 4 гидроэлектростанции, расположенные в южных регионах России. Самая мощная – Цимлянская ГЭС. Суммарная установленная мощность электростанций – 290,5 МВт. Владелец компании – крупнейшая нефтяная компания ПАО "ЛУКОЙЛ"; ПАО "Фортум" (ранее ОАО "ТГК-10"). Является одним из ведущих производителей и поставщиков тепловой и электрической энергии на Урале и в Западной Сибири. В структуру компании входят восемь теплоэлектростанций. Пять из них – в Челябинской области, три – в Тюменской области, в том числе Няганская ГРЭС (г. Нягань, ХМАОЮгра) – одна из самых крупных и современных тепловых электростанций России. Общая установленная электрическая мощность станций ПАО "Фортум" – 4 830 МВт, тепловая мощность – 10 095 Гкал/час. Основной владелец компании – финский энергетический концерн Fortum; АО "ТГК-11". объединяет крупнейшие генерирующие мощности Омской области. Входит в состав группы "Интер РАО". Общая установленная электрическая мощность станций АО "ТГК-11" – 1 565 МВт, тепловая мощность – 3 669 Гкал/час; Группа "Сибирская генерирующая компания" (ООО "СГК") – российский энергетический холдинг, осуществляющий свою деятельность на территории Алтайского края, Кемеровской области, Красноярского края, Новосибирской области, Хакасии и Тувы. Основу СГК составили энергетические объекты, ранее входившие в "Кузбассэнерго" и "Енисейскую ТГК" (ТГК-13). В состав группы входят 4 ГРЭС, 1 ГТЭС и 12 ТЭЦ общей установленной электрической мощностью – 31 • ПАО ТГК-14 – теплогенерирующая компания, ведущий производитель и поставщик электрической и тепловой энергии на территории Забайкальского края и Республики Бурятия. Производственные мощности ПАО "ТГК-14" составляют 7 ТЭЦ и 57 котельных. Установленная электрическая мощность компании составляет 650 МВт; суммарная тепловая мощность – 3146 Гкал/ч. Собственниками компании являются структуры, подконтрольные ОАО "РЖД". Электростанции, работающие на территории Свердловской области (Артемовская ТЭЦ, Богословская ТЭЦ, Качканарская ТЭЦ, Красногорская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Первоуральская ТЭЦ, Свердловская ТЭЦ, а также предприятия занимающиеся транспортом тепловой энергии от большинства указанных электростанций) входят в состав ПАО "Т Плюс". Для примера приведем данные по выработке электроэнергии на ОГК и ТГК в целом по России. В 2016 г. электростанциями ТЭС ОГК выработано 244,2 млрд.кВт·ч; электростанциями ГЭС ОГК – 90,4 млрд.кВт·ч; электростанциями ТЭС ТГК – 310 млрд.кВт·ч; электростанциями ГЭС ТГК – 53,3 млрд.кВт·ч. Производство электроэнергии электростанциями, не входящими в состав ОГК и ТГК, составило 94,9 млрд.кВт·ч. Электростанции промышленных предприятий принадлежат промышленным предприятиям (по большей части они представляют собой ТЭЦ).). Производство электроэнергии на них в 2016 г. составило 59,6 млрд.кВт·ч или 5,7% от общего производства электроэнергии по ЕЭС России. В структуре генерирующих мощностей ЕЭС России важное место занимают атомные электростанции (АЭС), которые входят в АО "Концерн энергоатом". На сегодняшний день в составе концерна работает 10 АЭС (Балаковская АЭС, Белоярская АЭС, Билибинская АЭС, Ростовская АЭС, Калининская АЭС, Кольская АЭС, Курская АЭС, Ленинградская АЭС, Нововоронежская АЭС, Смоленская АЭС). Производство электроэнергии на АЭС составляет около 15 – 17% от производства электроэнергии по ЕЭС России. Что касается производства теплоэнергии, то здесь в дополнение к указанным источникам (РАО "ЕЭС России", электростанции промышленных предприятий и АЭС) добавляются еще и муниципальные, ведомственные и другие котельные. Также следует отметить, что структура производства теплоэнергии гораздо более диверсифицирована, чем производство электроэнергии. Так, если в производстве электроэнергии источники бывшего РАО "ЕЭС России" занимают около 70% от общего объема производства, то в производстве теплоэнергии 30 – 35%. 32 2. ОСНОВЫ ОРГАНИЗАЦИИ УПРАВЛЕНИЯ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ 2.1. Основы управления на промышленных предприятиях Управление предприятием – это процесс планирования, организации, мотивации, контроля и регулирования действий персонала, постановки стратегических целей и тактических задач предприятия, принятия управленческих решений и обеспечения их выполнения. Современные организации, в том числе и в энергетике, весьма большие и сложные, управлять ими в одиночку невозможно. В результате, управленческий труд основывается на принципах горизонтального и вертикального разделения. Под горизонтальным разделением труда понимают разделение всей работы на составляющие компоненты (например, составление производственного плана электростанции, составление графика поставки электроэнергии на оптовый рынок и почасовое прогнозирование цен на этом рынке). Как следствие, разделение управленческого труда по горизонтали определяет расстановку конкретных руководителей во главе отдельных подразделений. Вертикальное разделение труда является следствием горизонтального: если вся работа разбита на составляющие, появляется необходимость координации этой работы. В результате, ступени вертикального разделения труда образовывают уровни управления. Можно выделить три основных уровня управления (в каждой конкретной организации одному уровню управления может соответствовать больше одной ступени управления): • стратегическое управление, например, генеральный директор крупной энергокомпании (ОГК, ТГК и т.п.); • функциональное управление, например, руководитель департамента ОГК, директор электростанции; • операционное управление, например, начальник цеха, начальник смены. Руководители на стратегическом уровне заняты в основном разработкой долгосрочных (перспективных) планов, формулированием целей, адаптацией организации к различным переменам, управлением отношениями между организацией и внешней средой. Они отвечают за принятие важнейших решений для организации в целом или для основной части организации. Руководители на функциональном уровне в основном заняты управлением и координацией внутри организации. Они согласовывают разнообразные формы деятельности и усилия различных подразделений организации, готовят информацию для решений, принимаемых руководителями высшего звена, и передают эти решения обычно после их трансформации в технологически удобную форму, в виде спецификаций и конкретных заданий низовым линейным руководителям. Руководители на операционном уровне в основном занимаются ежедневными операциями и действиями, необходимыми для обеспечения эффективной работы без срывов в производстве продукции или оказании услуг. Они взаимо33 действуют (руководят) непосредственно с не управляющими работниками (рабочие, служащие и др.) и осуществляют контроль за выполнением производственных заданий и расходованием выделенных им ресурсов, таких как сырье и оборудование. Для эффективной организации процесс управления на предприятии может быть разделен на отдельные составляющие или функции. Основные функциональные подсистемы управления предприятием представлены на рис. 2.1. Управление предприятием Стратегическое и текущее управление Планирование Управление персоналом Управление производством Управление маркетингом Управление финансами Управление инвестициями Рис. 2.1. Подсистемы управления предприятием Задачами стратегического управления являются обеспечение экономического роста предприятия, укрепление его позиций на рынке, повышение конкурентоспособности. Стратегия – генеральная программа действий и распределения приоритетов и ресурсов для достижения целей (она не указывает, чего именно достичь, но дает общие установки). Курс действий – разработанные на основе стратегии общие положения или понятия, с помощью которых направляются действия и мышление при принятии управленческих решений. К задачам текущего управления относится обеспечение непрерывности и синхронности работы всех звеньев предприятия, направленных на выполнение установленных текущих заданий. Ответственным как за организацию всего процесса управления на предприятия, так и за стратегическое и текущее управление, является директор, который представляет собой доверенное лицо учредителей, единоначальником и отвечает за результаты всей деятельности предприятия. 34 Управленческая деятельность, в первую очередь, направлена на принятие и реализацию управленческих решений. В узком понимании принятие управленческих решений – это сознательный выбор среди имеющихся вариантов направлений действий. Принятие решения состоит из трех этапов. На этапе подготовки выявляют и анализируют проблемную ситуацию, формируют цели принятия решения, выясняют наиболее полный перечень альтернатив, из которых отбирают допустимые и затем предпочтительные альтернативы. На этапе собственно принятия решения проводят сравнительную оценку альтернатив, проверяют их (в том числе по возможности экспериментальным путем) и выбирают наиболее приемлемое решение. На этапе реализации определяют сроки и исполнителей решения, обеспечивают условия для выполнения решения и реализуют его. При выборе альтернатив используются: • метод большинства голосов (принимается то решение, за которое проголосует большинство лиц, вовлеченных в его принятие); • метод диктатора (за основу принимается мнение одного человека, как правило руководителя организации); • метод Парето (ищется решение, которое нельзя улучшить по одному из параметров, не ухудшив по другому, такое решение невыгодно менять сразу всем членам группы). Для оказания помощи директору в решении конкретных задач, связанных с развитием техники, организацией и планированием деятельности предприятия, могут назначаться заместители директора по различным направлениям деятельности, создается ряд отделов и других подразделений аппарата управления. Важным органом управленческого аппарата предприятия является плановый отдел, который отвечает за планирование. В его функциональные обязанности входит: • разработка перспективных и текущих планов деятельности предприятия; • руководство составлением планов в цехах; • контроль выполнения планов; • организация и осуществление анализа выполнения планов. В задачи управления персоналом входят: • обеспечение предприятия кадрами необходимой квалификации; • обучение работников; • расстановка персонала по рабочим местам; • проведение объективной оценки и оплаты результатов деятельности работников; создание эффективной системы оплаты труда; • обеспечение социальной защиты работников; • обеспечение безопасности и нормальных условий труда. Для реализации поставленных задач на предприятиях создаются отдел кадров, отдел труда и заработной платы, отдел охраны труда. 35 Основной задачей подсистемы управления производства является организация изготовления и поставка продукции необходимого качества в установленные сроки. На крупном предприятии за организацию работы этой подсистемы отвечает главный инженер и подведомственные ему органы управления – руководители цехов основного и вспомогательных производств, участков и т.п. Помимо этого, для реализации основных функций подсистемы управления производством на предприятии создаются отдел технического контроля (контроль за качеством продукции) и отдел снабжения. Подсистема управления маркетингом решает задачи сбыта продукции и организации взаимодействия с потребителями. Обычно ответственными за организацию работы этой подсистемы на предприятии являются отдел сбыта и отдел по связям с потребителями. Управление финансами предприятия включает организацию и контроль поступления денежных средств от реализации продукции, оплата поставок сырья и материалов, товаров, эксплуатационных расходов, выплата заработной платы работникам, организация и ведение бухгалтерского и налогового учета и выплата налогов и других платежей в бюджет и внебюджетные фонды. Кроме того, в задачу управления финансами входит определение себестоимости производства продукции. На крупном предприятии ответственным за управление финансами является финансово-экономический отдел, а на более мелких – бухгалтерия. Управление инвестициями включает: • постоянный поиск, отбор, разработка и внедрение инновационных предложений; • формирование банка инновационных идей и вариантов их решения; • выявление проблем развития и организацию их решения; • определение направлений инвестиционных вложений и формирование предложений по объемам инвестиций в каждое из направлений. Обычно ответственными за организацию управления инвестициями выступают отдел (служба) перспективного развития предприятия и отдел капитального строительства. Рассмотренные выше подсистемы управления предприятием реализуют функции управления предприятием. Обычно выделяются следующие функции управления: • прогнозирование. Заключается в формировании и разработке возможных вариантов поведения системы на предстоящий период; • планирование. Представляет собой разработку конкретного варианта поведения системы и обоснование его реализации всеми видами ресурсов; • нормирование. Заключается в разработке норм и нормативов для обоснования планов развития предприятия; • контроль. Означает постоянное отслеживание фактических параметров состояния системы и сопоставление их с нормативными или ожидаемыми; 36 • регулирование. Заключается в приведении в соответствие фактических параметров состояния системы плановым или нормативным; • учет. Представляет собой своевременное получение и формирование достоверной информации о состоянии системы управления на какой-то момент времени или за расчетный период; • анализ. Связан с выявлением факторов, повлиявших на отклонение фактических параметров состояния системы от плановых или нормативных и разработкой мероприятий по их устранению. Управление предприятием осуществляется с помощью управленческих технологий. Управленческие технологии – это набор управленческих, средств и методов достижения поставленных целей организации, включающий: • методы и средства сбора и обработки информации; • приемы эффективного воздействия на работников; • принципы, законы и закономерности организации и управления; • системы контроля. В зависимости от конкретного набора средств различают несколько основных управленческих технологий: 1. Управление по целям. Бывает простым целевым, программноцелевым и регламентным. При простом целевом управлении руководитель организации определяет только сроки и конечную цель, но не механизм ее достижения. Цель может быть достигнута в любой срок или не достигнута вовсе. Такой способ управления применяется в основном в обществах с ограниченной ответственностью, имеющих численность 3 – 5 человек. Программно-целевое управление предусматривает определение целей, механизмов и сроков для каждого этапа достижения целей. Общая цель достигается в предусмотренные сроки. Такой способ управления применяется, как правило, в обществах с ограниченной ответственностью и акционерных обществах всех типов. Регламентное управление используется на уровне экономики в целом. При этом определяются конечная цель и ограничения по параметрам и ресурсам. Причем цель достигается обязательно, но сроки ее достижения установить трудно. 2. Управление по результатам. Для реализации технологии необходимо создание в рамках отделов аналитических групп (2 – 3 человека). Задачи группы: анализ текущей информации, проведение опросов, определение проблем и подготовка предложений по корректировке тактических и стратегических решений. 3. Управление на базе потребностей и интересов. Основано на стимулировании деятельности человека через его потребности и интересы (материальные потребности, потребности в пище, жилье, отдыхе, поддержании здоровья и др.). 4. Управление на базе активизации деятельности персонала. Реализуется путем стимулирования (морального и материального) персонала и мобили37 зации его интеллектуального потенциала. Основная задача такого рода управления состоит во влиянии на эмоциональное состояние человека. 5. Управление путем постоянных проверок и указаний. Основано на жестком планировании деятельности подчиненных и постоянном контроле руководителя за текущей деятельностью. Предполагает линейную структуру управления и применяется в небольших организациях, где авторитет и профессионализм руководителя несомненен. 6. Управление на базе "искусственного интеллекта". Реализуется на основе информационных систем с применением современных технических средств. Следует отметить, что в рамках одного предприятия (организации) могут использоваться различные управленческие технологии, а также их различные сочетания. 2.2. Организационные структуры управления промышленными и энергетическими предприятиями и их характеристика Процесс управления предприятием реализуется в рамках организационной структуры управления предприятием, которая определяет состав подразделений аппарата управления, их взаимозависимости и взаимосвязи. Каждая из организационных структур включает: • организационную схему, содержащую состав звеньев (предприятий, подразделений, цехов, отделов и т.д.) и связи между ними; • состав и содержание целей; • уровни (ступени управления) и должностные посты; • функции, права и ответственность подразделений и должностей. В организационных структурах управления выделяют три группы организационных связей: • линейные – административная подчиненность должностных лиц (например, мастер – начальник цеха); • функциональные – административная подчиненность отсутствует, имеются связи по выполнению отдельных работ – методическое руководство, внутрифункциональный контроль, преобразование информации (например, связь типа начальник цеха – плановый отдел); • межфункциональные или кооперационные – это связи между подразделениями или должностями одного и того же уровня (например, между начальниками цехов электростанции). Такие связи могут приобретать различные формы: обязательное уведомление (например, о выводе оборудования в ремонт, выдаче материалов); обязательное консультирование с отделом или лицом, занимающимся на предприятии определенной проблемой и т.д. Таким образом, основной отличительный признак выделения организационных связей – право принимать решения (линейное руководство) или давать рекомендации (штабная роль). 38 В теории и на практике развитие организационных структур происходит в рамках двух ограничений: количество людей, подчиненных одному руководителю, определяется нормой управляемости (количеством людей, которыми может эффективно руководить один человек) и количеством взаимосвязей между подразделениями. Норма управляемости зависит от квалификации персонала, места расположения сотрудников, характера менеджера, наличия заместителей и секретаря (считается, что заместителя необходимо вводить, если норма управляемости в подразделении превышена в 1,5 раза). В среднем на высшем уровне управления норма управляемости составляет 7 человек, на операционном – до 30. Большинство специалистов различают два основных типа организационных структур управления: 1. Иерархического (бюрократического) типа. Характеризуются жесткой иерархичностью управления, при которой нижестоящий уровень подчиняется и контролируется вышестоящим; централизацией принятия решений, когда низовые звенья практически не участвуют в управлении компанией и ее развитием. 2. Органического типа. Характеризуются умеренным использованием формальных правил и процедур, децентрализацией, гибкостью структуры управления, участием в управлении низших уровней. Их главной характеристикой является групповая и индивидуальная ответственность каждого работника за общий результат. 2.2.1. Характеристика организационных структур управления иерархического типа Наиболее распространенными представителями таких структур являются линейная, функциональная, линейно-функциональная, линейно-штабная, продуктовая, дивизиональная структуры. Линейная структура управления В такой структуре аппарат управления построен только из взаимоподчиненных органов в виде иерархической лестницы. Все функции управления сосредоточены у руководителя предприятия, члены низших иерархических уровней управления находятся в непосредственном подчинении у руководителя более высокого уровня (рис. 2.2). Линейная структура ориентирована лишь на реализацию текущих задач, для нее характерны отсутствие гибкости, склонность к бюрократизму, возможность искажения информации при передаче с одного уровня управления на другой. Преимущества линейной структуры: • четкость и простота взаимоотношений; • оперативность; • отсутствие параллелизма в работе; • надежный контроль. 39 Руководитель (генеральный директор) Начальник цеха 4 Мастер N Мастер N Начальник цеха 3 Мастер 1 Мастер N Начальник цеха 2 Мастер 1 Мастер N Мастер 1 Начальник цеха 1 Заместитель 2 Мастер 1 Заместитель 1 отдельные исполнители Рис. 2.2. Линейная структура управления Основные недостатки линейной структуры: • высокие требования к квалификации руководителей; • значительный объем информации, передаваемый от одного уровня к другому. Недостатки линейной структуры ограничивают область ее применения. В современных условиях такая структура может применяться на предприятиях с небольшой численностью персонала или в отдельных подразделениях крупных предприятий. Функциональная структура управления Для функциональной структуры (рис. 2.3) характерно создание структурных подразделений, каждое из которых имеет свою четко определенную, конкретную задачу и обязанности (например, сбыт, учет, планирование и т.д.). В условиях данной структуры каждый орган управления, а также исполнитель специализирован на выполнении отдельных видов управленческой деятельности (функций). Управленческие решения при этом разделяются на линейные и функциональные, каждое из которых обязательно для исполнения. В основе функциональной структуры управления лежит принцип полного распорядительства: выполнение указаний функционального органа в пределах его компетенции обязательно для подразделений. Решения по общим вопросам принимаются коллегиально. 40 Руководитель (президент компании) Функциональный руководитель 1 Функциональный руководитель 2 Функциональный руководитель 3 отдельные исполнители Рис. 2.3. Функциональная структура управления В такой структуре общие и функциональные руководители не вмешиваются в дела друг друга. Каждый руководитель замыкает на себя только часть функций. Обратная связь может отсутствовать. Основные преимущества функциональной структуры: • прямое воздействие специалистов на производство; • высокий уровень специализации управления; • глубокая разработка и обоснование принимаемых решений. Основные недостатки функциональной структуры: • нарушение принципа единоначалия; • длительная процедура принятия решений; • трудности поддержания постоянных взаимосвязей между различными функциональными службами; • снижение ответственности исполнителей за работу, поскольку каждый исполнитель получает указания от нескольких руководителей; • несогласованность и дублирование указаний и распоряжений, получаемых исполнителями "сверху"; • отсутствие взаимопонимания и единства действий между функциональными службами. В "чистом виде" функциональная структура управления используется редко. Обычно ее целесообразно использовать на тех предприятиях, которые выпускают относительно ограниченную номенклатуру продукции, действуют в стабильных внешних условиях и для обеспечения своего функционирования требуют решения стандартных управленческих задач. Линейно-функциональная структура управления Сочетает в себе элементы линейных и функциональных структур, характеризуясь большим числом горизонтальных и вертикальных связей и незначительным участием низовых звеньев в принятии решения. В данной структуре 41 (рис. 2.4) руководителю организации непосредственно подчиняются его заместители по различным функциям (производство, маркетинг, финансы и т.д.). Руководитель предприятия осуществляет линейное воздействие на всех участников структуры, а руководители функциональных отделов оказывают функциональное содействие исполнителям работ. В такой схеме основные связи – линейные, дополняющие – функциональные. Основой построения данной системы является: • линейная вертикаль управления; • специализация управленческого труда по функциональным признакам (техника, экономика, маркетинг, производство, финансы и т.д.). Руководитель предприятия Заместители руководителя (по функциям) Техническая служба Экономическая служба Финансовая служба Маркетинговая служба Отделы Отделы Отделы Отделы Подразделения предприятия Линейные исполнители Функциональные исполнители Исполнители Рис. 2.4. Линейно-функциональная структура управления Другими словами общее распоряжение ресурсами и формирование целей входят в полномочия линейных руководителей, а управление процессами достижения поставленных целей в рамках выделенных ресурсов и некоторых других ограничений возлагается на руководителей функциональных служб и подразделений. Линейно-функциональная структура управления получила широкое распространение. Такая организационная структура наиболее эффективна там, где аппарат управления выполняет рутинные, часто повторяющиеся и редко меняющиеся задачи и функции. На данную схему управления ориентируется большая часть промышленных предприятий России. При этом на предприятиях энергетики в большинстве случаев реализована именно линейнофункциональная структура управления или ее сочетание с другими типами организационных структур (рис. 2.5 – 2.7). 42 43 Рис. 2.5. Пример организационной структуры управления тепловой электростанции 44 Рис. 2.6. Пример организационной структуры управления регионального АО-Энерго 45 Рис. 2.7. Пример организационной структуры управления предприятия электрических сетей Основными недостатками линейно-функциональной структуры управления являются: • могут затягиваться сроки подготовки управленческих решений; • возможна несогласованность в работе функциональных подразделений. Когда производство становится более сложным или более гибким линейно-функциональная структура изменяется с целью снижения уровня централизации. Одним из направлений децентрализации является внедрение линейноштабной структуры управления. Линейно-штабная структура управления В рассматриваемой структуре управления у линейных руководителей создаются "штабы", то есть подразделения из специалистов, выполняющих определенные функции (учет, контроль, аналитика и т.д.) и не несущих прямой ответственности за принятие решений и результаты производства (рис. 2.8). Основное назначение штабов – подготовка рекомендаций, предложений, проектов и т.п. для линейных руководителей. В рассматриваемой структуре управления высшее руководство предприятия занимается вопросами стратегического планирования и контроля, роста эффективности деятельности организаций и подразделений, развития мощностей предприятия и т.д., для чего имеет в своем распоряжении штаб руководителя организации с соответствующими функциональными службами для решения данных задач. Руководители подразделений имеют свои штабы (управленческий аппарат), которые решают стоящие перед ними задачи. Руководители подразделений отвечают за свою работу в пределах ответственности и полномочий, которые им предоставлены высшим руководством. Между функциональными службами различных штабов устанавливается система функциональных связей, которая обеспечивает единство и конкретность выполнения специализированных работ. Дивизиональная структура управления Является развитием линейно-штабной структуры и используется при корпоративном управлении, когда управляемая организация относится к разряду крупнейших, например крупные холдинги, включающие несколько десятков предприятий. Дивизиональная структура является преобладающим типом структур управления на крупных предприятиях развитых стран. Например, по оценкам специалистов, дивизиональную структуру управления имеет 95% из 500 крупнейших американских компаний. Основой формирования структуры данного типа является выделение в составе организации практически самостоятельных производственных отделений – "дивизионов" (по продуктам, регионам или рынкам сбыта) и предоставление им оперативно-хозяйственной самостоятельности в зарабатывании прибыли при централизованном контроле по общекорпоративным вопросам стратегии, научных исследований, инвестиций, кадровой политики и другим централизованным функциям (рис. 2.9). 46 Руководитель предприятия Руководитель подразделения 1 Руководитель подразделения N Штаб руководителя подразделения 1 Аппарат управления (функциональные специалисты) Штаб руководителя подразделения N Аппарат управления (функциональные специалисты) Штаб руководителя предприятия Финансовая и юридическая службы, служба корпоративной стратегии, научных исследований и разработок, управления персоналом Рис. 2.8. Линейно-штабная структура управления Совет директоров Генеральный директор корпорации Централизованные подразделения корпорации Руководитель предприятия А Руководитель предприятия В Руководитель предприятия С • Производство • Маркетинг • Финансы • Персонал • Планирование …………………. • Производство • Маркетинг • Финансы • Персонал • Планирование …………………. • Производство • Маркетинг • Финансы • Персонал • Планирование …………………. Рис. 2.9. Дивизиональная структура управления 47 Выделение отделений может производиться по следующим признакам: • по выпускаемой продукции (услугам) – продуктовая специализация или продуктовая структура управления; • по рынкам, с ориентацией на потребителя – потребительская или рыночная специализация; • по обслуживаемым географическим регионам – региональная или географическая специализация. Непосредственно в отделениях, а также при высшем руководстве компании создаются линейно-функциональные структуры управления. Суть дивизионализации управления сводится к следующему: 1. В компании выделяется несколько организационно обособленных уровней: • главная штаб-квартира (корпоративный центр); • управление группами самостоятельных отделений (этот уровень создается только в крупных компаниях); • самостоятельные отделения, обособленные структурные подразделения с расширенными правами и ответственностью – бизнес-единицы. 2. Отделения наделяются значительной хозяйственной самостоятельностью и становятся центрами: • прибыли, оцениваемыми по расчетному показателю прибыли или реальной коммерческой прибыли (часто такие центры связаны со штабквартирой компании только финансовыми отношениями, перечисляя ей часть заработанной прибыли, обычно 35 – 40%); • реализации – сбытовыми отделениями, оцениваемыми по объему реализации за вычетом издержек на нее; • инвестиций, в которых определяется по отношению к инвестированному в данное отделение капиталу; • затрат, в которых контролируются издержки производства. По организационно-правовому статусу бизнес-единицы могут быть различными: филиал, представительство, отделение, дочерняя компания. Представительство – это обособленное структурное подразделение юридического лица, которое располагается вне его местоположения и осуществляет представительские функции в конкретном регионе. Представительство осуществляет защиту интересов юридического лица, наделяется определенным имуществом, но статуса юридического лица не имеет. Филиалом именуется обособленное структурное подразделение юридического лица, расположенное вне места его нахождения и осуществляющее все его функции или их часть, включая и функции представительства. Филиал не имеет статус юридического лица, хотя и может обладать обособленным имуществом. Отделение представляет собой обособленное структурное подразделение юридического лица (чаще всего с функциями филиала), расположенное в месте нахождения юридического лица (в том же населенном пункте). Отделение не обладает статусом юридического лица, но может полностью или частично дублировать его функции. 48 В дочерней компании (дочернем хозяйственном обществе) преобладает участие в уставном капитале основного хозяйственного общества. Дочерняя компания имеет статус юридического лица и обладает наибольшей самостоятельностью из рассмотренных выше бизнес-единиц. В качестве примеров применения дивизиональных структур управления в энергетики можно привести крупные энергохолдинги (рис. 2.10) или крупные генерирующие компании (рис. 2.11). Главные преимущества выделения бизнес-единиц состоят в следующем: • на месте лучше видны ситуация и перспективы конкретного рынка; • повышается самостоятельность и ответственность менеджеров в принятии решений; • возрастает мотивационный потенциал реализации собственных резервов. Основные недостатки выделения бизнес-единиц: • усложняется реализация интересов компании в целом; • возможно дублирование управленческих функций на корпоративном уровне и на уровне бизнес-единиц. 2.2.2. Характеристика организационных структур управления органического типа В качестве характерных представителей такого типа организационных структур являются проектные, матричные, бригадные и другие структуры управления. В энергетике чаще всего из перечисленных структур используются проектные и матричные. Проектная структура управления Основным принципом построения проектной структуры является концепция проекта, под которым понимается любое целенаправленное изменение в системе, например, освоение и производство нового изделия, внедрение новых технологий, строительство объектов и т.д. Деятельность предприятия рассматривается как совокупность выполняемых проектов, каждый из которых имеет фиксированное начало и окончание. Под каждый проект выделяются трудовые, финансовые, промышленные и т.д. ресурсы, которыми распоряжается руководитель проекта. Каждый проект имеет свою структуру, и управление проектом включает определение его целей, формирование структуры, планирование и организацию работ, координацию действий исполнителей. После выполнения проекта структура проекта распадается, ее компоненты, включая сотрудников, переходят в новый проект или увольняются (если они работали на контрактной основе). При реализации проектной структуры управления получают автономию определенные подразделения, участвующие в отдельных проектах во главе с руководителями этих проектов. Руководитель проекта несет всю ответственность за его разработку и реализацию. Он наделяется всеми правами по управлению подчиненными ему подразделениями и не имеет в подчинении подразделений, непосредственно не связанных с подготовкой проекта (рис. 2.12). 49 Головной офис (штаб президента) Президент Помощники президента Финансово-экономический департамент Совет директоров Департамент стратегического планирования и корпоративных проектов Юридический департамент Департамент управления персоналом Секретариат Стратегические бизнес-единицы АО-генерация энергии АО-транспорт и распределение энергии АО-энергосбыт Подразделения (предприятия) инфраструктуры Снабкомплект Складское хозяйство Служба безопасности Автотранспортное предприятие АО-инжиниринг Энергоремонт АО-информационные системы Рис. 2.10. Схема организационной структуры энергетического холдинга, построенного на основе бизнес-единиц 50 51 Рис. 2.11. Организационная структура управления крупной генерирующей компании на примере ОАО "ТГК-2" Руководитель предприятия Отдел календарного планирования Финансовый отдел Функциональные подразделения Постоянная функциональная иерархическая структура Проекты Руководитель проекта 1 Исполнительное подразделение проекта Исполнительное подразделение проекта Руководитель проекта N Исполнительное подразделение проекта Исполнительное подразделение проекта Рис. 2.12. Пример построения проектной структура управления В качестве основных достоинств проектной структуры управления следует выделить: • высокая гибкость; • сокращение численности управленческого персонала по сравнению с иерархическими структурами. Недостатками проектной структуры управления являются: • очень высокие требования квалификации, личным и деловым качествам руководителя проекта, который должен не только управлять всеми стадиями жизненного цикла проекта, но и учитывать место проекта в сети проектов компании; • дробление ресурсов между проектами; • сложность взаимодействия большого числа проектов в компании; • усложнение процесса развития организации как единого целого. Матричная структура управления Основу матричной структуры составляет функциональная структура управления, строящаяся по отдельным сферам деятельности: производство, научные исследования и разработки, инженерно-техническая подготовка производства, финансы и сбыт. Но наряду с функциональными подразделениями в матричной структуре управления могут временно создаваться специальные 52 проектные группы (команды) для решения проблем, требующих нестандартного подхода. В результате образуется сетевая структура, построенная на принципе двойного подчинения исполнителей: с одной стороны – непосредственному руководителю функциональной службы, которая предоставляет персонал и техническую помощь руководителю проекта, с другой – руководителю проекта или целевой программы, который наделен необходимыми полномочиями для осуществления процесса управления. При такой организации руководитель проекта взаимодействует с 2-мя группами подчиненных: с постоянными членами проектной группы и с другими работниками функциональных отделов, которые подчиняются ему временно и по ограниченному кругу вопросов. При этом исполнитель получает общие указания от своего непосредственного начальника, а особые инструкции по ведению работы над проектом – от руководителя проекта. И если функциональный управляющий решает, кто и каким образом выполнит тот или иной объем работы, то управляющий проектом – что и когда должно быть выполнено. Создание таких междисциплинарных групп, включающих различных специалистов, позволяет наиболее эффективно и глубоко решать сложные проблемы. Пример матричной структуры управления приведен на рис. 2.13. Генеральный директор Маркетинг и сбыт Финансы и учет Менеджер по производству Менеджер по маркетингу и сбыту Менеджер по финансам и учету Менеджер по НИОКР Менеджер по производству Менеджер по маркетингу и сбыту Менеджер по финансам и учету Менеджер по НИОКР Менеджер по производству Менеджер по маркетингу и сбыту Менеджер по финансам и учету НИОКР Производство Проект 1 Менеджер 1 Менеджер по НИОКР Проект 2 Менеджер 2 Проект 3 Менеджер 3 Рис. 2.13. Пример матричной структуры управления Основные преимущества матричной структуры управления: • более эффективное текущее управление, возможность снижения расходов и повышения эффективности использования ресурсов; 53 • более гибкое и эффективное использование персонала организации, специальных знаний и компетентности сотрудников; • возрастание мотивации сотрудников; • относительная автономность проектных групп или программных комитетов способствует развитию у работников навыков принятия решений, управленческой культуры, профессиональных навыков; • улучшение контроля за отдельными задачами проекта или целевой программы; • сокращается время реакции на нужды проекта или программы, так как созданы горизонтальные коммуникации и единый центр принятия решений. В качестве недостатков матричной структуры управления следует выделить: • • • • нарушение принципа единоначалия; путаница из-за двойной подчиненности, обострение борьбы за власть; большие затраты времени на координацию деятельности (совещания); необходимость постоянного контроля за соотношением ресурсов, выделяемых подразделениям и программам или проектам; • высокие требования к квалификации, личным и деловым качествам работников, работающих в группах, необходимость их обучения; • необходимость максимальной совместимости работников. Анализ достоинств и недостатков матричной структуры управления позволяет сделать вывод о том, что ее внедрение дает хороший эффект в организациях с достаточно высоким уровнем корпоративной культуры и квалификации сотрудников, в противном случае возможна дезорганизация управления. 2.2.3. Подходы к оценке эффективности организационной структуры управления Оценка эффективности существующей или проектируемой организационной структуры может быть произведена по уровню реализации общей стратегии и конкретных заданий, надежности системы управления, скорости принятия решений и их оптимальности. Например, РАО "ЕЭС России" в качестве одного из ключевых показателей эффективности исполнительного аппарата использовался показатель "процент выполненных в срок контрольных поручений правления и председателя правления". Есть ряд коэффициентов, позволяющих оценить "затратность" оргструктур. "Коэффициент эффективности организационной структуры управления" определяется как отношение конечного эффекта, получаемого от функционирования организационной структуры управления (например, суммарная прибыль региональных сетевых компаний – РСК, управляемых межрегиональной распределительно-сетевой компанией – МРСК), к затратам на управление (общий размер управленческих затрат МРСК плюс затраты по аппаратам управления РСК). Аналогичным образом можно посчитать, например, и эффективность каждой бизнес-единицы генерирующей компании (ОГК или ТГК). 54 "Интегральный показатель эффективности организационной структуры" рассчитывается по формуле: К эф . упр = 1 − С упр ⋅ L упр Фотд ⋅ ФВ , (2.1) где Су – затраты на управление, приходящиеся на одного работника управления; Lу – удельный вес управленческих работников в общей численности персонала; Фотд – фондоотдача; ФВ – фондовооруженность труда. 55 3. ИНВЕСТИЦИИ И ПРИНЯТИЕ ИНВЕСТИЦИОННЫХ РЕШЕНИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ 3.1. Экономическая сущность и классификация инвестиций Инвестиции – это денежные средства, целевые банковские вклады, паи, акции и другие ценные бумаги, технологии, машины, оборудование, лицензии, кредиты, любое другое имущество или имущественные права, а также интеллектуальные ценности, вкладываемые в объекты предпринимательской и других видов деятельности в целях получения прибыли и достижения положительного социального эффекта. Другими словами, под инвестициями понимаются денежные средства, вкладываемые в какие-либо предприятия, организации, долгосрочные проекты. Можно дать другое определение инвестиций. Инвестиции – это вложения финансовых средств в различные виды экономической деятельности с целью сохранения и увеличения капитала. Ресурсы, предназначенные для инвестиций, условно делятся по следующим направлениям: • освоение и выпуск новой продукции; • техническое перевооружение; • расширение производства; • реконструкция; • новое строительство. Предприятиям наиболее выгодно концентрировать ресурсы на техническом перевооружении и реконструкции действующих предприятий. Под техническим перевооружением предприятия понимают такую форму обновления, когда происходит замена старой производственной техники и технологии на новую без расширения производственной площади. Новое строительство целесообразно только для ускорения внедрения наиболее перспективных продуктов и развития отраслей производства, определяющих научно-технический прогресс, а также для освоения принципиально новой техники и технологии. Расширение действующих предприятий это инвестирование с целью увеличения объема производства путем строительства новых дополнительных цехов и создания других подразделений. Как правило, оно ведется на новой технической основе и способствует повышению технического уровня производства. К реконструкции относятся мероприятия, связанные как с заменой морально устаревших и физически изношенных машин и оборудования, так и с совершенствованием и перестройкой зданий и сооружений. Реконструкция направлена на рост технического уровня производства и продукции, способствует более быстрому освоению мощностей. При техническом перевооружении и реконструкции предприятия обновляется главным образом активная часть основных фондов без существенных затрат на строительство зданий и сооружений. При расширении производства и новом строительстве складывается менее эффективная структура капитальных вложений по сравнению с реконструкцией и техническим перевооружением. 56 Все инвестиции осуществляются инвестором. Инвестор – это собственник финансовых или иных ресурсов, осуществляющий их вложение в ту или иную форму реальных или финансовых инвестиций, в целях получения дополнительного дохода или прибыли. Инвесторами могут выступать: • физические лица (граждане или их объединения); • юридические лица (предприятия, фирмы и другие субъекты предпринимательской деятельности); • государство, выступающее в лице государственных и муниципальных органов управления. Инвестиции – одна из наиболее сложных и часто используемых экономических категорий. Ее содержание может быть раскрыто через сущностные характеристики, к основным из которых относятся: 1. Инвестиции представляют собой единственно возможную форму продуктивного (доходного) использования сбереженных (накопленных) средств. Другими словами инвестиционный капитал способен воспроизводить "сам себя" в расширенном виде. 2. Инвестиции являются главным источником получения дополнительного эффекта от предпринимательской деятельности. 3. Инвестиции выступают объектом рыночных отношений и управления. 4. Инвестиции выражают различные формы накопленного капитала и обладают способностью удовлетворять альтернативные потребности в них. С экономических позиций инвестиции необходимо понимать как процесс преобразования накопленных (сбереженных) средств (капитала) в альтернативные объекты инвестирования или объекты активов предприятия. С этой точки зрения инвестиционный процесс следует рассматривать как процесс выбора (из некоторого числа альтернативных вариантов объектов инвестирования) и вложения ограниченного объема капитала в тот, который обеспечивает максимальный в этих условиях уровень доходности инвестиций. 5. Инвестиции являются объектом собственности и распоряжения. В современных условиях достаточно часто бывает ситуация, когда предприятие – непосредственный инвестор, используя разнообразные формы капитала в инвестиционном процессе, владеет правом распоряжения, не обладая полным правом собственности на вложенный капитал. В таком случае право собственности и право распоряжения капиталом как инвестиционным ресурсом являются разделенными, они дифференцируются по отдельным субъектам экономики. 6. Инвестиции всегда подвержены влиянию фактора времени. Во-первых, инвестируемый в данный период капитал представляет собой накопленные в прошлых календарных периодах экономические ценности. В этом отношении инвестор всегда стоит перед выбором: потребить ценности сегодня (не вовлекая их в инвестиционный процесс) или отказаться от такого потребления ради доходов в перспективный период. Во-вторых, перед инвестором всегда стоит еще одна альтернатива: инвестировать ценности в кратко- или долгосрочные вложения. 57 7. Инвестиции всегда подвержены факторам риска. При самых неблагоприятных условиях возможен риск полной потери вложенных финансовых средств. Различают следующие виды инвестиционного риска: • риск изменения процентной ставки дохода; • риск инфляции; • риск падения общерыночной цены на ценные бумаги; • отраслевой риск; • финансовый риск. 8. Инвестициям присуща характеристика ликвидности. Под ликвидностью инвестиций следует понимать их способность приобретать денежную форму путем реализации по своей реальной рыночной стоимости. Классификация инвестиций представлена на рис. 3.1. Рассмотрим более подробно классификацию по каждому из классификационных признаков. По объектам (направлениям) инвестирования инвестиции подразделяются на: • реальные (капиталообразующие) инвестиции. Это вложения средств в физический капитал предприятий, например, в создание новых основных фондов, реконструкцию старых фондов или их техническое перевооружение; • финансовые инвестиции. Это вложения в покупку акций и других ценных бумаг и использование иных финансовых инструментов с целью увеличения финансового капитала инвестора. Другой разновидностью финансовых инвестиций является покупка недвижимости (земельных участков), имущественных прав, лицензий, патентов, товарных знаков, других форм нематериальных активов с целью их перепродажи, сдачи в аренду и иного использования, приводящего к увеличению и сохранению в течение определенного периода времени первоначально вложенного (инвестированного) капитала. В ряде экономических теорий собственно инвестициями считаются только инвестиции в создание реального капитала, в отличие от финансовых инвестиций. По характеру участия в инвестиционном процессе инвестиции делятся: • прямые инвестиции, предполагающие прямое участие инвестора в выборе объектов инвестирования и вложение капитала в них; • непрямые инвестиции. Предусматривают вложение средств инвестора через финансовых посредников (банки, инвестиционные фонды и т.д.). По отношению к предприятию-инвестору все инвестиции подразделяются на: • внутренние, представляющие собой вложение средств в развитие самого предприятия-инвестора; • внешние – это вложение капитала в другие предприятия или других предприятий. 58 По объектам (направлениям) инвестирования • • реальные (капиталообразующие) инвестиции финансовые инвестиции По характеру участия в инвестиционном процессе • • прямые инвестиции непрямые инвестиции По отношению к предприятию-инвестору Признаки классификации инвестиций • • внутренние инвестиции внешние инвестиции По периоду осуществления • • краткосрочные инвестиции долгосрочные инвестиции По уровню доходности • • • • высокодоходные инвестиции среднедоходные инвестиции низкодоходные инвестиции бездоходные инвестиции По степени риска • • • • безрисковые инвестиции низкорисковые инвестиции среднерисковые инвестиции высокорисковые инвестиции По уровню ликвидности • • • • высоколиквидные инвестиции среднеликвидные инвестиции низколиквидные инвестиции неликвидные инвестиции По формам собственности • • • • частные инвестиции корпоративные инвестиции государственные инвестиции смешанные инвестиции По региональному и страновому признаку • • внутренние инвестиции зарубежные инвестиции Рис. 3.1. Признаки классификации инвестиций 59 По периоду осуществления инвестиции дифференцируются на: • краткосрочные. Представляют собой финансовые вложения на период до одного года; • долгосрочные, то есть инвестиции, вкладываемые на период более одного года. По уровню доходности все инвестиции подразделяются на: • высокодоходные. Это инвестиции в проекты, уровень чистой прибыли по которым превышает среднюю норму этой прибыли на инвестиционном рынке; • среднедоходные, обеспечивающие уровень чистой прибыли примерно равный средней норме этой прибыли на инвестиционном рынке; • низкодоходные. Характеризуются уровнем доходности, который ниже его средней нормы на рынке инвестиций; • бездоходные – это инвестиции, осуществление которых инвестор связывает не с получением экономической прибыли, а предполагает получить внеэкономические эффекты (экологический, социальный и др.). По степени риска инвестиции дифференцируются на: • безрисковые – это вложения в такие объекты инвестирования, по которым отсутствует реальный риск потери средств и ожидаемого по ним дохода; • низкорисковые. Характеризуются тем, что степень риска вложения средств в такие объекты значительно ниже среднерыночного; • среднерисковые – это такие инвестиции, уровень риска по которым соответствует среднерыночному; • высокорисковые. Представляют собой инвестиции, уровень риска по которым существенно превышает среднерыночной. Как правило, в случае успешной реализации такие инвестиции могут привести к максимальному уровню доходности. По уровню ликвидности инвестиции подразделяются: • высоколиквидные инвестиции. Это инвестиции в такие объекты (проекты), которые легко и быстро (до одного месяца) могут быть конвертированы в денежную форму без потерь своей рыночной стоимости (акции, облигации, депозиты банка и т.д.); • среднеликвидные инвестиции. Характеризуются их вложением в такие объекты, которые могут приобрети денежную форму без существенных потерь своей рыночной стоимости в срок от одного до шести месяцев (запасы материальных ценностей, дефицитные виды оборудования и другие материальные активы); • низколиквидные инвестиции. Это вложенные инвестиции в такие объекты, которые могут быть конвертированы в денежную форму без ощутимых потерь своей рыночной стоимости по истечении значительного периода времени, превышающего полгода (незавершенные инвестиционные проекты, реализованные проекты с устаревшей технологией, некотируемые на фондовом рынке акции и т.п.); 60 • неликвидные инвестиции. Характеризуют вложения в такие объекты, которые самостоятельно реализованы быть не могут, а их продажа возможна только в комплексе с другими объектами, то есть в составе целостного имущественного комплекса. По формам собственности инвестиции могут быть: • частные. Инвесторами являются отдельные физические лица; • корпоративные. Инвесторами являются юридические лица, имеющие различные организационно-правовые формы, исключая государственные предприятия; • государственные. Это вложения государственных предприятий и средств государственного бюджета всех уровней, а также внебюджетных фондов; • смешанные. В один объект инвестирования вложены средства различных форм собственности. По региональному и страновому признаку инвестиции делятся: • внутренние инвестиции; • зарубежные инвестиции. В заключение параграфа следует отметить, что в подавляющей части случаев инвестиционная деятельность осуществляется в виде инвестиционных проектов. Инвестиционный проект – это планируемая и осуществляемая система мероприятий по вложению капитала в создаваемые материальные объекты, технологические процессы, а также в различные виды предпринимательской деятельности в целях ее сохранения и расширения. Поэтому одной из наиболее актуальных задач, связанных с инвестиционной деятельностью предприятия, является обоснование их эффективности и выбор из нескольких вариантов реализации проекта наилучшего. 3.2. Источники инвестиционных ресурсов в электроэнергетике При осуществлении инвестиционной деятельности важную роль играют источники инвестиций. Все источники в электроэнергетике можно разбить на несколько больших групп. 3.2.1. Собственные средства Основными источниками собственных инвестиционных средств любого промышленного предприятия являются: 1. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия. 2. Фонд амортизационных отчислений предприятия-инвестора. 3. Средства от продажи активов. В электроэнергетике дополнительно к этим источникам добавляются: 4. Для генерирующих компаний – средства, полученные по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) и продажи мощности на долгосрочном рынке мощности. 61 5. В сфере передачи электроэнергии – средства, полученные за счет использования механизма тарифообразования RAB (Regulatory Asset Base – регулируемая база инвестированного капитала). Это система тарифообразования на основе долгосрочного регулирования тарифов, направленная на привлечение инвестиций для строительства и модернизации сетевой инфраструктуры и повышение эффективности работы сетевых организаций. Такая система гарантирует предприятиям сетевой инфраструктуры возврат инвестированных средств и процентов на привлеченный капитал. Период возврата обычно 20 и более лет по аналогии с механизмом ипотечного кредитования. К собственным источникам инвестиционных ресурсов можно также отнести следующие возможные источники: • капитал инвесторов, являющихся учредителями создаваемого предприятия; • средства государственного и муниципального бюджетов, выделяемые на безвозмездной основе; • безвозмездная финансовая помощь негосударственных финансовых структур. 3.2.2. Привлеченные средства Это средства инвесторов, поступающих в бессрочное пользование компании и по которым инвесторам выплачивается доход. Среди основных видов привлеченных средств можно выделить: 1. Средства от эмиссии и продажи первичных и дополнительных акций (IPO). IPO – публичное размещение акций на фондовой бирже. 2. Средства от размещения американских (ADR) и глобальных (GDR) депозитарных расписок. Это инструмент, позволяющий практически беспрепятственно работать с ценными бумагами иностранных компаний. Депозитарная расписка – документ, удостоверяющий, что ценные бумаги помещены на хранение в банке-кастодиане в стране эмитента акций на имя банка-депозитария, и дающий право его владельцу пользоваться выгодами от этих ценных бумаг. Депозитарную расписку относят ко вторичным ценным бумагам. Выпуск таких активов осуществляется депозитарным банком в виде сертификата. Наличие такого документа на руках подтверждает владение некоторым числом акций иностранной фирмы. При этом ценные бумаги могут оставаться в обороте страны, где они и были выпущены. Механизм действия депозитарных расписок представлен на рис. 3.2. Поясним схему, представленную на рис. 3.2 на конкретном примере. Допустим есть трейдер (биржевой торговец, осуществляющий биржевые сделки за собственный счет или по поручению клиентов), который имеет торговый счет у американского брокера (посредническое лицо, содействующее совершению сделок между заинтересованными сторонами). Пусть трейдер по поручению своего клиента желает приобрести пакет акций крупной компании, расположенной в России. Напрямую совершить такую сделку во многих случаях нельзя, особенно касаемо крупных компаний, играющих значительную роль в национальной экономике страны. 62 Рис. 3.2. Схема работы механизма депозитарных расписок В этом случае трейдер оставляет заявку своему брокеру. Американский брокер по своим каналам переправляет эту заявку российскому брокеру, который закупает эти акции и передает их в банк-кастодиан (банк, осуществляющий хранение ценных бумаг и иных финансовых активов клиентов, а также управление этими ценными бумагами) на хранение. В свою очередь, банк-кастодиан переводит все эти акции на счет депозитарного банка США (банк, организованный в США Национальной ассоциацией дилеров ценных бумаг и предоставляющий агентские услуги по размещению и обращению ценных бумаг по программе американских депозитарных расписок), который выписывает депозитарные расписки. Они могут быть разного номинала. К примеру, одна расписка может равняться 1000 акций. Далее расписки переправляются американскому брокеру, который закрывает вашу заявку. Таким образом изначальный покупатель становится по сути собственником пакета акций интересующей его российской компании. Все депозитарные расписки бывают двух видов. Глобальные депозитарные расписки (GDR – Global Depositary Receipt) – выпускаются в развитых мировых странах (большей частью европейских). Обращаются в основном на европейских рынках. Крупнейший банк-депозитарий, работающий с ними – это Deutsche Bank. Американские депозитарные расписки (ADR – American Depositary Receipt) – выписываются крупнейшими американскими банками на акции всемирно известных корпораций. Обращаются в основном в США. Практически все выпущенные ADR приходятся на долю трех банков Citigroup, Morgan Stanley и Bank of New York. 63 3.2.3. Заемные средства Заемные инвестиционные ресурсы используются практически каждым предприятием и служат достаточно надежным и чаще всего объективно необходимым источником финансирования инвестиций. Основными источниками заемных инвестиций являются: 1. Кредиты банков и небанковских финансовых структур. Представляют собой средства, выдаваемые заимодавцем на определенный срок на платной основе. В отличие от привлеченных средств, предоставляемых в бессрочное пользование, предполагают выплату в срок кредита и процентов по кредиту. Кредиты могут выдаваться как отечественными, так и зарубежными банками. Отечественные банки оценивают кредитоспособность компании и обычно выдают кредит под залог имущества или под гарантии третьих лиц. Залоговая стоимость должна быть не меньше величины кредита и процентных выплат по кредиту. В российской практике отечественные банки неохотно выдают кредиты энергокомпаниям по следующим причинам: • высокая капиталоемкость энергетических проектов; • длительные сроки строительства и окупаемости инвестиций; • государственное регулирование тарифов не обеспечивает высокой доходности инвестиций. Иностранные кредиты выдаются энергокомпаниям под более низкий процент по сравнению с отечественными банками, но обычно требуют государственных гарантий. Основные преимущества кредитных средств как источников инвестиционных ресурсов: • отсутствие внешних законодательных ограничений на взятие кредита; • легкий доступ к получению капитала; • решение о взятии кредита принимает руководство компании; • возможность получения требуемых средств в нужное время и в необходимом объеме. Основные недостатки кредитных средств как источников инвестиционных ресурсов: • банк становится теневым управляющим компании; • немедленная потребность в средствах для осуществления выплат по займам; • высокая степень зависимости стоимости заемных средств от изменения конъюнктуры финансового рынка; • необходимость обеспечения залога или гарантий возврата кредита. 2. Облигационные займы. Это форма кредитования, при которой заемщик эмитирует облигации и распространяет их. Под облигацией понимается документ, удостоверяющий право владельца на получение номинальной стоимости или равнозначной части имущества компании. Доход по облигациям выплачивается в виде фиксированного процента от их номинальной стоимости. 64 Продавая облигацию, эмитент занимает у покупателя деньги, которые должен вернуть по требованию в установленный ценной бумагой срок. Основные преимущества облигационных займов как источников инвестиционных ресурсов: • являются источником долгосрочных инвестиций, существенно превышая сроки банковского кредитования; • значительная сумма займа; • процент по облигационным займам меньше по сравнению с банковским кредитом и является фиксированной величиной; • меньший риск вложений для инвесторов. Основные недостатки облигационных займов как источников инвестиционных ресурсов: • обязательность регулярных выплат процентов по облигациям, независимо от результатов финансовой деятельности компании; • обязательность погашения облигационного займа; • сложность процедуры эмиссии. 3. Лизинг. Это вид инвестиционной деятельности, направленный на передачу владельцем своего имущества физическим или юридическим лицам согласно договору. Имущество передаётся лизингодателем на определенный срок за условленную заранее плату и с правом последующего выкупа имущества лизингополучателем. Все условия передачи имущества, его страхования и сроков эксплуатации до полного выкупа указываются в договоре лизинга, который подписывают обе стороны. По сути лизинг – это долгосрочная аренда имущества с последующим правом выкупа. Субъектами лизинга являются: • лизингодатель – юридическое или физическое лицо, приобретающее имущество и передающее его по договору лизинга лизингополучателю; • лизингополучатель – юридическое или физическое лицо, получающее имущество во временное пользование; • продавец лизингового имущества – компания, производящая машины, оборудование и т.д. и продающая их лизингодателю; • страховщик – компания, которая страхует сделку (не обязательный, но желательный участник лизинговых операций). В зависимости от периода аренды различают две формы лизинга: • финансовый лизинг. В данном виде лизинга право собственности на лизинговое имущество принадлежит лизингодателю (находится на его балансе). В конце срока лизинга предусматривается возможность выкупа имущества лизингополучателем. Срок договора лизинга сравним со сроком полезного использования объекта лизинга. Как правило, по окончании договора лизинга остаточная стоимость объекта лизинга близка к нулю, и объект лизинга может без дополнительной оплаты перейти в собственность лизингополучателя. При такой схеме суммарная величина лизинговых платежей близка или равна стоимости лизингового имущества плюс вознаграждение лизингодателю; 65 • оперативный лизинг. Срок договора оперативного лизинга (аренды) существенно меньше срока полезного использования объекта. По окончании договора объект оперативного лизинга (аренды) либо возвращается лизингодателю и может быть передан в лизинг (аренду) повторно, либо (как исключение) выкупается арендатором по остаточной рыночной стоимости. Обычно при такой схеме имущество передается в лизинг несколько раз. Сумма лизинговых платежей включает: • сумма, возмещающая лизингодателю стоимость лизингового имущества; • проценты по кредиту, если лизингодатель приобрел имущество за счет кредитных средств; • комиссионное вознаграждение лизингодателю; • сумма страховки, если имущество было застраховано лизингодателем. Преимущества лизинга как инструмента привлечения инвестиций: • от энергетической компании не требуются большие стартовые вложения в проект, так как основные средства приобретаются лизингодателем. Оплата по договору лизинга распределяется на длительный срок; • для лизингополучателя снижается риск морального и физического износа основных средств, так как имущество находится на балансе лизингодателя; • в отличие от кредита, лизинг снижает риск невозврата средств, так право собственности на имущество сохраняется за лизингодателем; • лизинговые платежи можно напрямую отнести на затраты компании и включить в себестоимость продукции, что снижает налог на прибыль лизингополучателя. При банковском кредите источником погашения суммы кредита (стоимости имущества) частично является начисляемая амортизация, недостающие выплаты необходимо производить за счёт других источников. Кроме того, существует ограничение по отнесению платежей по кредитам на затраты. Проценты по кредитам, превышающие установленный максимальный предел, относятся на прибыль. • при лизинге возможно применение ускоренной амортизации с коэффициентом до 3-х. Это позволяет уменьшить налог на имущество по предмету лизинга; • требования к лизингополучателю при лизинге менее жёсткие, чем требования к заёмщику при получении банковского кредита. Банки находятся под жестким надзорам Центробанка и должны удовлетворять совокупности требований (по резервам, ликвидности, кредитным рискам и т.п.). Это, соответственно, заставляет банки жестко подходить к заемщикам и ограничивать возможности кредитования многих компаний по формальным признакам; • в отличие от банковского кредита при лизинге возможны более гибкие условия расчёта графика платежей за лизинг и возможность изменения графика в течение действия договора; 66 • сроки финансирования по лизингу больше, чем сроки кредита. Средний срок банковского кредита составляет 24 – 36 месяцев. При лизинге стандартный срок финансирования – 36 месяцев, при этом многие лизинговые компании предлагают финансирование на срок до 5 лет и даже до 10 лет; • требования по дополнительному обеспечению при лизинге отсутствуют либо существенно ниже, чем при кредите. 4. Проектное финансирование. Это финансирование инвестиционных проектов, при котором источником обслуживания долговых обязательств по проекту являются денежные потоки, генерируемые проектом. Используется при реализации крупных инвестиционных проектов. Основное отличие от обычного кредитования: при обычном кредитовании источником возврата заемных средств является вся хозяйственная деятельность заемщика; при проектном финансировании источником погашения заемных средств служат только притоки денежных средств, получаемые в результате реализации продукции, производимой в проекте. 3.2.4. Бюджетные средства К инвестированию энергетических проектов могут привлекаться средства бюджетов всех уровней. Участие государства осуществляется по двум основным направлениям: 1. Создание благоприятных условий для реализации инвестиционной деятельности. 2. Прямое участие в инвестиционной деятельности. Создание благоприятных условий для реализации инвестиционной деятельности предполагает: • установление субъектам инвестиционной деятельности специальных налоговых режимов, не носящих индивидуальный налоговый характер; • защита интересов инвесторов; • предоставление субъектам инвестиционной деятельности льготных условий пользования землей и другими природными ресурсами. Прямое участие государства в инвестиционной деятельности включает: • финансирование из средств федерального бюджета и бюджетов субъектов РФ приоритетных инвестиционных проектов; • Правительство РФ формирует и утверждает перечень строек и объектов технического перевооружения для государственных нужд, финансируемых из федерального бюджета; • предоставление на конкурсной основе государственных гарантий по инвестиционным проектам из средств федерального бюджета, средств бюджетов субъектов РФ; • размещение на конкурсной основе средств федерального бюджета и средств бюджетов субъектов РФ для финансирования инвестиционных проектов; • выпуск облигационных займов для финансирования инвестиционных проектов и др. 67 3.3. Методы оценки эффективности инвестиционных проектов Любой инвестиционный проект создается и реализуется во времени, общая продолжительность которого (между моментом начала создания проекта и моментом окончания срока эксплуатации возведенного объекта) называется "сроком жизни проекта" или "сроком жизни инвестиций". Чаще всего срок жизни проекта дифференцируют на следующие три стадии (рис. 3.3): • прединвестиционную; • инвестиционную; • эксплуатационную. Доход Срок жизни проекта Эксплуатационная стадия Прединвестиционная стадия Время Инвестиционная стадия Рис. 3.3. График реализации инвестиционного проекта Оценка эффективности необходима для всех вариантов и видов инвестиционных проектов. Она подразумевает соизмерение затрат и результатов на всех стадиях инвестирования: на этапе технико-экономического обоснования целесообразности осуществления вложений, в ходе инвестирования, после окончания процесса. При этом, как правило, происходит сравнение нескольких альтернативных вариантов реализации проекта, из которых выбирается только один – с наиболее высокими показателями эффективности. Выбор наилучшего способа инвестирования осуществляется на основе альтернативных вариантов. Общая схема этого выбора включает следующие этапы: 1) формулирование главной и частных целей инвестирования; 2) определение круга задач для достижения поставленных целей и разработка подробной программы действий предприятия; 68 3) оценка доступности и альтернативности используемых ресурсов; 4) оценка и обоснование издержек и доходов на всех этапах инвестирования; 5) определение общей эффективности проекта, в том числе по каждой стадии инвестиционного цикла. В процессе расчета эффективности любого инвестиционного проекта, независимо от используемых методов и подходов, должны соблюдаться следующие методические принципы: • расчет всех показателей эффективности проекта осуществляется на протяжении всего его жизненного цикла (расчетного периода) – от проведения прединвестиционного этапа до окончания запроектированного срока жизни проекта; • сопоставимость условий сравнения различных вариантов проекта; • положительность и максимальное значение эффекта от реализации проекта, согласно которому эффект реализации отдельного проекта должен быть больше нуля, а при сравнительной эффективности альтернативных проектов (или их вариантов) предпочтение должно быть отдано тому из них, которому соответствует наибольшее значение этого эффекта; • учет фактора времени, предполагающий необходимость определять: динамичность параметров проекта; временные лаги между моментами вложения инвестиций и получением отдачи от них; неравноценность разновременных затрат и результатов; • учет всех наиболее существенных последствий проекта; • учет наличия разных участников проекта и несовпадение их интересов. В соответствии с международной практикой обоснования проектов все методы оценки эффективности инвестиционных проектов подразделяются на две большие группы: 1. Простые (статические) методы. 2. Динамические методы (методы дисконтирования). Рассмотрим отдельно основные методы, входящие в каждую из групп. 3.3.1. Статические методы оценки инвестиционных проектов К статическим относятся следующие основные методы: • простая рентабельность инвестиций (простая норма прибыли); • срок окупаемости (период возврата капитальных вложений). Рентабельность инвестиций (Ринв) представляет собой отношение среднегодовой суммы прибыли к общей сумме капитальных вложений (инвестиций) и определяется по выражению: 1 t =t к ∑ Пt n t =t н Ринв = ⋅ 100%, (3.1) К об где Пt – сумма чистой прибыли, полученная на t-м году реализации проекта; n – полный срок (количество лет) жизни проекта; 69 Коб – общая сумма капитальных вложений (инвестиций), требуемых для реализации проекта; tн, tк – соответственно год начала реализации проекта и год окончания нормативного срока эксплуатации основного оборудования (год ликвидации объекта). Экономический смысл рентабельности инвестиций (нормы прибыли) состоит в оценке того, какая доля капитальных вложений возмещается в виде прибыли, полученной в среднем за один год реализации проекта. При сравнении нескольких вариантов реализации проекта к окончательному рассмотрению выбирается вариант с максимальным значением Ринв. Основными достоинствами метода являются простота расчетов и возможность оценить прибыльность проекта. В качестве недостатков следует выделить: • не учитывается временной аспект стоимости; • не учитываются доходы от ликвидации старых активов и возможность реинвестирования полученных доходов; • метод не позволяет выбрать проект из имеющих одинаковую норму прибыли, но разные инвестиционные затраты. Основная сфера использования метода простой рентабельности инвестиций – на стадии предварительной оценки при определении целесообразности дальнейшего анализа проекта или отказа от него. Срок окупаемости (Ток) – это показатель, оценивающий время (период) возврата (возмещения) капитальных вложений (инвестиций) в данный проект. При укрупненных расчетов величина Ток определяется как обратная величина рентабельности инвестиций: К 1 = t =tкоб . Т ок = (3.2) Ринв 1 ∑ Пt n t =t н Однако более точно срок окупаемости рассчитывается с учетом того, что возврат первоначально инвестированного капитала осуществляется не только за счет прибыли, но и за счет сумм накопленной амортизации. Аналитически Ток в этом случае определяется из следующего условия: t =t в t =tв t =t н t =t н Т ок = ∑ К t − ∑ ( П t + Аt ) = 0, (3.3) где Пt, Аt и Кt – соответственно сумма чистой прибыли, накопленной амортизации и капитальных вложений на t-м году реализации проекта; tв – год, когда разность в выражении (3.3) перейдет через ноль (год возврата капитальных вложений). Аналогично предыдущему методу, при сравнении нескольких вариантов реализации проекта выбирается тот, у которого срок окупаемости меньше. В качестве основных достоинств метода следует отметить простоту расчетов и возможность оценить ликвидность проекта и его рискованность. 70 Основными недостатками метода срока окупаемости являются: • не учитывается стоимость денег во времени; • игнорируется доходность проектов за пределами срока окупаемости в связи с чем метод не позволяет выбрать проект из имеющих одинаковый срок окупаемости, но различные сроки реализации и различные доходы. Наиболее оптимальной сферой использования метода является выбор проектов в условиях высокой инфляции и нестабильности, когда в силу высокой рискованности инвестиций на первый план выходят вопросы их скорейшего возврата. 3.3.2. Динамические методы оценки инвестиционных проектов Основным отличием (достоинством) динамических методов по сравнению со статическими является учет фактора времени, основной смысл которого заключается в том, что "стоимость" денег в различные периоды различна. Другими словами, доходы инвестора, полученные в результате реализации проекта, подлежат корректировке на величину упущенной выгоды в связи с "замораживанием" денежных средств, отказом от использования в других сферах применения капитала. Такая корректировка осуществляется через коэффициент дисконтирования. Среди основных показателей, оцениваемых в динамических методах следует выделить: • чистый дисконтированный доход (чистая текущая стоимость, чистый приведенный доход); • индекс доходности затрат; • рентабельность проекта; • внутренняя норма доходности (внутренний коэффициент эффективности); • период возврата капитальных вложений (срок окупаемости); • максимальный денежный отток; • точка безубыточности. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) представляет собой общий абсолютный конечный полезный результат (эффект) реализации инвестиционного проекта. ЧДД является, во-первых, одним из критериальных показателей сравнительной эффективности инвестиционных проектов, а во-вторых, служит основой для расчета других показателей эффективности инвестиционных проектов. В общем виде ЧДД представляет собой разницу между поступлениями (притоком средств) и выплатами (оттоком средств) в ходе реализации проекта. Алгоритм расчета ЧДД выглядит следующим образом: • по каждому году реализации проекта определяются притоки денежных средств как сумма доходов от деятельности предприятия (учитываются со знаком "+"); • по каждому году реализации проекта определяются оттоки денежных средств как сумма текущих и единовременных затрат (учитывается со знаком "-"); 71 • рассчитывается величина денежного потока как разность между притоками и оттоками за каждый год реализации проекта; • исходя из принятой для данного проекта ставки дисконтирования (приведения) определяется коэффициент дисконтирования для каждого года реализации проекта; • определяется сумма чистого дисконтированного дохода по каждому году реализации проекта путем умножения денежного потока на соответствующий коэффициент дисконтирования; • рассчитывается кумулятивная (нарастающим итогом) ЧДД за весь срок реализации проекта. Аналитически выражение для расчета ЧДД можно записать следующим образом: t =t к t =t к t =t н t =t н ЧДД = ∑ (Рt − Оt ) ⋅ at = ∑ Rt ⋅ at , (3.4) где Рt – приток денежных средств на t-м году реализации проекта; Оt – отток денежных средств на t-м году реализации проекта (сумма текущих и капитальных затрат); аt – коэффициент дисконтирования для t-го года реализации проекта. Коэффициент дисконтирования (приведения) для любого года реализации проекта определяется по выражению: 1 , at = (3.5) (1 + rпр )t где rпр – ставка дисконтирования (приведения), принятая для рассматриваемого проекта. Принятый способ расчета коэффициента дисконтирования исходит из того, что наибольшей ценностью денежные средства обладают в настоящий момент. Чем больше отнесен в будущее срок возврата вложенных денежных средств от момента их инвестирования в проект (настоящего момента), тем ниже "ценность" денежных средств. Ставка дисконтирования (rпр) рассматривается в общем случае как норма прибыли на вложенный капитал, то есть как процент прибыли, который инвестор или предприятие хочет получить в результате реализации проекта. В практике обоснования проектов ставка дисконтирования принимается не меньше процентной ставки по банковским вкладам. Это делается для того, чтобы заинтересовать инвесторов вкладывать свои деньги в реальную экономику, а не, например, в банковские вклады или ценные бумаги. Общая сумма ЧДД, рассчитанная нарастающим итогом за весь период жизни проекта, обеспечивает самую общую оценку экономической эффективности проекта. Другими словами, если ЧДД > 0 (доходы превышают расходы), то такой проект считается эффективным. При сравнении нескольких вариантов реализации проекта выбирает вариант с наибольшей величиной ЧДД. Достоинствами метода расчета ЧДД является учет стоимости денег во времени и его ориентация на увеличение доходов инвесторов. 72 В качестве основных недостатков ЧДД следует отметить: • ЧДД является абсолютным показателем, что затрудняет выбор между несколькими проектами с одинаковым ЧДД и разными инвестициями или проектом с большим сроком окупаемости и ЧДД и проектом с меньшим сроком окупаемости и ЧДД; • субъективизм в выборе ставки дисконтирования. В чистом виде ЧДД для обоснования выбора того или иного проекта (варианта) не используется, а в основном данный показатель применяется как база для расчета других показателей эффективности проектов. Индекс доходности затрат (Rд) – это показатель, который показывает смогут ли притоки по проекту покрыть оттоки по нему. При этом по данному показателю можно судить как об абсолютной, так и об относительной эффективности проекта. Величина Rд характеризует уровень как абсолютной, так и относительной эффективности проекта и определяется из соотношения: t =t к Rд = ∑ Рt ⋅ аt t =t н t =t к ∑ Оt ⋅ аt . (3.6) t =t н Если Rд > 1, то проект считается эффективным. Как недостаток метода индекса доходности затрат следует отметить субъективизм в выборе ставки дисконтирования. Данный метод получил широкое практическое применение и используется при сравнении независимых проектов с различными инвестиционными затратами и сроками реализации. Рентабельность проекта (Рпр) представляет собой относительный показатель, оценивающий величину чистого дисконтированного дохода на 1 руб. дисконтированных затрат (оттоков). Он определяется исходя из следующего соотношения: ЧДД Рпр = t =tк (3.7) . ∑ Оt ⋅ аt t =t н Проект признается рентабельным, если Рпр > 0 и чем больше значение Рпр, тем выше уровень экономической эффективности проекта. Важным критериальным показателем оценки эффективности проекта является внутренняя норма доходности инвестиций (ВНД). Она представляет собой такую ставку дисконтирования rпр, при которой сумма дисконтированных притоков равна сумме дисконтированных оттоков за весь период жизни проекта. Данный показатель рассчитывается методом итерационного подбора на основании выполнения следующего соотношения: t =t к t =t к t =t н t =t н ∑ Рt ⋅ аt = ∑ Оt ⋅ аt (3.8) или 73 t =t к t =t к Рt Оt . = ∑ ∑ t t t =tн (1 + rпр ) t =tн (1 + rпр ) (3.9) В первую очередь, ВНД можно рассматривать как максимально возможную для условий конкретного проекта ставку платы за привлекаемые для финансирования проекта инвестиций, при которой проект остается безубыточным. Поэтому ВНД является ориентиром в качестве допустимой кредитной ставки для заемных средств. Использование ВНД в качестве критерия эффективности для обоснования инвестиционных проектов имеет ряд недостатков и сложностей: • расчет величины ВНД предполагает достаточно сложные вычисления; • при неодинарных инвестиционных потоках возможны несколько вариантов значений ВНД; • при выборе проектов по данному критерию может быть ситуация, когда проект с низкой ВНД будет "отсеян", хотя в дальнейшем он может иметь высокий ЧДД. Срок окупаемости (срок возврата) капитальных вложений (Ток) в динамических методах по своему экономическому смыслу такой же как и статических (см. п. 3.3.1), то есть это количество лет, в течение которых капитальные вложения в проект будут компенсированы за счет поступающих от реализации проекта притоков. Разница состоит в том, что в динамических методах денежные потоки, используемые для определения Ток дисконтируются во времени. Исходя из экономического смысла, а также по аналогии с ВНД, величина Ток рассчитывается методом итерационного подбора на основании выполнения соотношения (3.8). Основным недостатком Ток, по аналогии со статическими методами, является то, что этот показатель "игнорирует" доходность проектов за пределами сроков окупаемости. Области использования Ток те же, что и для статических методов. Максимальный денежный отток (Отах) – показатель, который представляет собой наибольшее отрицательное значение ЧДД, рассчитанное нарастающим итогом. Точка безубыточности представляет собой показатель, характеризующий минимально возможный (критический) объем производства продукции предприятием, при котором обеспечивается нулевая прибыль от деятельности предприятия и выполняется условие: доходы от продаж изготавливаемой продукции численно равны валовым издержкам на ее производство и реализации. По итогам расчета показателей эффективности инвестиционного проекта строится финансовый профиль проекта, который является наглядной графической интерпретацией показателей проекта. Пример финансового профиля проекта представлен на рис. 3.4. 74 ЧДД ЧДД за весь период проекта Срок окупаемости (период возврата) капитальных вложений + Предпроизводственный период t - 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Годы реализации проекта Максимальный денежный отток 1 Эксплуатационный период Срок жизни проекта (инвестиций) Рис. 3.4. Финансовый профиль проекта 75 4. ОРГАНИЗАЦИЯ РЫНОЧНЫХ ОТНОШЕНИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ РОССИИ 4.1. Мировой опыт организации и либерализации энергетических рынков Необходимость перемен в электроэнергетике стала очевидной в конце прошедшего столетия. До 1990-х годов в большинстве стран мира (включая и Россию) эта отрасль относилась к естественным монополиям. Вертикальноинтегрированные компании (совмещающие производство, передачу и сбыт электроэнергии) имели узаконенную монополию в национальных масштабах или в масштабах отдельных регионов. Тарифы на их услуги обычно устанавливались или ограничивались государством. Такая система долгое время вполне удовлетворительно обеспечивала нужды экономики. Однако в условиях значительного удорожания углеводородного топлива (с 1970-х годов) и опережающего роста потребления электроэнергии прежние монополии оказались недостаточно эффективными. Они часто не успевали реагировать на изменение спроса, им слишком дорого обходилось поддержание существующих мощностей и ввод новых. При этом любые дополнительные расходы таких компаний включались в их тарифы и автоматически ложились на потребителей. Положение осложнялось тем, что во многих странах было ужесточено экологическое законодательство, что требовало ускоренной модернизации энергетических мощностей – едва ли не главных загрязнителей окружающей среды. Либерализации электроэнергетики способствовали различные процессы, в том числе, происходящие вне этой отрасли: • развитие парогазовых и газотурбинных технологий, наряду с увеличением объема добычи природного газа и снятием в некоторых странах ограничений на его использование для производства электричества, привело к распространению высокоэффективных и относительно недорогих технологий генерации; • возросшие требования к энергоэффективности и "экологической чистоте" производства подталкивали к модернизации энергетических мощностей и развитию сетей; • развитие сетей, и прежде всего межсистемных связей, а также информационных технологий, средств учета и контроля, способствовало увеличению и усложнению энергопотоков, создавало новые возможности для конкуренции между оптовыми поставщиками энергии; • все большая экономическая и политическая интеграция регионов и соседних стран (в частности, государств Евросоюза, Северной Америки). В результате некоторые государства начали пересматривать свое отношение к естественной монополии в электроэнергетике, стали допускать в этой отрасли элементы конкуренции. Это достигалось либо разделением монополий, с выделением из них конкурирующих компаний, либо допуском в отрасль новых участников – независимых производителей электроэнергии, либо и тем и дру76 гим. Новая структура отрасли требовала и новых правил игры. Чтобы независимый производитель был действительно независимым и имел возможность продавать свою электроэнергию, ему был необходим доступ к инфраструктуре транспортировки электроэнергии, возможность самостоятельно устанавливать цены. Необходимые для этого нормы были предусмотрены в законодательстве ряда государств. В результате в некоторых странах появился свободный рынок электроэнергии, цены на котором устанавливались на основе спроса и предложения. Впервые конкурентный рынок заработал в 1990 году в Англии и Уэльсе, а режим неограниченной конкуренции на оптовом рынке электроэнергии впервые в истории был введен в 1991 году в Норвегии. При всем различии моделей отрасли и путей ее реформирования, в Европе, США и ряде других регионов мира осуществляются схожие шаги по либерализации электроэнергетики: разграничение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (генерация, сбыт) видов деятельности, демонополизация отрасли с параллельным развитием антимонопольного регулирования, введение для независимых поставщиков электроэнергии недискриминационного доступа к инфраструктуре, либерализация рынков электроэнергии. Среди государств, полностью открывших рынок для конкуренции, можно выделить Швецию, Норвегию, Финляндию, Великобританию, Новую Зеландию и ряд других. К подобным же стандартам стремится Европейский Союз в целом, законодательство которого требует полного открытия национальных рынков электроэнергии большинства стран членов этой организации. Развитие конкурентных оптовых рынков на всей территории страны также является одним из приоритетов энергетической стратегии США. В ряде регионов этой страны уже действует конкурентный оптовый рынок электроэнергии, во многих штатах осуществляется либерализация розничной торговли электроэнергией. Перед тем как перейти к обзору основных моделей построения рынков в электроэнергетике дадим понятие электроэнергетического рынка. В общем случае электроэнергетический рынок – это сфера операций по купле-продаже следующих основных видов продукции и услуг: • электрической энергии; • электрической мощности; • услуг по транспорту и распределению электроэнергии; • технологических услуг, связанных с обеспечением надежного функционирования электрической сети и поддержанием качественных параметров энергоснабжения на нормативном уровне; • услуг по повышению энергоэффективности, предоставляемых потребителям. Субъектами (участниками) рынков являются: • производители электроэнергии – вертикально-интегрированные энергокомпании (подразумевается, что данные компании обеспечивают производство, передачу, распределение и сбыт электроэнергии на определенной территории), генерирующие компании, независимые производители электроэнергии; 77 • поставщики электроэнергии – вертикально-интегрированные энергокомпании, компании, осуществляющие транспорт (передачу) энергии, компании-дистрибьюторы, осуществляющие распределение энергии, энергосбытовые организации; • независимые коммерсанты – брокеры (обеспечивают посреднические услуги при заключении контрактов), дилеры (покупают и перепродают электроэнергию); • потребители электроэнергии различных групп и категорий. В зависимости от конкретной организационной модели электроэнергетического рынка состав участников, а также ассортимент продукции и услуг могут меняться. При этом общим принципом организации рынка в электроэнергетике является то, что в передаче и распределении энергии конкуренция исключена: эта сфера деятельности является естественной монополией. Конкуренция возможна в сфере производства электроэнергии и в сфере торговли электроэнергией между поставщиками (продавцами) энергии, доводящими ее до конкретных потребителей. При построении конкурентных отношений в электроэнергетике выделяют два вида рынков: оптовые и розничные. Оптовые рынки функционируют в сетях высокого и сверхвысокого напряжения. На данных рынках взаимодействуют производители, поставщики и отдельные крупные потребители электроэнергии. Оптовые рынки подразделяются на контрактные и оперативные. Контрактный рынок основан на двусторонних соглашениях между субъектами оптового рынка (на срок от недели до десятков лет). Оперативный рынок функционирует в пределах текущих суток, разделенных на периоды определенной продолжительности. товарами на контрактных рынках являются электроэнергия и мощность, на оперативных – только электроэнергия. Розничные рынки функционируют в сетях среднего и низкого напряжения. На этих рынках взаимодействуют поставщики, сбытовые организации и потребители. Все организационные модели электроэнергетического рынка, используемые в различных странах, можно разделить на четыре основных разновидности: Модель 1. Монополия на всех уровнях. Генерирование, передача, а часто и распределение электроэнергии осуществляются одной унитарной компанией (рис. 4.1). В рамках данной модели конкуренция отсутствует практически полностью. Примеры: АО-Энерго в России до начала 2000-х гг.; региональные энергокомпании в США. Модель 2. Закупочное агентство. Единый покупатель (закупочное агентство) выбирает производителей. Независимые производители электроэнергии конкурируют за право на контракт с закупочным агентством на поставку ему электроэнергии и мощности. Закупочное агентство имеет монополию на высоковольтную сеть и на продажу электроэнергии конечным потребителям, которые, в свою очередь, не имеют свободного доступа к электросети, то есть не могут выбирать поставщика. В качестве закупочного агентства может выступать интегрированная энергокомпания или отдельная независимая компания, владеющая основной сетью. Примеры: Ирландия, Италия, Япония. 78 Интегрированная энергокомпания Производство Передача Распределение и сбыт Собственные потребители Рис. 4.1. Структура монопольного электроэнергетического рынка Модель 3. Конкуренция на оптовом рынке. Дистрибьюторы (распределительные компании) покупают электроэнергию непосредственно у конкурирующих производителей и передают ее по распределительным сетям с последующей продажей потребителям. При этом покупателями могут быть и крупные потребители электроэнергии, непосредственно выходящие на оптовый рынок. Дистрибьюторы имеют монополию на конечных потребителей. Разрешен свободный доступ производителей к основной электросети региона. Примеры: Великобритания, Норвегия, США (штат Калифорния), Чили, Аргентина, Австралия. Модель 4. Конкуренция на оптовом и розничном рынках. Каждый потребитель выбирает своего поставщика. Продавцы имеют свободный доступ к распределительным сетям. Распределение электроэнергии отделено от розничной продажи, и последняя охвачена конкуренцией. Причем розничной торговлей могут заниматься как дистрибьюторы, так и сбытовые компании, не имеющие электрических сетей. Эта модель в своем идеальном варианте отражает концепцию максимально свободного рынка (рис. 4.2). Примеры: Великобритания, Норвегия. Основные характеристики моделей организации электроэнергетического рынка представлены в табл. 4.1. 79 Генерирующая компания А Генерирующая компания В Генерирующая компания С Генерирующая компания D Транспортная компания Распределительная компания А Распределительная компания В Распределительная компания С Сбытовая компания А Сбытовая компания В Сбытовая компания С Потребители региона А Потребители региона В Потребители региона С Рис. 4.2. Структура открытого конкурентного электроэнергетического рынка Таблица 4.1 Характеристика моделей организации электроэнергетического рынка Характеристика модели Модель 1 Модель 2 Модель 3 Модель 4 Монополия Закупочное Конкуренция Конкуренция агентство на оптовом на розничном рынке рынке Наличие конкурирующих производителей Нет Есть Есть Есть Наличие выбора для розничных торговцев Нет Нет Есть Есть Наличие выбора для конечных потребителей Нет Нет Нет Есть На рынке тепловой энергии реализуются следующие виды товаров и услуг: • горячая вода; • пар заданных параметров; • услуги по передаче и распределению теплоэнергии; • услуги по сбору платежей с потребителей за отопление и горячую воду. 80 Субъектами рынка тепловой энергии являются: • производители тепловой энергии (электростанции, независимые теплоисточники, ведомственные и муниципальные организации – владельцы теплоисточников); • оптовые перепродавцы теплоэнергии, осуществляющие транспорт теплоэнергии и эксплуатацию тепловых сетей; • жилищно-коммунальные организации, осуществляющие эксплуатацию местных систем отопления и сбор платежей за тепло и горячую воду; • потребители тепловой энергии различных категорий. По сравнению с рынками электрической энергии, рынки тепловой энергии имеют ряд существенных отличий. 1. Эти рынки локальные; они как правило замыкаются в границах городов и районов. В результате в регионах могут отсутствовать единые системы теплоснабжения, а значит и региональные рынки теплоэнергии. 2. Необходимое условие существования оптовых рынков теплоэнергии – наличие системы централизованного теплоснабжения. Однако нередко между отдельными участками тепловых магистралей нет связей, а физическая конфигурация сети не позволяет осуществлять подключение независимых теплоисточников сразу в нескольких точках. 3. Функционирование рынков теплоэнергии имеет резко выраженный сезонный характер, что связано с неравномерным графиком отопительных нагрузок. 4.2. Предпосылки и история реформирования электроэнергетики России Еще в 1980-х годах в электроэнергетике страны стали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии. В 1990-е годы, в период общеэкономического кризиса в России, объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился. Общая ситуация в отрасли характеризовалась следующими показателями: • по технологическим показателям (удельный расход топлива, средний коэффициент полезного действия оборудования, рабочая мощность станций и др.) российские энергокомпании отставали от своих аналогов в развитых странах; • отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению; • в отдельных регионах происходили перебои энергоснабжения, наблюдался энергетический кризис. Существовала высокая вероятность крупных аварий; • отсутствовала платежная дисциплина, были распространены неплатежи; • предприятия отрасли были информационно и финансово "не прозрачными"; • доступ на рынок был закрыт для новых, независимых игроков. 81 Отмеченные обстоятельства обусловили необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем инвестиций в них. В основе таких преобразований должны лежать рыночные принципы построения отношений между производителями и потребителями электро- и теплоэнергии. Другими словами, данные преобразования предполагают построение рыночных отношений в электроэнергетике. Тем самым Россия встала на путь большинства развитых государств, которые проводят в настоящее время или уже провели реформы в электроэнергетике, стремясь приспособить ее к условиям современной экономики. До начала реформирования электроэнергетика России представляла собой монопольную модель (по типу модели 1), реализованную в рамках ЕЭС России. При этом практически все предприятия отрасли были государственными. Данная схема идеально подходила для планового хозяйства страны, имея ряд существенных преимуществ (в том числе и технико-экономических) по сравнению с рыночными схемами организации отрасли. Первые шаги по реформированию отрасли были сделаны в 1992 – 1994 гг., когда была проведена реструктуризация, включавшая: • акционирование и приватизацию предприятий; • формирование федерального оптового рынка электрической энергии и мощности (ФОРЭМ), предполагавшего организацию конкуренции производителей электроэнергии; • создание РАО "ЕЭС России" как главной компании в электроэнергетике страны, ответственной за работу Единой энергосистемы и работы отдельных ее элементов (производство, передача и распределение электрической энергии); • закрепление за РАО "ЕЭС России" функции сетевой компании, обеспечивающей всем участникам ФОРЭМ равный доступ к межсистемным линиям электропередачи, и как холдинг владеющей 49% акций всех региональных энергокомпаний и контрольными пакетами всех электростанций, выведенных на ФОРЭМ; • выделение из состава региональных энергосистем крупных электростанций (как правило установленной мощностью более 1000 МВт) в качестве самостоятельных субъектов и вывод их на федеральный оптовый рынок энергии и мощности (ФОРЭМ); • акционирование и приватизацию энергообъединений, создание на их базе 72 региональных энергокомпаний, которые должны были быть поставлены в равные "стартовые" экономические условия. Однако по-настоящему рыночные отношения в электроэнергетике на данном этапе не сложились. В первую очередь, это было обусловлено следующими причинами: 1. Значительное число из 51-й электростанции, выведенных на ФОРЭМ продолжали оставаться в составе соответствующих АО-Энерго, не выступая в качестве самостоятельных субъектов рынка в результате чего конкуренция на ФОРЭМ носила больше условный характер. 82 2. Низкая платежеспособность потребителей, что не давало установить рыночные цены на электроэнергию. Причем зачастую производителей электроэнергии обязывали продавать электроэнергию по ценам, близким к себестоимости или даже ниже себестоимости, что является прямым противоречием с рыночной формой организации производства. Сам ФОРЭМ был полностью регулируемым со стороны государства. 3. Повсеместный кризис неплатежей и огромные взаимные задолженности потребителей, производителей и поставщиков топлива, что практически "убрало" из отрасли денежные отношения. В таких условиях особенно тяжело приходилось самостоятельным электростанциям, выведенным на ФОРЭМ, так как решение вопросов обеспечения их топливом вызывало значительные затруднения. Особенно сильно это проявилось для электростанций, работающих на "зарубежном" топливе (например, экибастузский уголь, на котором работают многие электростанции Урала). 4. Практическое отсутствие рыночных механизмов на потребительских рынках. 5. Слабая развитость инфраструктуры рынка и ряд других причин. Поэтому можно сказать, что реформы электроэнергетики, проводившиеся в 1990-е гг. носили противоречивый характер и не привели к ожидаемым результатам. Более того, вследствие многих организационных проблем, а также общего негативного состояния в экономике страны, ситуацию в электроэнергетической отрасли можно было охарактеризовать как кризисную. В результате преобразований, проведенных в 1990-е гг. к 2000 г. в электроэнергетике сложилась структура, представленная на рис. 4.3. Следующей важнейшей точкой, связанной с реформированием электроэнергетики России следует назвать 1998 г., когда Председателем Правления ОАО РАО "ЕЭС России" стал А.Б. Чубайс. В Компанию пришла новая команда менеджеров, среди которых были не только профессиональные энергетики, но и экономисты, юристы и финансисты – специалисты, необходимые для успешной реализации программы антикризисного управления. В РАО "ЕЭС России" начался этап финансового оздоровления. К 2000 году Компании удалось достичь 100%-ного уровня оплаты электроэнергии и тепла со стороны потребителей, урегулировать свою задолженность перед бюджетами и бизнеспартнерами. В кратчайшие сроки была устранена угроза банкротств ряда региональных энергокомпаний Холдинга, погашены долги по заработной плате, остановлен отток квалифицированных кадров. Решение обозначенных вопросов сделало возможным проведение дальнейшего реформирования отрасли. В результате, с 2001 г. стали происходить дальнейшие преобразования РАО "ЕЭС России" и отрасли в целом, обусловив ее переход к структуре, вариант которой показан на рис. 4.4. Основополагающим нормативным документом по дальнейшему реформированию отрасли стало Постановление Правительства РФ № 526 от 11 июля 2001 года. 83 Правительство Российской Федерации Концерн "Росэнергоатом" РАО "ЕЭС России" Новосибирскэнерго Башкирэнерго Магистральные сети (220 кВ и выше) Распределительные сети (110 кВ и ниже) Диспетчерское управление Сбыт Независимые АО-Энерго Татэнерго 72 АО-Энерго (включая станции АО-Энерго) Иркутскэнерго 44 Федеральные электростанции (включая 8 строящихся) 10 АЭС Миноритарные акционеры РАО "ЕЭС России" Рис. 4.3. Структура электроэнергетической отрасли в 2000 г. Основные цели проведения дальнейшего реформирования: • повышение эффективности предприятий отрасли; • создание условий для привлечения инвестиций в отрасль; • обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. Достижение отмеченных целей потребовало дальнейшего преобразования отрасли в направлении формирования полноценного рынка в ней. Это, в свою очередь, привело к необходимости проведения существенных преобразований. Среди ключевых преобразований следует выделить: • изменение системы государственного регулирования отрасли в направлении снижения роли государства и максимально возможного внедрения конкурентных (рыночных) механизмов формирования цены на электрическую энергию и мощность; • формирование конкурентного рынка электроэнергии; • разделение естественномонопольных и потенциально конкурентных видов деятельности; • создание вместо вертикально-интегрированных компаний структур, специализирующихся на отдельных видах деятельности (например, производство энергии, передача электроэнергии, сбыт электроэнергии и т.п.); • усиление государственного контроля в естественномонопольных сферах деятельности; • расширение и создание конкуренции в остальных сферах. 84 85 Рис. 4.4. Схема организации производства и управления в электроэнергетике России Основные этапы проведения отмеченных преобразований включали: • 11 июля 2001 г. – принятие постановления Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации"; • 2001 – 2003 гг. – принятие новых основополагающих нормативных документов (в том числе Федерального закона "Об электроэнергетике"); • 2002 г. – созданы ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "СО ЦДУ ЕЭС"; • 2003 г. – реализация нескольких пилотных проектов ОАО "Калугаэнерго", ОАО "Орелэнерго", ОАО "Брянскэнерго", ОАО "Тулэнерго"; • 2004 г. – начало создания новых межрегиональных компаний: распределительных сетевых (МРСК), оптовых генерирующих (ОГК) и территориальных генерирующих (ТГК). Состоялась государственная регистрация ОАО "ГидроОГК"; • 2005 г. – реструктуризация большей части региональных АО-Энерго; регистрация оставшихся ОГК, 13 ТГК, 4 МРСК; создание Комиссии по реорганизации ОАО РАО "ЕЭС России"; • 2006 г. – с 1 сентября 2006 года вступили в силу новые правила работы оптового и розничных рынков электроэнергии. На оптовом рынке электроэнергии (мощности) осуществлен переход к регулируемым договорам между покупателями и генерирующими компаниями, ликвидирован сектор свободной торговли (ССТ), запущен спотовый рынок – "рынок на сутки вперед" (РСВ); • 2007 г. – запуск процесса либерализации рынка (постепенного снижения доли электроэнергии, покупаемой по регулируемым договорам); переход почти половины электростанций и 22-х сбытовых компаний в частные руки; формирование целевой структуры всех тепловых ОГК и ТГК, завершение первого этапа консолидации ОАО "ГидроОГК" (ОАО "РусГидро"); собранием акционеров РАО "ЕЭС России" одобрена завершающая реорганизация общества; • 2008 г. – с 1 июля прекратило существование РАО "ЕЭС России", запущен рынок мощности; • 2009 г. – переход девяти распределительных компаний ("Белгородэнерго", "Липецкэнерго", "Тверьэнерго", "Пермьэнерго", "Тулаэнерго", "Рязаньэнерго", "Астраханьэнерго", "Кургаэнерго" и "Оренбургэнерго") на новую систему тарифообразования (RAB-регулирование) в тестовом режиме. RAB (Regulatory Asset Base – регулируемая база инвестированного капитала) – это система тарифообразования на основе долгосрочного регулирования тарифов, направленная на привлечение инвестиций для строительства и модернизации сетевой инфраструктуры и повышение эффективности работы сетевых организаций. Для реализации региональных инвестиционных программ сетевые компании будут привлекать как собственные, так и заемные средства. Регулятор, в свою очередь, будет формировать тариф компаний таким образом, чтобы они имели возможность постепенно возвращать инвестированные средства 86 и проценты на привлеченный капитал. При этом заемные средства возвращаются через тарифы не в один год, а в течение 20 и более лет, аналогично механизму ипотечного кредитования; • 2010 г. –впервые проведен конкурентный отбор мощности (КОМ) на 2011 г. в соответствии с новыми правилами долгосрочного рынка мощности. В конкурентном отборе приняли участие 388 электростанций по 974 генерирующим единицам; • 2010 г. – принятие Постановления Правительства РФ от 27.12.2010 г. № 1172 "Об утверждении правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности". Данным постановлением была окончательно утверждена целевая модель и правила работы рынка электрической энергии и мощности; • 2011 г. – с 1 января 2011 г. для потребителей, не относящихся к категории население и приравненных к ней, рынок электроэнергии и мощности должен был быть полностью либерализован (торговля будет осуществляться по свободным ценам); • 2012 г. – утверждены основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. № 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии". Таким образом в 2012 г. в электроэнергетике России сформированы условия и запущены механизмы функционирования полноценного рынка электрической энергии и мощности. Это, в свою очередь, является условием для повышения эффективности энергокомпаний, обеспечения их финансовой "прозрачности" и инвестиционной привлекательности, а также модернизации отрасли в целом. Целевая структура электроэнергетической отрасли, достижение которой запланировано в результате проведения реформ представлена на рис. 4.5. Подытоживая вопросы, связанные с реформированием электроэнергетической отрасли следует сказать, что сформированные в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности созданные компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими. Так, электрические сети перешли под контроль ПАО "Россетти". При этом магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети интегрированы в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений переданы общероссийскому Системному оператору. 87 Активы генерации также объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании – ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна (ОАО "РусГидро") – на основе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов. При этом региональные АО-Энерго преобразуются в региональные распределительные компании, управляющие сетями среднего и низкого напряжения. Инфраструктура Рынок электроэнергии Совет рынка (коммерческий оператор) ПАО "Россети" ПАО "ФСК ЕЭС" Территориальные сетевые компании Сфера конкуренции Атомные электростанции (АО "Концерн энергоатом") Гидро ОГК (ОАО "РусГидро") Тепло ОГК (6 шт.) ТГК (14 шт.) Системный оператор (ОАО "СО ЕЭС") Прочие генерирующие компании Сбытовые компании Доля государства в структуре капитала компаний Менее 50% Свыше 50% Свыше 75% Ремонтные и сервисные компании Дальневосточная энергетическая компания Изолированные АО-Энерго Рис. 4.5. Целевая структура электроэнергетической отрасли по результатам реформирования 88 11.3. Организация оптового рынка электрической энергии и мощности 11.3.1. Общая характеристика и субъекты оптового рынка электрической энергии и мощности Оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭМ) – сфера обращения особых товаров (электрической энергии и мощности) в рамках Единой энергетической системы России, в границах единого экономического пространства РФ, с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии и мощности, а также иных лиц, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка. На ОРЭМ обращается два основных вида товаров: 1. Электрическая энергия – основной товар ОРЭМ. 2. Электрическая мощность. Особый товар, покупка которого предоставляет участнику оптового рынка право требования обеспечения готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии установленного качества в количестве, необходимом для удовлетворения потребности в электрической энергии данного участника. Мощность введена как товар в целях обеспечения надежной и бесперебойной поставки электрической энергии на оптовом рынке. В настоящее время субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности являются: 1. НП "Совет рынка" – некоммерческое партнёрство "Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью". Организует функционирование и контроль оптового и розничного рынков электроэнергии. Приоритетными направлениями деятельности НП "Совет рынка" являются: • организация функционирования оптового и розничного рынка электроэнергии и мощности; • контроль над участниками рынков электроэнергии и мощности, коммерческой и технологической инфраструктуры, а также урегулирование споров между участниками оптового рынка; • аналитическая поддержка в целях более эффективного принятия решений участниками оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности, органами государственного управления. Высшим органом управления НП "Совет рынка" является общее собрание членов Партнерства. В период между общими собраниями управление осуществляет Наблюдательный совет, который формируется из палаты производителей (4 представителя), палаты потребителей (4 представителя), палаты инфраструктурных организаций (4 представителя) и палаты государства (8 представителей). Каждая из палат имеет право вето на решение Наблюдательного совета, также правом вето обладают все представители палаты инфраструктурных организаций. Вето может быть преодолено при повторном голосовании 2/3 голосов участвующих в заседании. Проработка вопросов перед вынесением на Наблюдательный совет ведется членами Совета рынка по комитетам, рабочим группам и комиссиям. 89 2. ОАО "АТС" – открытое акционерное общество "Администратор торговой системы оптового рынка". Является организатором торговли на оптовом рынке электроэнергии и мощности (коммерческим оператором). В функции ОАО "АТС", в частности, входят: • осуществление регистрации двусторонних договоров купли-продажи электрической энергии и мощности; • организация системы измерений и сбора информации о фактическом производстве электрической энергии и мощности и об их потреблении на оптовом рынке (коммерческий учет); • взаимодействие с организациями технологической инфраструктуры в целях прогнозирования объема производства и потребления электрической энергии, поддержания установленных техническими регламентами параметров качества электрической энергии, устойчивости и надежности энергоснабжения. ОАО "АТС" – дочерняя компания НП "Совет рынка". 3. ПАО "ФСК ЕЭС" – публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы". Основные направления деятельности компании: • управление Единой национальной (общероссийской) электрической сетью; • предоставление услуг субъектам оптового рынка электрической энергии по передаче электрической энергии и присоединению к электрической сети; • инвестиционная деятельность в сфере развития Единой национальной (общероссийской) электрической сети; • поддержание в надлежащем состоянии электрических сетей; • технический надзор за состоянием сетевых объектов. В собственности Российской Федерации более 75% размещенных акций ПАО "ФСК ЕЭС", в собственности миноритарных акционеров – менее 25% акций Федеральной сетевой компании (в 2015 г. государству принадлежало 79,64% акций компании; миноритарным акционерам – 20,36%). В настоящее время ПАО "ФСК ЕЭС" входит в состав ПАО "Россетти". 4. АО "СО ЕЭС" –Акционерное общество "Системный оператор Единой энергетической системы". Единолично осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское управление в Единой энергетической системе России. Основные задачи деятельности АО "СО ЕЭС" включают: • управление режимами работы Единой энергетической системы Российской Федерации, обеспечение ее надежного функционирования и устойчивого развития; • создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии (мощности); • обеспечение соблюдения установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества электрической энергии при условии экономической эффектив90 ности процесса оперативно-диспетчерского управления и принятия мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом рынке электрической энергии и розничных рынках; • обеспечение централизованного оперативно-технологического управления Единой энергетической системой России. 100% голосующих акций АО "СО ЕЭС" принадлежит Российской Федерации. 5. Поставщики электрической энергии и мощности – генерирующие компании. Как указывалось ранее, в их состав входят ОГК, ТГК, АО "Концерн энергоатом", прочие генерирующие компании. 6. Покупатели электроэнергии – энергосбытовые организации, крупные потребители, гарантирующие поставщики. Гарантирующий поставщик электрической энергии – коммерческая организация, обязанная заключить договор купли-продажи электрической энергии с любым обратившимся к ней потребителем. 7. Территориальные сетевые организации – коммерческие организации, оказывающие услуги по передаче электроэнергии в сетях и системах электроснабжения с использованием объектов электросетевого хозяйства. Данные организации сосредоточены в рамках ПАО "Россети" и включают ряд региональных подразделений – межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК). На территории отдельных регионов в качестве территориальных сетевых организаций в большинстве случаев выступают региональные АО-Энерго. В зоне их ответственности эксплуатируются электрические сети десяти классов напряжения от 0,4 до 220 кВ. В собственности Российской Федерации находится более 75% акций ПАО "Россети" (в 2015 г. – 85,3% акций). Как отмечалось выше, на ОРЭМ обращается два основных вида товаров – электрическая энергия и электрическая мощность. По каждому из этих товаров образуется отдельный рынок со своими механизмами торговли. Для обеспечения нормальной работы ОРЭМ предусмотрена система договоров между субъектами, которая определяет их основные действия, условия продажи электроэнергии, мощности и оказания услуг. Основными договорами для функционирования ОРЭМ являются: 1. Договор между АО "СО ЕЭС" и субъектами ОРЭМ. В соответствии с договором АО "СО ЕЭС" оказывает на возмездной договорной основе (по регулируемому тарифу) услуги по оперативно-диспетчерскому управлению (ведение режимов, обеспечение качества и безопасности энергоснабжения). Договор является обязательным для обеих сторон. 2. Договор об оказании услуг по технологическому присоединению к электрическим сетям: поставщик – сети, потребитель – сети (для сбытовых организаций – договоры на технологическое присоединение их непосредственных конечных потребителей к электрическим сетям). Договором не предусматривается оказание услуг по передаче электроэнергии. Отказ от технологического присоединения при заключенном договоре не допускается. 91 3. Договор между АО "СО ЕЭС" и организацией по управлению единой национальной электрической сетью (ЕНЭС) о диспетчировании электрической сетью. 4. Договор между субъектами ОРЭМ и организацией по управлению ЕНЭС (в настоящее время – ПАО "ФСК ЕЭС") об оказании услуг по передаче электроэнергии. Заключается только после заключения 1-го и 2-го договоров. В состав платы за услуги по передаче электроэнергии по ЕНЭС могут включаться средства на оплату услуг АО "СО ЕЭС". 5. Договор о межсетевом взаимодействии между ПАО "ФСК ЕЭС" (как организации по управлению ЕНЭС) – межрегиональные территориальные распределительные сетевые компании (МРСК). 6. Договор между АО "СО ЕЭС" и ОАО "АТС" о взаимодействии на ОРЭМ. 7. Договор о присоединении к торговой системе ОРЭМ: поставщик, потребитель, ОАО "АТС", АО "Центр финансовых расчетов" (АО "ЦФР"), НП "Совет рынка", АО "СО ЕЭС". 8. Двусторонний договор (регулируемый или свободный) купли-продажи на ОРЭМ по выбранному механизму торговли (электроэнергии или мощности) по принципу "take or pay". 9. Договор об оказании услуг по передаче электроэнергии: Потребитель – МРСК или прочие распределительные электрические сети. Обязательными условиями для заключения этого договора является договор о техническом присоединении к этим электрическим сетям, а также участие потребителя на ОРЭМ. Рассмотрим основные термины и понятия, используемые в современной модели ОРЭМ. Точка поставки – место в электрической сети, используемое для определения объемов произведенной (потребленной) участниками ОРЭМ электрической энергии (мощности). Группа точек поставки – несколько точек поставки, относящихся к одному узлу расчетной модели и (или) единому технологически неделимому энергетическому объекту, в отношении которого участником оптового рынка осуществляется купля-продажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке, или ограничивающих территорию, в отношении которой купляпродажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке осуществляется только одним участником оптового рынка, и используемых им для определения и исполнения обязательств, связанных с поставкой и оплатой электрической энергии и (или) мощности. Расчетная модель – описание электроэнергетической системы, предназначенное для построения математической модели процесса производства, передачи и потребления электрической энергии, с помощью которой рассчитываются реализуемые в этой электроэнергетической системе объемы производства и потребления электрической энергии и соответствующие им цены. 92 Узел расчетной модели – составная часть расчетной модели, соответствующая соединениям, описанным в расчетной модели, электрических сетей к местам присоединения к ним потребляющих и (или) генерирующих объектов (при этом каждый генерирующий объект, присоединенный к сетям высокого напряжения, описывается в расчетной модели отдельно). Поставщики электроэнергии – генерирующие компании (ОГК и ТГК), а также организации, имеющие право продажи производимой электроэнергии и организации, осуществляющие экспортно-импортные операции. Потребители электроэнергии – энергосбытовые организации, крупные потребители электроэнергии, гарантирующие поставщики, организации, осуществляющие экспортно-импортные операции, получившие статус субъектов ОРЭМ и право на участие в торговле электроэнергией. Узловые цены – равновесная цена на каждый час следующих суток с учетом системных ограничений и потерь в сетях, определяемая ОАО "АТС" за сутки до поставки электроэнергии путем конкурентного отбора заявок цены и объема поставки (покупки) электроэнергии продавцами и покупателями на каждый час следующих суток. Равновесные цены рассчитываются по каждому узлу сети (в настоящее время в Европейской части более 7000 узлов и в Сибири – более 600 узлов). Спрос – это то количество электроэнергии, которое потребовалось бы, если бы частота и напряжение в системе для всех потребителей были бы равны номинальным значениям. В заключение параграфа кратко приведем основные требования, которым должны удовлетворять основные субъекты ОРЭМ (поставщики и потребители). Среди наиболее важных следует выделить: 1. Соответствие ряду количественных характеристик: • для поставщиков: иметь установленную генерирующую мощность более 25 МВт, которая в каждой предполагаемой группе точек поставки должна составлять не менее 5 МВт и обладать правом продажи электрической энергии (мощности), производимой на указанном генерирующем оборудовании; • для потребителей: иметь суммарную присоединенную мощность, которая равна или превышает 20 МВ·А и в каждой группе точек поставки составляет не менее 750 кВ·А; • для энергосбытовой организации: иметь по совокупности заключенных с потребителями на розничном рынке договоров суммарную присоединенную мощность не менее 20 МВ·А при условии, что в каждой группе точек поставки она равна или превышает 750 кВ·А. Указанные количественные характеристики не применяются к гарантирующим поставщикам. 93 2. Выполнение требований технического характера, установленных нормативными правовыми актами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка: • наличие средств коммерческого учета с почасовым сбором данных и автоматизированными средствами передачи данных; • обеспечение технических требований к системе связи, обеспечивающей передачу данных системному оператору; • согласование с АО "СО ЕЭС" и ОАО "АТС" групп точек поставки, с использованием которых организация планирует участвовать в торговле на ОРЭМ. 3. Наличие всех необходимых договоров рассмотренных выше. 11.3.2. Формирование цен и механизмы торговли на оптовом рынке электрической энергии Основные механизмы торговли электроэнергией на оптовом рынке включают: • рынок свободных двусторонних договоров купли-продажи электроэнергии (РСДД); • рынок регулируемых договоров (РДД); • рынок на сутки вперед (РСВ); • балансирующий рынок (БР). Рынок свободных двусторонних договоров купли-продажи электроэнергии Свободный двусторонний договор купли-продажи электроэнергии (СДД) – это соглашение, в соответствии с которым продавец обязуется поставить покупателю электрическую энергию в определенном количестве и определенного качества путем включения всего объема или его части в плановое почасовое производство поставщика и приобретения оставшейся части этого объема на оптовом рынке, а покупатель обязуется принять и оплатить электрическую энергию на условиях договора, заключенного в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности), а также иными нормативными документами. В договоре оговариваются: участники оптового рынка, объемы поставки, цены, распределение разницы в узловых ценах, графики оплаты, графики поставки. Основной принцип работы по СДД – Take or pay (бери или плати), то есть покупатель оплачивает законтрактованные объемы электроэнергии вне зависимости от реальных объемов потребления. Участники СДД – субъекты ОРЭМ, функционирующие в пределах одной ценовой зоны. Двусторонний договор должен быть зарегистрирован в АТС. 94 Рассмотрим некоторые характеристики (условия) двусторонних договоров. 1. Цены. Являются свободными (нерегулируемыми): участники, самостоятельно определяют цены и объемы, поставки электроэнергии по СДД. Обычно цены по СДД привязаны к узловым ценам на РСВ, как правило, в точке поставки покупателя, которые постоянно (каждый час) меняются. 2. Условия оплаты. Цена зависит от времени оплаты (авансовые платежи могут снизить цены). 3. График поставки. Объемы поставки зависят от времени суток, сезонности. При заключении СДД могут возникнуть проблемы с поиском контрагентов. Для решения данной проблемы возможно обращение к посреднику – Московской энергетической бирже. Участникам торгов предлагается выбор стандартных заявок с разделением по периоду поставки, выбору дней недели, часов суток и др. Рынок регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии На рынке регулируемых договоров условия, включая цены, привязку поставщиков и потребителей, регулируются Федеральной службой по тарифам. В соответствии с целевой моделью рынка электроэнергии (мощности) механизм регулируемых договоров должен был полностью себя исчерпать к 2011 г. Однако Постановлением Правительства РФ № 1172 от 27.12.2010 г. механизм регулируемых договоров сохранен в части населения и приравненных к ним потребителей, а также до 01.01.2015 г. в особых частях ценовых зон оптового рынка, где доля гарантирующих поставщиков составляет более 60% и где наблюдается дотационный характер экономики. Суммарный объем поставки электрической энергии по регулируемым договорам, включая соответствующие объемы электрической энергии для целей компенсации потерь в электрических сетях в отношении поставщика электрической энергии и (или) мощности, не может превышать 35% объема производства электрической энергии, определенного в балансовом решении для указанного участника в соответствующем периоде регулирования. Рынок на сутки вперед Рынок на сутки вперед (РСВ) позволяет участникам оптового рынка приобрести недостающую или продать излишнюю электроэнергию, корректируя таким образом изменения в потреблении и производстве электроэнергии, не учтенные в рамках долгосрочных договоров. Центральным параметром, на основе которого функционирует РСВ является краткосрочная равновесная цена. Эта цена на электрическую энергию устанавливается для каждого часа планируемых суток и каждого узла расчетной модели с соблюдением следующих условий: • равновесные цены на электрическую энергию одинаковы для всех объемов электрической энергии, точка поставки которых отнесена к одному узлу расчетной модели; 95 • для продавца электрической энергии равновесная цена не может быть ниже цены, указанной им в ценовой заявке на объем электрической энергии, отнесенный к соответствующему узлу расчетной модели; • для покупателя электрической энергии равновесная цена не может быть выше цены, указанной им в ценовой заявке на объем электрической энергии, включенный администратором торговой системы в плановое почасовое потребление; • равновесные цены на электрическую энергию должны отражать влияние системных ограничений и потерь стоимости электрической энергии, зависящих от электроэнергетических режимов. Краткосрочная равновесная цена на РСВ формируется на основании маржинальных аукционов ценовых заявок, проводимых ОАО "АТС", на продажу и покупку электрической энергии, производимый на каждый час суток за сутки до момента реальной поставки (потребления) электрической энергии. В рамках торговли на РСВ поставщики и покупатели подают ценовые заявки за сутки до предполагаемой поставки, в которых указывают, какой объём электрической энергии, в какой час и по какой цене они готовы поставить и купить соответственно. Эти заявки упорядочиваются для поставщиков – по возрастанию цены, а для покупателей – по убыванию цены. Таким образом, формируется "кривая предложения" и "кривая спроса". На пересечении этих кривых определяется маржинальная цена, по которой все поставщики, подавшие ценовые заявки с указанием такой же или более низкой цены, а также все покупатели, подавшие заявку с указанием такой же или более высокой цены, продают и покупают электрическую энергию (рис. 11.6). Заявки тех поставщиков и покупателей, которые указали более высокие (низкие) цены, считаются не отобранными. Поставщики в таком случае могут предложить свои объёмы на балансирующем рынке (БР), а покупатели – либо отказаться от потребления указанных объёмов, либо купить нужный объём на балансирующем рынке. Такой аукцион проводится на каждый час суток и учитывает существующие на каждый час ограничения на выдачу и переток мощности. Непосредственное проведение конкурентного отбора заявок на РСВ и определение планового производства и потребления электроэнергии участниками рынка включает три основных этапа: Этап 1. Администратор торговой системы получает от Системного оператора актуализированную расчётную модель энергосистемы, включающую в себя схему, выбранный состав работающего оборудования, ограничения и другие параметры. Этап 2. Непосредственная подача заявок поставщиками и потребителями на каждый час следующих суток. Этап 3. Администратор торговой системы передаёт сформированный торговый график Системному оператору для ведения режима энергосистемы. 96 Рис. 11.6. Механизм формирования цены на рынке на сутки вперед Большинство покупателей в ценовых зонах подают ценопринимающие заявки (заявки с указанием планового объема потребления, который покупатель намерен купить по сложившейся цене конкурентного отбора), поскольку в случае указания слишком низкой цены покупатель рискует не пройти конкурентный отбор РСВ и следовательно будет обязан приобрести весь объем потребления на балансирующем рынке, что гарантировано повлечет значительное увеличение затрат на энергоснабжение. Как показывает опыт функционирования ОРЭМ в России доля ценопринимающих заявок на РСВ составляет примерно 70 – 80% выработки электроэнергии. В соответствии с методикой формирования конкурентной цены, утвержденной ФАС РФ от 14.04.2011 г., в цену конкурентной заявки на РСВ можно включить: 1. Расходы на топливо, используемое непосредственно для выработки электрической энергии генерирующим объектом. 2. Расходы электроэнергии на собственные нужды, связанные с ее выработкой, и потери электроэнергии в высоковольтных пристанционных сетях в границах балансовой принадлежности генерирующего объекта. 3. Расходы на услуги системного и коммерческого оператора, относящиеся к генерирующему объекту. 97 4. Расходы на воду (в том числе химические реагенты для ее подготовки) на технологические цели для производства электроэнергии (за исключением одноименных расходов, которые учитываются в тарифах на тепловую энергию). 5. Расходы на экологические платежи, относящиеся к генерирующему объекту, а именно: плату за предельные допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ (за исключением одноименных расходов, которые учитываются в тарифах на тепловую энергию). 6. Процентные платежи по кредитам, взятым в целях закупки топлива, используемого непосредственно для выработки электрической энергии генерирующим объектом. Балансирующий рынок Балансирующий рынок – рынок отклонений в реальном времени. Этот сектор конкурентного рынка предназначен для компенсации отклонений фактических объемов производства (потребления) электроэнергии от плановых, определенных на РСВ, в связи с вероятностным характером нагрузки. При этом основной задачей является поддержание в каждый момент времени баланса между генерацией и потреблением с помощью наиболее экономичных ресурсов, которыми располагает энергосистема, то есть ресурсов с минимальной стоимостью электроэнергии. Балансирующий рынок должен действовать в режиме максимально возможного приближения к реальному времени, то есть к ближайшему часу суток, в который осуществляются регулировочные мероприятия (с 01.01.2011 г. – каждые 3 часа). Субъекты балансирующего рынка – участники РСВ, но в формировании цен на балансирующую электроэнергию участвуют поставщики и потребители только с регулируемой нагрузкой. При подаче заявок на РСВ поставщики и потребители с регулируемой нагрузкой могут подать оперативные ценопринимающие (по объему) заявки на БР на догрузку (отклонение "плюс") и разгрузку (отклонение "минус") своих мощностей по сравнению с плановыми объемами, принятыми у них на РСВ. При этом за каждые 3 часа до часа фактической поставки системный оператор (АО "СО ЕЭС") проводит дополнительные конкурентные отборы заявок поставщиков с учетом прогнозного потребления в энергосистеме, экономической эффективности загрузки станций и требований системной надежности. В час когда в системе возникает дисбаланс, вызванный ростом электропотребления, системный оператор увеличивает генерацию, причем начинает с заявивших минимальную цену, но неучтенных на РСВ и (или) сокращает нагрузку у потребителей-регуляторов. Если нагрузка, наоборот, требует снижения производства, то разгрузка начинается с генераторов, заявивших наибольшие цены из учтенных на РСВ. На основе·обработки заявок участников на каждый час определяется единая равновесная цена на балансирующую электроэнергию, вызванную фактическими отклонениями производства или потребления электроэнергии по сравнению с плановыми объемами обусловленными как собственной инициативой, так и внешней (по причине, не зависящей от участника оптового рынка и вы98 званной действия иных участников оптового рынка, владельцев объектов электросетевого хозяйства, организации коммерческой инфраструктуры или' системного оператора). Потребители, снижающие нагрузку и генераторы, увеличивающие производство, получают денежную премию, а потребители, увеличивающие спрос, и поставщики, сокращающие выработку, напротив, платят. В рамках БР возможны свободные двусторонние договоры на куплюпродажу отклонений. По такому договору покупатель оплачивает продавцу фактически поставленный в рамках договора объем электрической энергии по определенной в нем договорной цене. Цены электрической энергии на балансирующем рынке, как правило, самые высокие из других механизмов торговли электрической энергии на ОРЭМ (двусторонние договоры, рынок на сутки вперед). 11.3.3. Формирование цен и механизмы торговли на оптовом рынке электрической мощности Продажа мощности призвана компенсировать производителю постоянные издержки, связанные с обеспечением работоспособности электрической станции. Тем самым должна достигаться надёжность электроснабжения: даже если мощность определённой станции не востребована в течение длительного времени, производитель за счёт продажи мощности содержит такую станцию и в случае роста потребления – готов оперативно запустить производство электрической энергии. Кроме того, через "продажу" мощности обеспечивается возврат инвестированных средств в строительство и модернизацию генерирующих мощностей, тем самым, осуществляя опережающее перспективное развитие ЕЭС с учётом длительности сроков возведения генерирующих мощностей. Объем мощности, который должен купить каждый покупатель, определяется исходя из его фактического пикового потребления. Основные механизмы торговли на оптовом рынке электрической мощности включают: • торговля мощностью по свободным двусторонним договорам куплипродажи мощности (СДДМ); • торговля мощностью по регулируемым договорам (РДМ); • торговля мощностью по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности (КОМ); • торговля мощностью по результатам конкурсов инвестиционных проектов на формирование перспективного технологического резерва мощностей по производству электроэнергии (ДФПРМ) с учетом механизма гарантирования инвестиций (МГИ); • торговля мощностью по договорам купли-продажи мощности новых атомных электростанций и гидроэлектростанций (ДПНМ АЭС/ГЭС); • торговля мощностью по договорам о предоставлении мощности (ДПМ); • торговля торговли мощностью, производимой с использованием объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (ДПВМ). 99 Торговля мощностью по свободным двусторонним договорам купли-продажи мощности (СДДМ) Сторонами в договорах выступают генерирующие компании (инвесторы) и потребители. Договора предполагают, что участники самостоятельно определяют условия (цены, объемы, сроки) поставки мощности и, возможно, электроэнергии на долгосрочный период. СДДМ регистрируются до начала периода поставки и учитываются на КОМ в виде ценопринимающей заявки. Основные требования к таким договорам, это то чтобы поставщик и покупатель были субъектами ОРЭМ и находились в одной зоне свободного перетока. Торговля мощностью по регулируемым договорам (РДМ) РДМ заключаются субъектами ОРЭМ к числу покупателей которых относится население или приравненные к ним категории. Цена в них фиксируется на 1 год. Цену устанавливает ФАС. Является аналогом рынка регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии. Торговля мощностью по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности (КОМ) С использованием КОМ производится продажа мощности, не проданной по другим механизмам. При этом объем мощности рассчитывается по остаточному принципу как часть фактически поставленного/купленного на ОРЭМ объема мощности, не проданного по иным механизмам. Отбор заявок проводится только по стоимости мощности, одинаковой на весь год; поставщики самостоятельно оценивают будущую выручку с рынка электроэнергии. Последовательность проведения КОМ: 1. Антимонопольный орган на основании ежегодно проводимого анализа экономической концентрации поставщиков в зонах свободного перетока определяет зоны свободного перетока, в которых КОМ проводится с использованием предельного размера цены на мощность. 2. Субъекты оптового рынка направляют антимонопольному органу ходатайство об определении условий их участия в КОМ. 3. Антимонопольный орган рассматривает указанное ходатайство. Он может установить условия или ограничения участия субъекта оптового рынка в КОМ. Субъекты оптового рынка, не направившие ходатайство антимонопольному органу, для участия в КОМ подают только ценопринимающие заявки. 4. Системный оператор до окончания срока подачи ценовых заявок на конкурентные отборы мощности публикует на своем официальном сайте в сети Интернет основную информацию, касающуюся проводимого КОМ (предельные цены на мощность, зоны свободного перетока, объем спроса на мощность по зонам, требования к техническим параметрам генерирующего оборудования и т.п.). 100 При этом объем спроса на мощность по зонам свободного перетока (Р) определяется: Р = Ртах ⋅ К рез , (4.1) где Ртах – прогнозируемая в год поставки максимальная электрическая нагрузка в зоне (группе зон) свободного перетока; Крез – величина планового коэффициента резервирования мощности. Объем мощности, который будет отобран и подлежит оплате на год поставки мощности по результатам конкурентного отбора мощности будет: N ком = Р − N СДДМ, РДМ, ДФПРМ, ДПНМ, ДПМ, ДПВМ , (4.2) где N СДДМ, РДМ, ДФПРМ, ДПНМ, ДПМ, ДПВМ – объем продажи мощности по СДДМ, РДМ, ДФПРМ, ДПНМ, ДПМ и ДПВМ. 5. Субъекты оптового рынка, имеющие право на участие в КОМ, направляют системному оператору ценовые заявки на продажу мощности, в которых указываются основные сведения и параметры генерирующих объектов. 6. Обработка ценовых заявок для целей учета в КОМ (выявление заявок не соответствующих требованиям Правил ОРЭМ и ФАС РФ, их корректировка в случае согласия). 7. Определение в ценовой зоне максимальной цены заявки, учитываемой при определении маржинальной цены КОМ. В результате из групп генерирующих объектов, удовлетворяющих требованиям обеспечения функционирования энергосистемы в течение периода поставки, отбирается такая группа генерирующих объектов, которая обеспечивает наименьшую стоимость мощности для покупателей, рассчитанную по указанным в ценовых заявках ценам. 8. По итогам конкурентного отбора мощности определяются цены продажи мощности для каждой зоны свободного перетока. 9. По результатам конкурентного отбора мощности системный оператор формирует реестр его итогов для каждой зоны свободного перетока с указанием перечня поставщиков мощности и цен продажи мощности для поставщиков и покупателей. 10. По результатам конкурентного отбора мощности заключаются договоры купли-продажи (поставки) мощности, в которых устанавливаются обязательства сторон по поставке и оплате мощности. Торговля мощностью по результатам конкурсов инвестиционных проектов на формирование перспективного технологического резерва мощностей по производству электроэнергии (ДФПРМ) При использовании этого механизма СО проводит конкурсный отбор инвестиционных проектов для размещения перспективного резерва мощности с заданными параметрами, местоположением генерации и сроками ввода ее в эксплуатацию с учетом гарантирования окупаемости инвестиций (МГИ). 101 При этом определяются: • предельная стоимость инвестиционного проекта, при превышении которой инвестиционный проект не может быть отобран по результатам конкурса; • предельный размер и порядок оплаты услуг по формированию перспективного технологического резерва; • условия оплаты электрической энергии и мощности, производимые с использованием генерирующего объекта. Критерием отбора является минимальная стоимость инвестиционного проекта. Торговля мощностью по договорам купли-продажи мощности новых атомных электростанций и гидроэлектростанций (ДПНМ АЭС/ГЭС) Введены на рынок мощности с целью "справедливого" распределения бремени оплаты самой дорогостоящей мощности АЭС и ГЭС всеми участниками ОРЭМ расположенными в пределах одной ценовой зоны оптового рынка. Специфика атомных электростанций и гидроэлектростанций заключается в том, что электрическая энергия, вырабатываемая с использованием генерирующих объектов этих электростанций, является наиболее "дешёвой", то есть имеет минимальную себестоимость. Цена мощности новых АЭС и ГЭС по ДПНМ определяется ФСТ России учетом полученных ранее дополнительных денежных средств для финансирования инвестиционных программ и доходов от продажи электроэнергии. Срок ДПHM – 20 лет, при учтенном ФАС России сроке окупаемости – 25 лет. Стоимость новых мощностей АЭС и ГЭС по ДПНМ распределяется на всех потребителей ценовой зоны оптового рынка пропорционально объемам их обязательств по покупке мощности. Торговля мощностью по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) Согласно ДПМ поставщик принимает на себя обязательства по строительству, и вводу в эксплуатацию новых генерирующих объектов. В свою очередь, им гарантируется возмещение затрат на строительство генерирующих объектов через повышенную стоимость мощности. Цена мощности, представленной по ДПМ, определяется методом доходности инвестированного капитала (RAВ). Цена рассчитывается исходя из необходимости компенсации "типовых" капитальных и эксплуатационных затрат генерирующих объектов (газовой и угольной ТЭС) с применением повышающих и понижающих коэффициентов. Стоимость мощности по ДПМ распределяется на всех потребителей ценовой зоны пропорционально объемам их обязательств по покупке мощности. 102 Торговля торговли мощностью, производимой с использованием объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (ДПВМ) Вынужденная мощность – мощность не прошедшая по своим техническим параметрам конкурентный отбор мощности, но необходимая для нормальной работы энергосистемы и теплоснабжения населения. При использовании ДПВМ мощность вынужденных генераторов распределяется между покупателями пропорционально их пику потребления. Мощность генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме, оплачивается покупателями, расположенными в той же зоне свободного перетока. Оплата производится по цене, установленной ФАС России, учитывающей маржинальный доход, получаемый такими поставщиками на рынке электроэнергии. 11.3.4. Географические особенности функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности в России В настоящее время оптовый рынок электроэнергии и мощности по технологическим причинам разделен на несколько самостоятельных, почти или совсем не сообщающихся между собой, географических зон: первая ценовая зона (Европейская часть России и Урал), вторая ценовая зона (Сибирь), неценовые зоны. Характерные особенности для каждой из зон: 1. Европейская часть России и Урал: • установленная мощность – 72-75% от общего показателя, и достаточно равномерна распределена по территории; • используются различные виды топлива (диверсифицированный топливный баланс); • развитая сетевая инфраструктура. 2. Сибирский регион: • установленная мощность – около 20% от общего показателя; • относительно слабые связи с Европейским регионом и Дальним Востоком; • в структуре производства более 50% составляют ГЭС; преобладающее топливо ТЭС – уголь. 3. Неценовые зоны (Дальний Восток, Калининградская область, Республика Коми и Архангельская область): • менее 10% установленных мощностей; • несколько крупных электростанций и слабая сеть при большой протяженности. Для первой и второй ценовых зон характерны большое количество поставщиков и покупателей электроэнергии, развитая сетевая инфраструктура, что позволяет функционировать конкурентному рынку электроэнергии. В неценовых зонах структура генерации и распределения электроэнергии пока не позволяет организовать полноценные рыночные отношения. 103 11.4. Организация розничного рынка электроэнергии Розничный рынок электроэнергии – это сфера обращения электрической энергии вне оптового рынка с участием ее потребителей. Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. № 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии". Субъектами розничного рынка являются: 1. Конечные потребители электрической энергии. 2. Гарантирующие поставщики. 3. Независимые энергосбытовые организации. 4. Энергоснабжающие организации, осуществляющие продажу потребителям произведенной или купленной электрической энергии и совмещающие эту деятельность с деятельностью по передаче электрической энергии. 5. Исполнители коммунальных услуг. 6. Сетевые организации и иные владельцы объектов электросетевого хозяйства. 7. Производители (поставщики) электрической энергии, продажа которой не осуществляется на оптовом рынке. Такие производители должны удовлетворять требованию, что установленная генерирующая мощность объекта по производству электрической энергии (мощности) составляет менее 25 МВт или равна либо превышает 25 МВт, в отношении которых на оптовом рынке не зарегистрированы группы точек поставки. При этом производитель электрической энергии (мощности) продает гарантирующему поставщику электрическую энергию и мощность по ценам не превышающим нерегулируемые цены соответственно на электрическую энергию и мощность на оптовом рынке для такого гарантирующего поставщика. 8. Системный оператор и иные субъекты оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах. Целевая модель розничных рынков имеет следующие основные характеристики: • право выбора конечными потребителями любой сбытовой компании, у которой он будет покупать электроэнергию по свободным, нерегулируемым ценам; • наличие специального института гарантирующих поставщиков, обязанных заключить договор с любым обратившимся к нему потребителем; • нерегулируемые цены, свободно устанавливаемые всеми, кроме гарантирующего поставщика; • цена гарантирующего поставщика не может превышать нерегулируемые цены оптового рынка более чем на величину его сбытовой надбавки, и стоимость прочих регулируемых услуг, обеспечивающих процесс поставки – услуг по передаче, в первую очередь. 104 Ключевой фигурой розничного рынка электроэнергии является гарантирующий поставщик (ГП) – организация, закупающая электроэнергию на оптовом рынке и реализующая ее розничным потребителям. Гарантирующий поставщик обязан заключить договор с любым обратившимся к нему потребителем, расположенным в границах его зоны деятельности. Границами зоны деятельности ГП являются административные границы субъекта (субъектов) РФ, на территории которого они осуществляют свою деятельность. В границах зоны ответственности одного гарантирующего поставщика не допустима деятельность другого ГП. При этом на территории одного субъекта РФ могут быть несколько ГП. ГП является субъектом оптового рынка. В качестве гарантирующих поставщиков на территории соответствующих субъектов РФ могут выступать: • АО-энерго и (или) энергосбытовые организации, созданные в результате реорганизации АО-энерго и являющиеся правопреемниками таких акционерных обществ по договорам энергоснабжения; • энергоснабжающие организации, которые осуществляют поставку электрической энергии в объеме не менее 50 млн кВт·ч в год для снабжения граждан-потребителей и (или) финансируемых за счет средств бюджетов различных уровней потребителей; • энергосбытовые организации, принимающие (принявшие) на себя на основании соглашения с единым хозяйствующим субъектом на железнодорожном транспорте обязательства по снабжению электрической энергией потребителей (юридических и физических лиц); • хозяйствующие субъекты, эксплуатирующие объекты электросетевого хозяйства или генерирующие объекты технологически не связанные с ЕЭС России, и технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы; • энергосбытовые организации, осуществляющие энергоснабжение организаций, находящихся в ведении Министерства обороны Российской Федерации. В случае, если ГП не выполняет должным образом свои обязанности и обладает признаками банкротства, ФСТ РФ принимает решение о проведении конкурса на присвоение статуса ГП новой организации. Статус гарантирующего поставщика присваивается по результатам открытого конкурса, который организуется и проводится уполномоченным региональным органом исполнительной власти. Правила розничных рынков позволяют потребителям выбирать поставщиков. Закупать электроэнергию можно как у гарантирующего поставщика, так и у других энергосбытовых компаний. Возможна также покупка электроэнергии у розничных производителей электроэнергии. Основным критерием для перехода потребителей от гарантирующего поставщика к другим сбытовым организациям – более выгодные условия электроснабжения. В заключение рассмотрим принципы формирования тарифов на электроэнергию для конечных потребителей на розничном рынке. 105 1. ГП продает электроэнергию всем потребителям (кроме населения и приравненных к ним потребителей) по нерегулируемому тарифу, непревышающему рассчитанный им предельный уровень: Т пред = Ц опт + Т усл , (4.3) где Цопт – средневзвешенная нерегулируемая цена на электроэнергию (мощность), рассчитывается АТС на основании цен покупки электроэнергии и мощности на ОРЭМ и розничных рынках; Тусл – плата за услуги по передаче и распределению электроэнергии (мощности), включая сбытовую надбавку ГП. Населению и приравненным к ним потребителям ГП продает электроэнергию (мощность) по регулируемым РЭК ценам в рамках предельных, установленным ФСТ России. 2. Тарифы дифференцируются по ценовым категориям. В настоящее время в рамках рыночной модели выделяется шесть ценовых категорий: • первая категория – одноставочные тарифы в целом за расчетный период. Предполагает оплату только потребленной электроэнергии, при этом в тарифе учитывается средневзвешенная нерегулируемая цена на электроэнергию и мощность; • вторая категория – одноставочные тарифы, дифференцированные по зонам суток. Предполагает оплату только потребленной электроэнергии, учитывается средневзвешенная нерегулируемая цена на электроэнергию и мощность по зонам суток; • третья категория – двухставочные тарифы для объемов покупки электроэнергии и мощности, в отношении которых осуществляется почасовой учет и одноставочная стоимость услуг на передачу электроэнергии. Эта и последующие категории предполагают раздельную оплату потребленной электроэнергии и электрической мощности по средневзвешенным нерегулируемым ценам на электроэнергию и мощность; • четвертая категория – двухставочные тарифы для объемов покупки электроэнергии и мощности, в отношении которых осуществляется почасовой учет и двухставочная стоимость услуг на передачу электроэнергии; • пятая категория – двухставочные тарифы для объемов покупки электроэнергии и мощности, в отношении которых осуществляется почасовой учет и планирование и одноставочная стоимость услуг на передачу электроэнергии. В отличие от третьей категории при расчете стоимости потребленной электроэнергии учитывается почасовая цена по результатам РСВ и БР; • шестая категория – двухставочные тарифы для объемов покупки электроэнергии и мощности, в отношении которых осуществляется почасовой учет и планирование и двухставочная стоимость услуг на передачу электроэнергии. В отличие от четвертой категории при расчете стоимости потребленной электроэнергии учитывается почасовая цена по результатам РСВ и БР. 106 3. Все тарифы дифференцируются: по напряжению: высокое (110 кв и выше), среднее первое (35 кВ), среднее второе (от 20 кв до 1 кВ), низкое (0,4 кВ и ниже). 4. Для стимулирования энергосбережения и сглаживания пиков нагрузки применяют тарифы, дифференцированные по зонам (часам) суток. Тариф в ночной зоне обеспечивает возмещение только переменных затрат (на покупку электроэнергии на оптовом и розничном рынках с учетом услуг без затрат на мощность). Тарифы полупиковой зоны покрывают средневзвешенную стоимость покупки электроэнергии и мощности на оптовом и розничном рынках с учетом услуг. Тарифы пиковой зоны должны обеспечить получение совокупной необходимой валовой выручки с учетом тарифной выручки от потребителей других зон. Возможно дифференцирование тарифов по двум зонам (ночной и пиковой зоны). 5. РЭК дифференцируют тарифы по группам потребителей розничного рынка: • население. К этой группе относится население, использующие электроэнергию на коммунально-бытовые нужды, и приравненные к этой категории потребителей – исполнители коммунальных услуг и аналогичные группы потребителей. При этом регулируемые тарифы для населения могут быть установлены с учетом потребления электроэнергии в пределах социальной нормы (пониженные) и сверх социальной нормы потребления (на уровне экономически обоснованных); • прочие потребители, дифференцированные по максимальной мощности. Бюджетные потребители выделяются в "прочих" отдельной строкой; • организации, оказывающие услуги по передаче электрической энергии, приобретающие ее в целях компенсации потерь в сетях. 6. Потребители самостоятельно выбирают варианты тарифов для расчетов за электроэнергию (мощность). Оплата услуг по передаче электроэнергии в зависимости от групп потребителей: • для населения – только одноставочный тариф (первая и вторая ценовые категории); • для других потребителей (в ценовых зонах): o с максимальной мощностью менее 670 кВт – выбирают любой тариф в рамках 6 категорий; o с максимальной мощностью 670 кВт и более – только 3 – 6-й категории (двухставочные тарифы). 7. Гарантирующие поставщики и другие сбытовые компании до начала расчетного периода определяют и доводят до сведения обслуживаемых ими покупателей электрической энергии прогнозные значения свободных (нерегулируемых) цен, которые будут использоваться для осуществления авансовых расчетов за соответствующий расчетный период. 107