close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Fomina 0D04087108

код для вставкиСкачать
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
АЭРОКОСМИЧЕСКОГО ПРИБОРОСТРОЕНИЯ
Фомина Алена Владимировна
РЕГИОНАЛЬНЫЕ АСПЕКТЫ
ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСБЫТОВЫХ
КОМПАНИЙ
Монография
Санкт-Петербург
2007
УДК 338.2
ББК 65
Ф76
Рецензенты:
Кафедра международных экономических отношений
Санкт-Петербургского государственного университета,
заведующий кафедрой доктор технических наук, профессор,
заслуженный деятель науки Российской Федерации А. А. Оводенко;
доктор экономических наук, профессор, академик РАЕН А. И. Агеев
Фомина А. В.
Ф76Региональные аспекты функционирования энергосбытовых компаний: монография / А. В. Фомина. СПб.: ГУАП,
2007. – 223 с.: ил.
ISBN 978-5-8088-0300-8
В монографии предложена авторская методология стратегического планирования и управления региональными энергосбытовыми
организациями в переходный период реформирования отечественной энергетики и постреформенный период. Разработаны и обоснованы принципы модернизации и основные элементы финансово-экономического управления СО-ЦДУ ЕЭС; методология организации
энергосбытовой деятельности ОАО «СМУЭК» для Средне-Волжского
региона, Республика Саха (Якутия), Сибири и Дальнего Востока по
основным сценариям развития региональных энергетических рынков.
Монография предназначена для студентов и аспирантов экономических и управленческих направлений, а также для специалистов в
области менеджмента и энергетики
УДК 338.2
ББК 65
ISBN 978-5-8088-0300-8
© ГУАП, 2007
© А. В. Фомина, 2007
Содержание
Список условных обозначений........................................... 5
Введение......................................................................... 7
1. Энергосбытовые организации в переходный период
реформирования энергетики России................................... 11
1.1. Предпосылки и перспективы реформирования
мировой и отечественной электроэнергетики............. 11
1.2. Регламент функционирования розничных рынков
электроэнергии в переходный период реформирование
энергетики........................................................... 27
1.3. Особенности функционирования энергосбытовых
организаций на розничных энергорынках................. 35
1.4. Типовые стратегии энергосбытовых компаний
на оптовых рынках электроэнергии......................... 40
Выводы по разделу 1.................................................... 48
2. Эффективность финансово-экономического управления
Единой национальной электрической сетью........................ 50
2.1. Организация и проблемы финансово-экономического
управления Единой национальной электрической
сетью................................................................... 50
2.2. Принципы модернизации финансово-экономического
управления ЦДУ ЕЭС............................................. 57
2.3 Основные элементы финансово-экономического
управления ЦДУ ЕЭС............................................. 65
Выводы по разделу 2.................................................... 70
3. Стратегическое планирование деятельности энергосбытовых компаний в Средневолжском регионе........................... 73
3.1. Анализ структуры и объемов потребления
электроэнергии в Средневолжском регионе............... 73
3.2. Сценарные условия развития рынка электроэнергии
в Средневолжском регионе ..................................... 88
3.3. Альтернативные варианты организации системы
управления энергосбытовой деятельностью
в Средневолжском регионе...................................... 104
3.4. Стратегии энергосбытовых компаний Средневолжского региона........................................................ 115
Выводы по разделу 3.................................................... 127
4. Стратегическое планирование деятельности энергосбытовых компаний в Республике Саха (Якутия).......................... 129
4.1. Структура и показатели электрической и тепловой
генерации Республики Саха (Якутия)....................... 129
4.2. Стратегия развития региональной малой энергетики.. 142
4.3. Межрегиональная интеграция энергосистем
Северо-Восточного региона..................................... 156
4.4. Региональная стратегия в сфере теплоснабжения
и ЖКХ............................................................ 164
Выводы по разделу 4.................................................... 171
5. стратегическое планирование деятельности
энергосбытовых компаний в сибири и на дальнем востоке...... 174
5.1. Последствия введения рынка электроэнергии
в ОЭС Дальнего Востока.......................................... 174
5.2. Долгосрочный прогноз потребления электроэнергии
в Сибири и на Дальнем Востоке................................ 181
5.3. Прогноз регионального предложения
электроэнергии..................................................... 191
5.4. Анализ прогнозного энергобаланса и выявление зон
возможного энергодефицита................................... 206
5. 5. Анализ топливного баланса ОЭС Сибири и Дальнего
Востока................................................................ 210
Выводы по разделу 5.................................................... 216
Литература..................................................................... 218
Список условных обозначений
АТС
БК
БР
ВИ
ГП
ГЭС
ДД
ДЭС
ЕНЭС
ЖКХ
ИА
КПП
КЭСК
МРСК
МУП
МЭ
МЭСК
ОГК
ОДУ
ОПП
ОРЭ
РДД
РДУ
РРЭ
РС
РСК
РСВ
СДД
СИ
СО
ССП
ССТ
ТГК
ТЭК
ТЭС
Администратор торговой системы
Бюджетный комитет
Балансирующий рынок
Внешние инициативы
Гарантирующий поставщик
Гидроэлектростанция
Двухсторонний договор
Дизельная электростанция
Единая национальная электрическая сеть
Жилищно-коммунальное хозяйство
Исполнительный аппарат
Крупные промышленные потребители
Конкурентная энергосбытовая компания
Межрегиональная распределительная сетевая компания
Муниципальное унитарное предприятие
Малая энергетика
Межрегиональная энергосбытовая компания
Оптовая генерирующая компания
Объединенное диспетчерское управление
Оптовый потребитель-продавец
Оптовый рынок электроэнергии
Регулируемый двухсторонний договор
Региональное диспетчерское управление
Розничный рынок электроэнергии
Регулируемый сектор
Региональная сетевая компания
Рынок на сутки вперед
Свободный двухсторонний договор
Собственные инициативы
Системный оператор
Система сбалансированных показателей
Сектор свободной торговли
Территориальная генерирующая компания
Топливно-энергетический комплекс
Тепловая электростанция
ФЭУ
ФСК
ЦДУ
ЦО
ЭСК
ЭСО
Финансово-экономическое управление
Федеральная сетевая компания
Центральное диспетчерское управление
Центр ответственности
Энергосбытовая компания
Энергосбытовая организация
Введение
Начиная с середины 80-х годов ХХ века в электроэнергетике России
начали обостряться негативные тенденции: недостаточная прозрачность функционирования энергетических компаний, невозможность
достоверно определить ресурсы развития предприятий, сдерживание
тарифов на фоне раздутых производственных издержек. Сокращение
собственных средств энергокомпаний и резкое снижение объемов инвестиций сопровождалось катастрофическим ухудшением технического состояния производственного и технологического оборудования,
на поддержание и модернизацию которого средств не было.
Исследование динамики изменения ВВП и энергопотребления
на душу населения в России на фоне мировых тенденций показало, что в 1968–1985 годах по экономическому потенциалу Россия
находилась среди развитых стран, уверенно наращивая ВВП и
энергопотребление при одновременном росте его эффективности.
В 1985 году по эффективности энергопотребления Россия немного
уступала США, Австралии и Норвегии, но превосходила Канаду.
В 1986–1990 гг., продолжая оставаться в этой группе стран и наращивая энергопотребление, Россия снизила темп прироста ВВП. И,
наконец, в 1991 году началось очень быстрое падение ВВП, которое по темпам опережало падение энергопотребления. В итоге уже
в 1994 году, всего через четыре года, Россия оказалась среди самых
отсталых стран и продолжает снижать ВВП и энергопотребление на
душу населения. Эффективность энергопотребления в 1997 году по
сравнению с 1985 годом снизилась в 2,4 раза.
Нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, недооценка стоимости энергоресурсов, отсутствие стимулов к энергосбережению, привели к тому, что удельная энергоемкость экономики
России в 2–3 раза превысила соответствующий показатель развитых стран.
В ближайшие 10–15 лет международная ситуация останется
относительно благоприятной для развития России, что позволяет
сосредоточиться на решении внутренних социальных проблем, инновационном развитии экономики, ускоренном внедрении наукоемких технологий, реформировании электроэнергетики. Сохранение
в ближайшей перспективе высоких цен на углеводородное сырье создает необходимые экономические предпосылки для модернизации
национальной экономики.
Реформирование отечественной энергетики ориентировано на
обеспечение устойчивого функционирования и развития экономи
ки и социальной сферы, повышение эффективности производства и
потребления электро-энергии, обеспечение бесперебойного энергоснабжения потребителей.
Конкурентные условия, создаваемые в ходе реформы энергетики, стимулируют предприятия к повышению эффективности на основе развития современных технологий, эффективного использования топлива, планирования производственной деятельности и т. д.
Основная заявленная цель реформирования электроэнергетики
России заключается в повышении эффективности предприятий отрасли, создании условий для ее развития на основе стимулирования
инвестиций, обеспечении надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. Для достижения указанной цели предусматривается реструктуризация РАО «ЕЭС России», а именно:
• ���������������������������������������������������������
разделение естественно-монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис)
функций;
• ��������������������������������������������������������
создание вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших указанные функции, структур, специализирующихся на отдельных видах деятельности.
Повышение эффективности загрузки генерирующих мощностей
и определяемые в ходе конкурентных торгов объёмы продажи электроэнергии обеспечат более низкие совокупные затраты на производство, передачу и распределение энергии по сравнению с действующей системой.
Стратегической задачей реформирования отрасли определен
перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе
применения прогрессивных технологий и рыночных принципов
функционирования, обеспечение удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной
и долгосрочной перспективе.
Совершенствование энергорынка повысит инвестиционную привлекательность сетевой инфраструктуры и создаст возможности
для перетоков электроэнергии, позволит увеличить их объемы, расширит и усложнит географию торговли электроэнергией, включая
экспортно-импортные операции.
Развитие электроэнергетики сопровождается ростом производство в отраслях, связанных с выпуском энергетического оборудования, строительством, металлургией, газовой промышленностью и
др.
Широкомасштабная модернизация существующих и ввод новых
основных фондов в электроэнергетике сопровождается ростом за
казов на новое, более эффективное оборудование, строительно-ремонтные, проектно-конструкторские работы. Это стимулирует рост
инвестиций в основной капитал, как со стороны электроэнергетики, так и со стороны перечисленных отраслей. Появляются стимулы к развитию энергосберегающих технологий и схем потребления
энергии, что существенно снизит энергозатраты на единицу производимой продукции.
Создание конкурентного рынка оказывает определяющее влияние на поведение потребителей: появляются новые возможности
оптимизации графика и стоимости потребления, компенсации рисков.
Внутриотраслевая конкуренция обеспечивает стабилизацию цен
на электроэнергию для потребителей на приемлемом уровне, а для
крупных промышленных предприятий – формирование конкурентного оптового рынка означает снижение расходов на электроэнергию.
Конкурентный оптовый рынок электроэнергии, формируемый
в процессе реформирования отрасли, охватит большую часть страны, будет функционировать по правилам оптового рынка: коммерческим, свободным и конкурентным отношениям по купле-продаже электроэнергии между продавцами и покупателями. Реформа
отрасли предполагает либерализацию и розничного рынка электроэнергии, для которого приоритетом на перспективу определены
стабильность условий поставки электроэнергии, недопустимость
резкого изменения цен при более высокой степени государственного
регулирования и снабжения розничных потребителей гарантирующими поставщиками.
Реформирование отечественной электроэнергетики сопровождается, таким образом, кардинальными изменениями в принципах
и условиях функционирования предприятий и организаций, представленных на рынках электроэнергии.
Именно поэтому особую актуальность приобретает важная народнохозяйственная проблема – разработка методологии стратегического планирования и управления региональными энергосбытовыми организациями в переходный период реформирования отечественной энергетики и постреформенный период.
В последнее время вопросы реформирования энергетического
комплекса России и разработки эффективных стратегий деятельности региональных энергосбытовых организаций находились
в центре научного внимания ряда российских исследователей. Проблемы модернизации и реструктуризации энергетической системы
России исследовались в трудах известных российских экономистов:
Абалкина Л. И., Аганбегяна А. Г., Агеева А. И., Гарипова В. З., Глазьева С. Ю., Лаверова Н. П., Кондратьева Н. Д., Конторовича А. А.,
Кузыка Б. Н., Кушлина В. Е., Шафраника Ю. К., Яковца Ю. В. Работы этих авторов, а также труды многих других экономистов использовались в процессе обоснования различных аспектов настоящего исследования.
Среди зарубежных экономистов, внесших значительный вклад
в развитие теории рассматриваемых проблем с учетом динамики их
развития, следует отметить Дж. Кейнса, Дж. Стиглица, М. Фридмена, А. Хатрмана, Й. Шумпетера, К. Эрроу и других. В трудах этих
авторов определены факторы формирования конкурентных рынков, выявлен ряд закономерностей и тенденций развития национальных и региональных инвестиционных процессов и их воздействие на трансформацию переходных экономик, включая вопросы
стратегического развития.
В работах Абашкиной Е. А., Агеева А. И., Гаскарова Д. В., Говорского А. Э., Дмитриева С. Н., Козлова В. Н., Кузыка Б. Н., Меня
О. М., Яковца Ю. В., зарубежных авторов Г. Шаттлруорта, С. Ханта,
К. Прахалада и др. нашли дальнейшее развитие теоретические вопросы прогнозирования экономиической динамики развития отечественной экономики в контексте мировой конъюнктуры в процессе
построения открытой рыночной экономики.
Вместе с тем в научной литературы и хозяйственной практике
ощущается дефицит теоретических разработок и рекомендаций
по вопросам формирования рыночной стратегии планирования и
управления в области электроэнергетики, основанной на глубоком
научном анализе изменившейся за последние 15 лет внутренней хозяйственной среды, современных процессов реформирования энергетической отрасли, прогнозируемых направлений и последствий
этого реформирования с учетом влияния глобализационных тенденций.
Недостаточная проработанность указанной проблемы настоятельно требует исследования и формирования теоретико-методологического аппарата стратегического планирования и управления
энергосбытовыми предприятиями, включая процедуры прогнозирования регионального потребления в ближайшей и отдаленной
перспективе, учета региональных особенностей функционирования
энергорынков, оценки регионального предложения электроэнергии
с учетом модернизации генерирующих мощностей и развития территориальных сетевых инфраструктур.
10
1. Энергосбытовые организации
в переходный период реформирования
энергетики России
1.1. Предпосылки и перспективы реформирования мировой
и отечественной электроэнергетики
Необходимость перемен в электроэнергетике стала очевидной
в 70-х годах ХХ века. До 1990-х годов в большинстве стран мира эта
отрасль относилась к естественным монополиям с характерными
особенностями:
• ������������������������������������������������������
вертикально-интегрированные 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
ужесточением во многих странах экологического законодательства, потребовавшего ускоренной модернизации энергетических
мощностей – едва ли не главных загрязнителей окружающей среды
[25, 26].
Либерализации электроэнергетики способствовали различные
процессы, в том числе, происходящие вне этой отрасли [68]:
• Развитие
�������������������������������������������������������
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 (магистральных линий высокого напряжения между ранее замкнутыми
11
энергосистемами), 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) также способствовала развитию оптовых рынков электроэнергии.
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 другим.
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 (рис. 1.1).
Рис. 1.1. Реформирование энергетики в различных странах мира.
12
Рассмотрим реорганизацию отрасли и создание моделей рынков на
примере США, Великобритании и скандинавских стран (табл. 1.1).
Таблица 1.1
Реорганизация энергетики в США, Великобритании,
Скандинавских странах
Параметры
реформирования
США
Период
1979 – н.в.
реформирования
Монополь- Передача и диспетные сектора черизация – единая компания
Конкурент- Производство;
ные сектора Сбыт.
Рынок
СПОТ и двусторонние договоры,
розничные рынки
Общие выводы
Англия
Скандинавские
страны
1988–2001 гг.
1991–2002 гг.
Передача;
Передача;
Диспетчеризация Диспетчеризация
Производство;
Сбыт
СПОТ и двусторонние договоры,
розничный рынок
Производство;
Сбыт
Единый рынок:
СПОТ
и двусторонние договоры, розничные
рыноки
На протяжении
Проведенные
Норвегия, Шветрех десятилетий
в Великобритация, Финляндия
в США происхонии исследоваи Дания были
дила поэтапная
ния показали,
одними из первых,
трансформация
что только за
либерализовавших
традиционной мо- первые два года
производство и
дели электроэнер- конкурентных
продажу электрогетики. При этом
отношений на
энергии. Сегодня
в последние десять электро-энергескандинавские
лет наблюдалось
тическом рынке
страны, за исклюбурное развитие
(1990–1992 годы) чением Исландии,
конкурентных
производительимеют рынки,
отношений, сущес- ность труда
открытые для контвенно менялись
в отрасли увекуренции
рынки электроличилась более
энергии.
чем в два раза.
Кризисные ситуВведение конкуации в электроренции в электэнергетике отдероэнергетику не
льных регионов,
повлекло за собой
которые имели
системных сбоев,
место в последние а также не ухудгоды, послужили
шило качества
импульсом для
предоставляемых
корректировки
услуг
подходов к развитию отрасли.
13
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.
Государств, полностью открывших рынок для конкуренции, становится все больше: к ним относятся Швеция, Норвегия, Финляндия, Великобритания, Новая Зеландия и ряд других. К подобным
же стандартам стремится Европейский Союз в целом, законодательство которого требует полного открытия к 2007 году 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.
Таким образом, радикальные преобразования в электроэнергетике стали мировой тенденцией, затронувшей большинство развитых и ряд развивающихся государств мира, в том числе Россию.
Либерализация отрасли и ее технологическое развитие приводят
к качественному расширению рынков: в Европе и Северной Америке они уже перешагнули границы отдельных энергосистем и даже
национальные границы и приобретают межрегиональный и международный масштаб [3, 5].
Российская электроэнергетика является одной из крупнейших
в мире, занимая четвертое место как по установленной генерирующей мощности, так и по объемам производства электроэнергии
(табл. 1.2).
В 1990-е годы, в период общеэкономического кризиса в России,
объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то
же время процесс обновления мощностей практически остановился. Однако с 1998 г. производство электроэнергии в России растет,
причем общие темпы годового роста составляют примерно 2 процента (табл. 1.3).
Общая ситуация в отрасли характеризовалась следующими показателями:
14
15
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Выработка электроэнергии
2001
США
Китай
Япония
Россия
Индия
Франция
Канада
Германия
Бразилия
Великобритания
2002
2003
2004
2005
2006
Таблица 1.3
Производство электроэнергии, ТВт ч
(2005 г.)
4043,5
2475,0
1085,1
951,1
658,3
575,4
538,0
532,2
400,0
364,0
Выработка э/э,
876,0 860,0 847,2 834,1 827,2 846,2 877,8 891,3 891,3 916,3 931,9 951,1 998,7
ТВт ч
Темпы роста
по сравнению
с аналогич–8,5% –1,8% –1,5% –1,5% –0,8% 2,3% 3,7% 1,5% 0,0% 2,8% 1,7% 2,1% 4.2%
ным периодом
предыдущего
года
Год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Страна
Установленная мощность генерации в ведущих странах мира
Установленная мощность, ГВт
Страна
(2005 г.)
1 США
1050
2 Китай
508
3 Япония
273
4 Россия
219
5 Канада
123
6 Индия
115
7 Франция
112
8 Германия
110
9 Бразилия
89
10 Великобритания
80
Таблица 1.2
• По
���������������������������������������������������������
технологическим показателям (удельный расход топлива,
средний КПД 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.
Действующая модель электроэнергетики негативно отражалась
и на развитии других секторов экономики. Нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, недооценка стоимости энергоресурсов, отсутствие стимулов к энергосбережению, привели к тому,
что эффективность энергопотребления в 2–3 раза хуже соответствующего показателя развитых стран (табл. 1.4) [23, 75, 76,77].
Таблица 1.4
ВВП, энергопотребление, эффективность энергопотребления
по странам мира в 1968–1995 гг.
Уровень 1968 г.
Уровень 1995 г.
Страна
ВВП
(дол./
чел)
Энергопотребление
кг ут/чел
Эффективность
энергопотребление
дол./кг ут
Швейцария
Австрия
Дания
Япония
ФРГ
Италия
Израиль
Франция
Испания
10355,9
5374,3
10061,4
5341,5
7926,4
5141,1
5415,2
8993,9
2940,7
2259,3
2159,5
3523
1891,4
3369,8
1702,2
1513
2464,3
950,6
4,6
2,5
2,9
2,8
2,4
3
3,6
3,6
3,1
16
ВВП
(дол.)
Энергопотребление
кг ут/чел
Эффективность энергопотребл.
дол./кг ут
33515
27322
31001
29143
25322
17835
16880
22937
13770
5575,8
4967,6
6048,9
5778,6
5677,2
4291,7
3987,6
5474,5
3852,4
6
5,5
5,1
5
4,5
4,2
4,2
4,2
3,6
Окончание табл. 1.4
Уровень 1968 г.
Страна
ВВП
(дол./
чел)
Бельгия
7697,4
Великобри6433,6
тания
Аргентина
2687,1
Финляндия 6196,4
Нидерлан7214,8
ды
Швеция
11881,5
Таиланд
613,5
США
16196,4
Чили
2118,6
Филлипины 1153,4
Австралия
9259,8
Греция
2916,2
Норвегия
8773,1
Марокко
233,1
Россия
6233,6
(1968–1985)
Ю.Корея
707,6
Турция
1382,4
Россия
14011
(1986–1989)
Мексика
2261,8
Канада
19719,9
Индонезия
380,4
Колумбия
1382,4
Иран
1222,9
Пакистан
531,7
Россия
14773
(1990–1997)
Ирак
1312,9
Венесуэла
3995,9
Уровень 1995 г.
Энергопотребление
кг ут/чел
Эффективность
энергопотребление
дол./кг ут
ВВП
(дол.)
Энергопотребление
кг ут/чел
Эффективность энергопотребл.
дол./кг ут
3932,2
2
25321
7873,7
3,2
3725
1,7
17922
5711
3,1
1111,3
2616
2,4
2,4
7502
22711
2399,3
7400,6
3,1
3,1
3094,3
2,3
24328
8245,5
3
4038,8
153,2
7807,4
864,2
204,2
3788,1
771,1
3194,1
30,8
2,9
4
2,1
2,5
5,6
2,4
3,8
2,7
7,6
23899 8245,5
2703
1115,2
25631 11320,6
4033
1723,4
998
439,3
18112 8279,3
8255
3751
28150 13179,2
1055
506,9
2,9
2,4
2,3
2,3
2,3
2,2
2,2
2,1
2,1
3906,1
1,6
13721
7311,8
1,9
437
338,6
1,6
4,1
9100
2612
4731
1385,5
1,9
1,9
7441,4
1,9
15129
8743,9
1,7
847,7
6071,4
77,3
446,8
364,9
65,3
2,7
1,8
4,9
3,1
3,4
8,1
3934
18813
912
2201
2341
462
2694
13382
641
1683
2162,7
405,5
1,5
1,4
1,4
1,3
1,1
1,1
8481,2
1,7
4789
6188,3
0,8
465,5
1948,5
2,8
2,1
1331
3307
2061,4
5711
0,6
0,6
17
Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности
энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем инвестиций в отрасли.
Действующая на 2001 г. организационно-правовая структура
электроэнергетики России представлена на рис. 1.2.
Правительство
“Росэнергоатом ”
Российская
Федерация
Миноритарные
акционеры
ОАО РАО « ЕЭС России »
52%
100%
100%
48%
ОАО РАО «ЕЭС России »
10 АЭС
от 50
до 100%
от 49% до 100%
Независимые
АО�энерго:
АО
72 АО �энерго
Иркутскэнерго
Генерация
Передача электроэнергии (220 кВ и выше )
44
Федеральные
Распределение
Распределениеэлектроэнергии
электроэнергии(110
(110кВкВ
и ниже)
и ниже)
электро�
электро�
Системный
Системный ФСК
станции
оператор
(включая 8
Диспетчерское управление
строящихся)
строящихся)
Сбыт
Татэнерго
Башкирэнерго
Новосибирск
энерго
Рис. 1.2. Структура электроэнергетики России в 2001 году
Решением правительства Российской Федерации о необходимости проведения реформы в электроэнергетической отрасли России
было закреплено в Постановлении Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», а также было отражено в «Концепции
стратегии РАО ЕЭС России на 2005–2008 гг. «5+5» [31].
Основная цель реформирования электроэнергетики России – повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий
для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей
[16, 64]. Целью реструктуризации РАО «ЕЭС России» является разделение естественно-монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных
(производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и
вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности (рис. 1.3).
18
ЕСТЕСТВЕННО �МОНОПОЛЬНЫЙ СЕКТОР
КОНКУРЕНТНЫЙ СЕКТОР
АЭС
ФСК
МРСК
Системный
оператор
ГидроОГК
ТГК
ые
Независим
Независимые
�энергоо
АО
АО�энерг
АТС
Доля государства
менее 50%
свыше 50%
свыше 75%
Изолированные
АО �энерго
Тепло
ОГК
КОНКУРЕНТНЫЙ
РЫНОК
РЫНОК
Коммерческие
сбытовые
компании
Гарантирующие
поставщики
Другие
сервисы
Ремонты
Рис. 1.3. Целевая структура отрасли
• Генерирующие
����������������������
компании:
− ��������������������������������������������������������
6 оптовых генерирующих компаний и 1 гидрооптовая генерирующая компания (ОГК);
− �������������������������������������������������������
14 региональных (или территориальных) генерирующих компаний (ТГК);
− Росэнергоатом –
���������������������������������������������
производство атомной энергии.
• ���������������������������������������������������������
Федеральная сетевая компания: государственная единая межрегиональная магистральная компания, которая будет владеть магистральной сетью и 6 внутри региональными сетевыми компаниями;
• �������������������������������������������������������
Распределительные компании: 5 межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК), участвующие в распределении электроэнергии среднего и низкого напряжения, акции таких
компаний должны размещаться в доверительное управление Федеральной сетевой компании;
• Системный
����������������������������
оператор (СО ЦДУ);
• Администратор
����������������������������������������
торговой системы (НП АТС);
• Сбытовые
������������������
компании;
• Ремонтные
�������������������������������
и сервисные компании.
Начиная с 2001 г. российская электроэнергетическая отрасль
переживает комплексный процесс реструктуризации. Меняется
система государственного регулирования отрасли, формируется
конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании
[64]. Данный процесс еще продолжается и затрагивает все аспек19
ты деятельности участников отрасли и в первую очередь РАО «ЕЭС
России».
В 2003 г. начата реализация нескольких экспериментальных
проектов: реформирования ОАО «Калугаэнерго», ОАО «Орелэнерго», ОАО «Брянскэнерго», ОАО «Тулэнерго». К 2004 г. процесс реформирования затронул более 30 компаний. К апрелю 2004 г. была
завершена процедура реорганизации первой региональной энергокомпании – ОАО «Калугаэнерго», а к концу года разделены по видам деятельности 5 АО-энерго.
В 2004 г. началось создание межрегиональных компаний. В последние месяцы 2004 г. созданы первые три ОГК и две ТГК. Совет
директоров РАО «ЕЭС» принял решение об учреждении четырех
МРСК. Кроме того, некоторые функции региональных диспетчерских управлений были переданы от АО-энерго Системному оператору.
В 2005 г. процесс реформирования охватил большинство АОэнерго, причем значительная их часть к концу года была разделена.
По состоянию на октябрь 2006 г. зарегистрированы все семь ОГК,
четыре МРСК и тринадцать из четырнадцати ТГК. Таким образом,
исчезает прежняя, монопольная структура электроэнергетики:
большинство вертикально-интегрированных компаний сходят со
сцены, на смену им появляются новые компании целевой структуры отрасли.
В 2005–2006 гг. совет директоров РАО «ЕЭС» продолжил рассмотрение и одобрение планов реструктуризации региональных компаний. По состоянию на октябрь 2006 г. совет директоров одобрил
планы реструктуризации 69 из 72 региональных компаний, в том
числе планы реструктуризации изолированных энергокомпаний
на Дальнем Востоке России. По состоянию на сентябрь 2006 года
полностью завершена процедура разделения 59 из 72 вертикальноинтегрированных энергетических компаний (АО-энерго), создано
258 новых компаний.
В 2005 г. начат процесс интеграции генерирующих компаний,
выделенных из региональных компаний, во вновь созданные межрегиональные и территориальные генерирующие компании. К началу октября 2006 года завершена реорганизация всех шести тепловых ОГК и четырех ТГК (ТГК-3, ТГК-4, ТГК-5, ТГК-14).
И, наконец, в целом завершено выделение мощностей, относящихся к Единой национальной электрической сети (ЕНЭС), эксплуатируемой ОАО «ФСК РАО «ЕЭС». По состоянию на сентябрь 2006
года на базе выделенных из региональных АО-энерго сетевых активов созданы 55 из запланированных 56 магистральных сетевых
20
компаний (МСК). Дальнейшая реструктуризация ЕНЭС предполагает консолидацию МСК в рамках семи межрегиональных сетевых
компаний (ММСК) с последующим присоединением шести ММСК
к ММСК «Центр». Итогом реструктуризации ЕНЭС станет создание
единой межрегиональной сетевой компании, основным акционером
станет ФСК.
К основным задачам реформы также относятся:
• создание
��������������������������������������������������������
конкурентных рынков электроэнергии в тех регионах России, где организация таких рынков технически возможна;
• ��������������������������������������������������������
создание эффективного механизма снижения издержек в сфере генерации, передачи и распределения электроэнергии и улучшение финансового состояния организаций отрасли;
• стимулирование
����������������������������������������������������������
энергосбережения во всех сферах экономики;
• создание
����������������������������������������������������������
благоприятных условий для строительства и эксплуатации новых мощностей по генерации и передаче электроэнергии;
• поэтапная
���������������������������������������������������������
ликвидация перекрестного субсидирования различных регионов страны и групп потребителей электроэнергии;
• ���������������������������������������������������������
создание системы поддержки малообеспеченных слоев населения;
• ���������������������������������������������������������
сохранение и развитие единой инфрастуктуры электроэнергетики, включающей в себя магистральные сети и диспетчерское управление;
• демонополизация
�����������������������������������������������������������
рынка топлива для тепловых электростанций;
• ��������������������������������������������������������
создание нормативной правовой базы реформирования отрасли, регулирующей ее функционирование в новых экономических
условиях;
• реформирование
�������������������������������������������������������
системы государственного регулирования,
управления и надзора в электроэнергетике.
Разделение прежней монополии на отдельные компании по видам деятельности предполагает повышение управляемости разрозненными активами за счет создания операционных компаний
на месте холдинговых, что повысит эффективность функционирования новых субъектов отрасли и обеспечит реализацию единой
стратегии, позволит привлекать и консолидировать значительные
финансовые ресурсы.
Инвестиционная привлекательность электроэнергетики способствует росту оборотов, как самой отрасли, так и смежных отраслей,
связанных с производством энергетического оборудования, строительством, металлургией, газовой промышленностью и др. Модернизация существующих и ввод новых основных фондов в электроэнергетике увеличит заказы на оборудование, строительно-ремонтные, проектно-конструкторские работы.
21
Конкурентный энергорынок оказывает определяющее влияние
на поведение потребителей: появляются новые возможности оптимизации графика и стоимости потребления, компенсации рисков.
Внутриотраслевая конкуренция обеспечивает стабилизацию цены
на электроэнергию для потребителей на приемлемом уровне, а для
ряда их категорий (крупных промышленных предприятий) формирование конкурентного оптового рынка означает снижение расходов на электроэнергию.
Реформа направлена на решение проблемы надежности электроснабжения потребителей и ликвидацию локальных дефицитов
электроэнергии, характерных для ряда регионов России.
В процессе реформирования крупнейшими игроками в секторе
генерации станут оптовые генерирующие компании (ОГК), создаваемые на базе крупных электростанций, принадлежащих ОАО
РАО «ЕЭС России и АО-энерго. Формирование ОГК проводится по
следующим принципам:
• ���������������������������������������������������������
Значительный масштаб: фактическая установленная мощность
ОГК колеблется в пределах 8,5–22 ГВт, что соответствует мощности
генерации ряда европейских стран. Сохранение крупных компаний
в итоге реформирования энергетики характерно для многих государств.
• ��������������������������������������������������������
Сопоставимые стартовые условия (по установленной мощности, стоимости активов, средней величине износа оборудования).
• Минимизация
������������������������������������������������������
возможностей для монопольных злоупотреблений.
• ��������������������������������������������������������
Объединение по способу получения электроэнергии: ОГК создаются либо на базе тепловых станций (ТЭС), либо гидроэлектростанций (ГЭС).
Другими участниками рынка электроэнергии станут территориальные генерирующие компании (ТГК), в состав которых войдут
все генерирующие мощности, исключая: входящие в состав ОГК;
АЭС; некоторые электростанции, принадлежащих независимым от
ОАО РАО ЕЭС «России» региональным АО-энерго; электростанции
изолированных энергосистем; некоторые региональные генерирующие компании.
В состав ТГК войдет большинство теплоэлектроцентралей (ТЭЦ),
поэтому они будут заниматься не только электро-, но и теплоснабжением. В отличие от оптовых генерирующих компаний, формируемых на базе активов как холдинга ОАО РАО «ЕЭС России», так и
АО-энерго, ТГК будут создаваться на основе региональных генерирующих компаний, выделенных из АО-энерго, с последующей горизонтальной интеграцией (рис. 1.4).
22
а)
б)
Рис. 1.4. Территориальные генерирующие компании Европейской части
России (а), Сибири и Дальнего Востока (б)
В переходный период реформирования конкурентность энергорынка России носит ограниченный характер [30, 34]:
23
1. ���������������������������������������
Оптовый рынок разделен на три сектора:
• �������������������������������������������������������
регулируемый сектор (РС) – тарифы устанавливаются государством;
• �����������������������������������������������������������
сектор свободной торговли (ССТ) – торговля электроэнергией
осуществляется по нерегулируемым ценам в форме заключения
двусторонних договоров и в форме отбора ценовых заявок;
• ���������������������������������������������������������
сектор отклонений (СО) – торговля разницей между запланированными почасовыми объемами потребления электроэнергии,
определенными за сутки до реального времени, и фактическими
объемами потребленной/произведенной электроэнергии.
2. ��������������������������������������������������������
объем и географический охват конкурентной части рынка –
сектора свободной торговли – ограничены: в свободном секторе разрешено покупать не более 30 % от объема потребления участника
в зоне Европа – Урала;
3. ценообразование
���������������������������������������������������������
сектора свободной торговли находится под
значительным влиянием цен в регулируемой части рынка.
Реформа подразумевает дальнейшее развитие конкурентного
рынка: усложнение его структуры, расширение охвата и увеличение доли в общем объеме продаж.
Сектор свободной торговли (ССТ) был запущен в ноябре 2003
года в Европейско-Уральской части РФ. Сегодня можно говорить о
значительном увеличении его оборотов: доля ССТ превысила 9 %
от объема генерации в пределах ценовой зоны Европы и Урала. За
2004 год объемы торгов электроэнергии на ССТ составили 52,4 млн
кВтч. (рис. 1.5)
Следующим этапом развития конкурентного рынка является
концепция, основанная на введении регулируемых двусторонних
договоров ((РДД).
Принципиальное отличие РРД от других двухсторонних договоров в том, что существенные условия – объемы и цены – определяет
государство. При переходе на РДД изменяется порядок составления
балансов оптового рынка, фиксация формулы динамики цен на
ОРЭ, принципы установления сетевых тарифов. Переход к усовершенствованной модели энергорынка сопровождается выводом региональной генерации на оптовый рынок, перекрестным субсидированием и накопленным стоимостным небалансом регулируемого
сектора ОРЭ. В результате преобразований объем продаж в рамках
РДД будет постепенно сокращаться, и за счет этого – возрастать
удельный вес конкурентной части рынка.
По окончании переходного периода будет сформирован всеобъемлющий конкурентный оптовый рынок электроэнергии, который
охватит большую часть страны и будет функционировать по новым
24
Рис. 1.5. Результаты торгов ССТ
правилам оптового рынка. Реформа предполагает либерализацию
и розничного рынка электроэнергии, для которого приоритетом на
перспективу определены стабильность условий поставки электроэнергии, недопустимость резкого изменения цен при более высокой
степени государственного регулирования и снабжении розничных
потребителей гарантирующими поставщиками.
25
Оптовый рынок основан на коммерческих, свободных и конкурентных отношениях по купле-продаже электроэнергии между
продавцами и покупателями. Необходимость принимать в качестве
ограничений на рынке специфику распределения электроэнергии
в энергетической системе, а также достаточно сильная взаимосвязь
между различными территориями России, необходимость и эффективность централизованного ведения режимов обуславливают
формирование единого, централизованного оптового рынка электроэнергии на Европейской территории России, Урале и в Сибири (за
исключением изолированных энергосистем, находящихся на этих
территориях). Через этот рынок торгуются все объемы электроэнергии, произведенные на указанных территориях [30, 34].
Рынок торговли электроэнергией состоит из трех, разделенных
по времени, но связанных по формированию окончательных (фактических) объемов производства/потребления электроэнергии, секторов: сектор долго- и среднесрочных двусторонних финансовых
договоров, рынок на сутки вперед, балансирующий рынок.
При купле-продаже на этих секторах оптового энергорынка
учитываются не только коммерческие предпочтения участников,
но и их исполнимость при ведении режимов и потери электроэнергии при её передаче, что дает точное определение ценности энергии
в точке производства и потребления.
Кроме указанных трех секторов оптового рынка для стимулирования инвестиционного процесса в генерирующем секторе отрасли,
а также сглаживания ценовых колебаний вводится рынок мощности, обеспечивающий среднесрочные доходы производителям электроэнергии.
Основными инфраструктурными организациями, обеспечивающими функционирование оптового рынка, являются:
• �����������������������������������������������������������
Администратор торговой системы (АТС) – в части организации
централизованной площадки по купле-продаже электроэнергии и
обеспечению ее функционирования;
• Системный
��������������������������������������������������������
оператор (СО) и региональные диспетчерские управления, не вошедшие в состав СО – в части оперативно-диспетчерского управления;
• �����������������������������������������������������������
Сетевые компании – в части передачи электроэнергии и принятия мер по снижению потерь электроэнергии, что достигается требованием оплаты сверхнормативных потерь электроэнергии за счет
этих компаний.
Для конкурентного розничного рынка характерны:
• ��������������������������������������������������������
Свободно устанавливаемые нерегулируемые цены. Энергосбытовые компании (ЭСК) и гарантирующий поставщик (ГП) покупают
26
электроэнергию на оптовом рынке, цена на котором колеблется вне
зависимости от их индивидуального поведения. Фиксация розничной цены может привести к разорению энергосбытовых компаний и
гарантирующего поставщика в случае, когда цена оптового рынка
станет выше фиксированной розничной.
• Право
��������������������������������������������������������
выбора конечными потребителями любой сбытовой компании, у которой он будет покупать электроэнергию по свободным,
нерегулируемым ценам.
Основная «рыночная» функция ГП розничного рынка – обслуживание потребителей, которые по тем или иным причинам не выбрали для себя ЭСК (сам не хочет рисковать, не нравятся предлагаемые условия), а также «подхват» тех потребителей, для которых не
нашлось ЭСК (энергосбытовая компания не готова его обслуживать,
энергосбытовая компания разорилась).
Для обеспечения эффективного исполнения ГП своих функций
на переходный период вводится механизм обязательных прямых
договоров между гарантирующим поставщиком и поставщиками
электроэнергии (vesting contracts) на объем потребления населения
и иных социально-значимых групп потребителей.
1.2. Регламент функционирования розничных рынков
электроэнергии в переходный период
реформирование энергетики
Субъектами розничных рынков в переходный период реформирования электроэнергетики являются: потребители электрической энергии; гарантирующие поставщики (ГП); энергосбытовые
организации (ЭСО); энергоснабжающие организации; сетевые организации и иные владельцы объектов электросетевого хозяйства;
производители электрической энергии; продавцы электрической
энергии; системный оператор (СО) и иные субъекты оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах.
Оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению на
розничном рынке осуществляется системным оператором, в том
числе через территориальные сетевые организации, а в технологически изолированных территориальных электроэнергетических
системах – иными субъектами оперативно-диспетчерского управления.
Поставку электрической энергии покупателям гарантирующие
поставщики осуществляют по договорам энергоснабжения или
купли-продажи, заключаемым в соответствии с правилами заклю27
чения и исполнения публичных договоров на оптовом и розничных
энергорынках. Прочие энергосбытовые организации свободны в выборе вида договоров. Зона деятельности гарантирующего поставщика электрической энергии может распространяться на территорию
более чем одного субъекта Российской Федерации [30, 34].
Статус гарантирующего поставщика присваивается организации решением Уполномоченных органов исполнительной власти
субъектов РФ, определяющими границы деятельности организаций, получивших статус ГП, и согласующими зоны деятельности
гарантирующих поставщиков.
Дальнейшее назначение гарантирующих поставщиков осуществляется по итогам конкурса. Проведение конкурса организуется
уполномоченным органом исполнительной власти субъекта РФ,
либо федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.
Участником конкурса может быть коммерческая организация,
вне зависимости от формы собственности и осуществляемых ей на
розничных рынках функций, удовлетворяющая требованиям:
• обеспечение
����������������������������������������������������������
информационно-технологического взаимодействия
с СО и администратором торговой системы (наличие договора);
• ���������������������������������������������������������
обеспечение условий обслуживания потребителей по перечню
и количественным критериям, определенным в конкурсной документации;
• ����������������������������������������������������������
наличие лицензии на осуществление деятельности по продаже
электрической энергии гражданам;
• наличие
���������������������������������������������������������
собственного капитала в размере 5 и более % среднемесячной стоимости электрической энергии (мощности), потребляемой на розничном рынке у гарантирующего поставщика, либо
наличие договора банковской гарантии или договора страхования
предпринимательских рисков;
• �����������������������������������������������������������
отсутствие на момент подачи заявки просроченной свыше двух
периодов платежа задолженности перед оптовым или розничным
рынком, перед сетевыми организациями и иными субъектами оптового и розничных рынков, если организация уже осуществляет
деятельность в качестве ЭСО.
В целях предупреждения возникновения условий, в которых
исполнение функций гарантирующего поставщика будет невозможно, уполномоченный орган исполнительной власти субъекта
РФ осуществляет контроль финансового состояния действующего
гарантирующего поставщика.
ГП обязан ежеквартально, не позднее 10 дней с даты, установленной для сдачи отчетности в налоговые органы, квартальную и
28
годовую бухгалтерскую отчетность и справку, в которой рассчитаны текущий коэффициент ликвидности, коэффициент финансовой независимости, коэффициент оборачиваемости кредиторской
задолженности и доля просроченной кредиторской задолженности
в общей величине кредиторской задолженности.
Если в пределах административных границ субъекта РФ назначено два или более ГП, разграничение зон деятельности производится по их группами точек поставки на оптовом рынке.
Границами зоны деятельности ГП по являются границы балансовой принадлежности электрических сетей соответствующей
энергоснабжающей организации, Единого хозяйствующего субъекта, образованного на базе имущества федерального железнодорожного транспорта – владельца объектов электросетевого хозяйства,
к чьим сетями присоединены потребители, подлежащие обслуживанию указанным гарантирующим поставщиком.
ГП заключает договоры энергоснабжения (купли-продажи) электрической энергии в точках поставки потребителей, чье энергопринимающее оборудование присоединено к электрическим сетям,
включенным в зону его деятельности с любым обратившимся к нему покупателем.
Гарантирующий поставщик приобретает электрическую энергию на оптовом рынке и/или на розничном рынке у производителей
и иных владельцев генерирующего оборудования.
Гарантирующий поставщик в течение 3-х рабочих после заключения договора энергоснабжения с потребителем, а также не позднее чем
за 3 рабочих дня до даты расторжения договора с покупателем, обязан
направить уведомление сети, к которой присоединено энергопринимающее устройство покупателя и территориальной сетевой организации,
включающее сведения о покупателе и точках поставки по договору.
ГП осуществляет поставку электроэнергии покупателям:
• на
����������������������������������������������������������
объем покупки с оптового и розничного рынка по тарифам
на поставку – по установленным для различных категорий покупателей тарифам;
• на
����������������������������������������������������������
объем покупки на оптовом и розничном рынке по нерегулируемым ценам – по нерегулируемым ценам на поставку на розничном рынке.
Договорной объем по каждому из договоров энергоснабжения
(купли-продажи) распределяется на объем, поставляемый по тарифам и объем, поставляемый по нерегулируемым ценам в соответствующей пропорции.
Тарифы на электроэнергию, поставляемую ГП, определяются суммой следующих слагаемых: средневзвешенной стоимости
29
электрической энергии, приобретаемой гарантирующим поставщиком на оптовом и на розничном рынке по регулируемым ценам; стоимости инфраструктурных услуг; сбытовой надбавки ГП
для соответствующей категории покупателей; стоимости услуг
системного оператора; платы за услуги по передаче (в случае заключения договора энергоснабжения). Указанные тарифы в среднем не должны превышать предельные уровни, устанавливаемые
федеральным уполномоченным органом в области регулирования
тарифов.
Нерегулируемые цены на электрическую энергию, поставляемую
ГП, определяются с учетом цены в узле расчетной модели оптового
рынка, в котором ГП производит покупку на оптовом рынке.
Величина сбытовой надбавки дифференцируется в зависимости
от объемов потребления электрической энергии.
Отклонение объема поставки от договорных объемов потребления оплачиваются покупателями по установленным тарифам с учетом повышающих/понижающих коэффициентов.
Энергосбытовые организации осуществляют поставку электрической энергии по договорным ценам. ЭСО, не имеющая договора
с соответствующей сетевой организацией на продажу ей электрической энергии на компенсацию потерь в ее сетях, покупает энергию по точкам поставки, в каждой из которых представлено потребление только одного обслуживаемого ею потребителя.
Энергосбытовая организация покупает электрическую энергию
на оптовом рынке при условии выполнения требований по участию
в оптовом рынке в отношении тех точек поставки, которые соответствуют заключенным ею на розничном рынке договорам. В противном случае ЭСО приобретает требуемые объемы электрической
энергии по договорам купли-продажи у иных энергосбытовых организаций, либо у гарантирующего поставщика на розничном рынке,
в том числе на организованных торгах.
Гарантирующие поставщики, а также энергоснабжающие организации (до разделения видов деятельности) поставляют энергию
покупателям по тарифам (покупка на оптовом и розничном рынке
по тарифам) и нерегулируемым ценам (покупка на оптовом и розничном рынке по нерегулируемым ценам).
Объем электрической энергии, поставляемый гарантирующим
поставщиком (энергоснабжающей организацией) по тарифам, определяется суммой следующих величин:
• �����������������������������������������������������������
доля от объема электрической энергии, покупаемого ГП (ЭСО)
на оптовом рынке по тарифу для категории потребителей, к которой
относится данный потребитель, пропорциональна объему поставки
30
данному потребителю в суммарном объеме поставки всем потребителям этой категории;
• �����������������������������������������������������������
доля от объема энергии, покупаемого ГП (ЭСО) по тарифам на
розничном рынке, пропорциональна объему поставки данному потребителю в суммарном договорном объеме поставки всем потребителям.
Оставшаяся часть объема (включая поставку населению сверх
социальной нормы) поставляется по нерегулируемым ценам.
Отклонение фактического объема потребления электроэнергии
от договорного оплачивается потребителем по установленным тарифам с учетом повышающих/понижающих коэффициентов.
В отношении потребителей-граждан договорной объем принимается равным фактическому объему потребления.
Гарантирующий поставщик (энергоснабжающая организация)
до начала расчетного периода доводит до сведения потребителей
электрической энергии прогнозные значения нерегулируемых цен
на расчетный период. По окончании расчетного периода гарантирующий поставщик (энергоснабжающая организация) определяет
объемы поставки по регулируемым и нерегулируемым ценам, и
доводит до сведения потребителей электрической энергии фактические значения нерегулируемых цен и объемы поставки по этим
ценам.
Отклонения прогнозных нерегулируемых цен от фактических
учитываются при определении стоимости поставки электрической
энергии по нерегулируемым ценам по окончании очередного квартала, если соглашением сторон не установлено иное.
Величина сбытовой надбавки гарантирующего поставщика может дифференцироваться по категориям потребителей, в зависимости от объемов потребления и по иным критериям.
При расчете сбытовой надбавки учитываются экономически
обоснованные расходы организации, связанные с обеспечением её
предпринимательской деятельности в качестве ГП.
Допускается снижение объема поставки по договору энергоснабжения (купли-продажи) с гарантирующим поставщиком (энергоснабжающей организацией) за счет: приобретения части объемов
на секторе свободной торговли оптового рынка; приобретения покупателем у продавцов электроэнергии на розничном рынке (раздел
10); приобретения покупателем электроэнергии на организованных
торгах.
Объем поставки электрической энергии по договору в таком случае определяется как разница между фактическим объемом потребления электрической энергии и объемом электрической энергии,
31
приобретенным по договорам с продавцом электрической энергии и
на организованных торгах.
Гарантирующие поставщики, энергосбытовые организации несут перед покупателями ответственность за действия (бездействие)
системного оператора (иных субъектов оперативно-диспетчерского
управления), сетевых организаций, производителей электрической
энергии, явившиеся причиной полного или частичного ограничения
режима потребления электрической энергии. При этом ГП (ЭСО)
вправе требовать привлечения указанных субъектов к урегулированию споров и обратить регрессный иск по возмещению ущерба.
Если потребитель самостоятельно заключил договор оказания
услуг по оперативно-диспетчерскому управлению с системным оператором (иным субъектом оперативно-диспетчерского управления
в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе) и (или) договор оказания услуг по передаче электрической энергии с сетевой организацией, обслуживающий этого
покупателя, ГП (ЭСО) не несет перед ним ответственность за полноту предоставления и качество таких услуг и не участвует в отношениях, связанных с их оплатой.
Услуги на передачу электроэнергии на розничных рынках на
основании договоров на передачу, заключаемых потребителями самостоятельно или ГП (ЭСО) в их интересах в рамках заключенных
договоров энергоснабжения, если там предусмотрено обеспечение
оказания услуг по передаче. Допускается существование трехсторонних договоров энергоснабжения (сбытовая и сетевая компания,
как соисполнители, и потребитель).
В случае передачи права оказания услуг по передаче сетевая организация: заключает договоры на передачу с присоединенными
потребителями; компенсирует производителю (потребителю) расходы, связанные с эксплуатацией и развитием сети, а также норму
прибыли не менее собственной нормы прибыли; заключает договоры на технологическое присоединение, согласовывая с производителем (потребителем) технические условия.
Сетевая организация компенсирует потери в электрических сетях, не учтенных в оптовых ценах (тарифах) на электроэнергию.
Электроэнергию на компенсацию потерь сетевая организация может приобретать на оптовом рынке или у гарантирующего поставщика (энергосбытовой организации). Объем потерь определяется
сетевой организацией на основе актов первичного учета. В случае
возникновения небаланса в объеме потерь ГП (ЭСО), производит
распределение такого небаланса пропорционально нормативам
потерь на сетевые организации, не предоставившие информацию,
32
или, или если таких нет, на все сетевые организации, покупающие
у него потери [32]. Нормативы потерь устанавливаются федеральным органом в сфере ТЭК.
Для целей определения потерь сетевая организация должна
иметь беспрепятственный доступ к средствам измерения электроэнергии у присоединенных лиц и эти лица должны предоставлять
ей требуемые показания приборов ежемесячно.
Крупные продавцы (больше 25 МВт) – не участники оптового
рынка продают электроэнергию только ГП, на территории которого они расположены. При этом гарантирующий поставщик должен
зарегистрировать на оптовом рынке группы точек поставки генерации, относящиеся к этим производителям. Договор между ГП и
таким продавцом должен предусматривать все взаимодействия продавца с системным оператором, предписанные участникам оптового рынка, и оплачивать ГП стоимость отклонений по генерации,
рассчитанные для этого гарантирующего поставщика на оптовом
рынке.
Гарантирующий поставщик оплачивает электроэнергию такому
производителю по цене, минимальной из следующих цен: тарифа,
установленного РЭКом для данного производителя, тарифа покупки, установленного для ГП на оптовом рынке и нерегулируемой
цены в соответствующем узле расчетной модели оптового рынка.
Розничные продавцы (меньше 25 МВт) могут продавать электроэнергию ГП, ЭСО, другому ГП – не участнику оптового рынка, который покупает электроэнергию у соответствующего гарантирующего поставщика – участника оптового рынка, потребителям в зоне
действия соответствующего гарантирующего поставщика.
Если продавец в ценовой зоне выдает во внешние сети мощность
меньше 25 МВт, но больше 5 МВт, то объем его поставки гарантирующему поставщику детализируется по часам.
Договор между покупателем и продавцом мощность которого
более 25МВт, должен предусматривать обязательства продавца: по
уведомлению СО о величине минимальной нагрузки; по соблюдению объемов производства; по участию в частотном регулировании
и балансировании нагрузки; по соответствию требованиям к информационному обмену с СО; по соответствию фактически включенного оборудования, составу оборудования; по оплате отклонений
объемов фактического производства от объемов запланированных.
К потребителям, имеющим свою генерацию, и имеющим возможность поставки во внешние сети, применяются пункты, касающиеся продавцов с соответствующим объемом поставки во внешние
сети.
33
На розничных рынках продажа электроэнергии по нерегулируемым ценам, в том числе на организованных торгах, осуществляется:
• ГП –
�����������������������������������������������������������
в отношении энергии, приобретаемой/поставляемой сверх
объемов, приобретаемых/поставляемых по регулируемым ценам
(тарифам);
• ЭСО –
����������������������������������������������������������
в отношении объемов поставки энергии, согласно договорам, но не более объемов покупки электроэнергии на оптовом и
розничном рынке, в том числе на организованных торгах.
Совокупный объем покупки не может быть больше фактического потребления.
Совокупные объемы продажи (покупки) электрической энергии
на организованных торгах розничного рынка не могут превышать
объем, допустимый для поставки по нерегулируемым ценам в отношении покупателей, которые намериваются участвовать в организованных торгах.
Продавцы – участники оптового рынка – продают на организованных торгах розничного рынка электроэнегию с условием, что заключенные по итогам торгов договоры будут зарегистрированы ими
как двусторонние договоры на поставку электроэнергии на секторе
свободной торговли оптового рынка между продавцом и гарантирующим поставщиком.
Продавцы электроэнергии – не участники оптового рынка – продают на организованных торгах розничного рынка, проводимых
в зоне деятельности гарантирующего поставщика, в которой располагается их генерирующее оборудование, электроэнергию, сверх
объема по договору с гарантирующим поставщиком для поставки
по регулируемым ценам (тарифам). По итогам торгов между гарантирующим поставщиком и указанным продавцом заключается договор купли-продажи на объемы и цены, соответствующие объемам
и ценам, установленным по итогам торгов.
По итогам организованных торгов розничного рынка заключаются договоры, одной из сторон которых выступает гарантирующий поставщик. Объемы и цены в указанных договорах должны
соответствовать объемам и ценам, установленным для соответствующего участника по итогам торгов [32].
Контроль соблюдения субъектами розничных рынков требований законодательства осуществляют: орган исполнительной власти
субъекта РФ в области государственного регулирования тарифов;
федеральный антимонопольный орган; федеральный орган исполнительной власти; федеральный орган по государственному энергетическому надзору.
34
Контроль за деятельностью ГП в части соблюдения ими установленных правил осуществления деятельности на розничных рынках
осуществляют уполномоченные органы исполнительной власти
субъектов РФ.
Органы контроля деятельности субъектов розничных рынков
вправе ходатайствовать об аннулировании или приостановлении
действия лицензии субъекта розничных рынков, нарушившего установленные законом, настоящими Правилами, иными правовыми
актами или договором права и интересы иного субъекта (субъектов), а также о применении к нарушителю уполномоченными на это
органами установленных мер административной ответственности.
1.3. Особенности функционирования
энергосбытовых организаций на розничных энергорынках
Энергосбытовые организации осуществляют поставку электрической энергии по договорным ценам, причем организация, не
имеющая договора с соответствующей сетевой организацией на
продажу ей электрической энергии и на компенсацию потерь в ее
сетях, покупает электроэнергию по точкам поставки, в каждой из
которых представлено потребление только одного обслуживаемого
ею потребителя.
В случае, если энергосбытовая организация приобретает электрическую энергию с целью компенсации потерь для территориальной сетевой организации (энергоснабжающей организации), точки
поставки такой энергосбытовой организации должны располагаться
на границе балансовой принадлежности соответствующей территориальной сетевой организации (энергоснабжающей организации).
Объем покупки определяется как разница между объемом электрической энергии, поступившим в электрическую сеть и объемами
потребления электрической энергии иными участниками оптового
рынка, приобретающими электроэнергию в точках поставки оптового рынка, расположенных на данной территории. Если энергосбытовая организация, не имеет договора с сетевой организацией
на продажу ей электрической энергии для целей компенсации потерь, то она покупает электрическую энергию по точкам поставки,
в каждой из которых представлено потребление только одного обслуживаемого ею потребителя.
Энергосбытовая организация покупает электрическую энергию
на оптовом рынке при условии выполнения требований по участию
в оптовом рынке в отношении тех точек поставки, которые соответствуют заключенным ею на розничном рынке договорам. В про35
тивном случае данная энергосбытовая организация приобретает
требуемые объемы электрической энергии по договорам купли-продажи у иных энергосбытовых организаций, либо у гарантирующего
поставщика на розничном рынке, в том числе на организованных
торгах.
С целью предотвращения неисполнения обязательств энергосбытовой организацией по своевременной оплате организации, продающие ей электрическую энергию и предоставляющие услуги, имеют право предусмотреть в договорах авансовые платежи в размере
50 процентов стоимости поставляемой электрической энергии или
оказываемых услуг за расчетный период.
Покупатель вправе перейти на обслуживание к энергосбытовой
организации при условии: соблюдения установленного порядка
расторжения (изменения) договора с гарантирующим поставщиком
(энергоснабжающей организацией); получения энергосбытовой организацией статуса участника оптового рынка, кроме случаев приобретения такой энергосбытовой организацией электроэнергии по
соответствующей группе точек поставки в розничном рынке; обеспечения коммерческого учета почасовых значений потребляемой
электроэнергии; компенсации выпадающих доходов гарантирующему поставщику (энергоснабжающей организации).
Отказ территориальной сетевой организации или энергоснабжающей организации от предоставления потребителю услуг по передаче электроэнергии на основании связанным с выбором потребителем продавца (поставщика) электрической энергии, не допускается.
При продаже электрической энергии гарантирующим поставщиком гражданам, проживающим в жилых домах, и лицам, оказывающим коммунальные услуги гражданам, проживающим в многоквартирных домах, количество поставленной электрической энергии должно измеряться на границе балансовой принадлежности
с сетевой организацией, к которой присоединены внутридомовые
электрические сети. Исполнитель по договору оказания коммунальных услуг в установленном порядке оказывает услуги по электроснабжению по тарифам на электрическую энергию и получает
от них в составе платы за содержание и ремонт жилых помещений
плату на содержание внутридомовых электрических сетей и расход
электрической энергии на общедомовые нужды. Указанные организации несут ответственность за потери во внутридомовых сетях
и приобретают электрическую энергию для целей компенсации потерь во внутридомовых сетях в объеме, определяемом как разность
между объемом поступившей электрической энергии, измеренным
36
на границе балансовой принадлежности с сетевой организацией и
объемом потребления электрической энергии потребителями.
Гарантирующий поставщик имеет право взимать плату за потребленную проживающими в соответствующих домах лицами электрическую энергию, если данные лица имеют средства измерений,
а также право требовать от соответствующей организации введения
ограничения режима потребления в случае нарушения указанными лицами порядка оплаты по договору.
Стоимость электрической энергии, приобретаемой указанными
в настоящем пункте организациями для обеспечения потребителейграждан, определяется по правилам, применяемым к населению, и
учитывают стоимость услуг гарантирующего поставщика (энергосбытовой организации) по сбору средств за оказанные коммунальные услуги.
Гарантирующие поставщики, а также энергоснабжающие организации (до разделения видов деятельности) поставляют электроэнергию покупателям по тарифам (в части покупки на оптовом и
розничном рынке по тарифам) и нерегулируемым ценам (в части покупки на оптовом и розничном рынке по нерегулируемым ценам).
Поставка электрической энергии населению в пределах социальной нормы, осуществляется только по регулируемым ценам (тарифам).
Фактический объем электрической энергии по каждому из договоров энергоснабжения (купли-продажи) распределяется на объем,
поставляемый по тарифам и объем, поставляемый по нерегулируемым ценам.
Объем электрической энергии, поставляемый гарантирующим
поставщиком (энергоснабжающей организацией) по тарифам, определяется суммой следующих величин:
• доля
����������������������������������������������������������
от объема электрической энергии, покупаемого гарантирующим поставщиком (энергоснабжающей организацией) на оптовом рынке по тарифу для категории потребителей, к которой относится данный потребитель, пропорциональная договорному объему
поставки данному потребителю в суммарном договорном объеме
поставки всем потребителям этой категории;
• доля
����������������������������������������������������������
от объема электрической энергии, покупаемого гарантирующим поставщиком (энергоснабжающей организацией) по тарифам на розничном рынке, пропорциональная доле договорному
объему поставки данному потребителю в суммарном договорном
объеме поставки всем потребителям.
Оставшаяся часть объема (включая поставку населению сверх
социальной нормы), поставляется по нерегулируемым ценам.
37
Отклонение фактического объема потребления электроэнергии
от договорного оплачивается потребителем по установленным тарифам с учетом повышающих/понижающих коэффициентов в соответствии с решениями федерального органа исполнительной власти
в области государственного регулирования тарифов.
В отношении потребителей-граждан договорной объем принимается равным фактическому объему потребления.
Тарифы на электрическую энергию, поставляемую гарантирующим поставщиком (энергоснабжающей организацией) – сумма слагаемых:
• ���������������������������������������������������������
средневзвешенная стоимость электрической энергии (мощности), приобретаемой гарантирующим поставщиком (энергоснабжающей организацией) на оптовом и на розничном рынке, по регулируемым ценам;
• стоимость
���������������������������������
инфраструктурных услуг;
• ��������������������������������������������������������
сбытовая надбавка гарантирующего поставщика (экономически обоснованные расходы на осуществление деятельности по купле-продаже для энергоснабжающей организации) для соответствующей категории покупателей электроэнергии;
• ���������������������������������������������������������
стоимость услуг системного оператора, за исключением случаев, когда потребитель самостоятельно заключил договор по оперативно-диспетчерскому управлению с системным оператором или
иным субъектом оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированной территориальной электроэнергетической
системе);
• в случае
����������������������������������������������������������
продажи электрической энергии по договору энергоснабжения – плата за услуги по передаче электрической энергии.
При этом в случае поставки гарантирующим поставщиком –
энергоснабжающей организацией электроэнергии энергосбытовым – энергоснабжающим организациям, тарифы на поставку устанавливаются по тем же категориям, по которым осуществляется
дифференциация тарифов на поставку электрической энергии конечным потребителям, на соответствующие объемы потребления
с учетом уровня напряжения в точках поставки по договору энергоснабжения.
Поставка гарантирующим поставщиком (энергоснабжающей
организацией) электрической энергии покупателям электрической энергии сверх объемов, поставляемых по регулируемым ценам
(тарифам) производится по нерегулируемым ценам, определяемым
в соответствии с Порядком определения объемов поставки по регулируемым и нерегулируемым ценам и расчета стоимости поставки
по нерегулируемым ценам на розничных рынках, утверждаемом
38
федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов).
В отношении объема электрической энергии, приобретаемой покупателем электрической энергии у гарантирующего поставщика
по результатам организованных торгов розничного рынка, стоимость рассчитывается по цене, определенной по результатам торгов
и указанных выше слагаемых.
Нерегулируемые цены на розничном рынке не должны превышать предельный уровень цен для поставки электрической энергии
по нерегулируемым ценам на розничном рынке.
Предельный уровень нерегулируемых цен на розничном рынке
принимается равным сумме нерегулируемой цены на оптовом рынке, определяемой в соответствии с Порядком определения объемов…
и величин, указанных выше.
Гарантирующий поставщик (энергоснабжающая организация) до
начала расчетного периода доводит до сведения потребителей электрической энергии прогнозные значения нерегулируемых цен на расчетный период. По окончании расчетного периода гарантирующий
поставщик (энергоснабжающая организация) определяет объемы
поставки по регулируемым и нерегулируемым ценам, и доводит до
сведения потребителей электрической энергии фактические значения нерегулируемых цен и объемы поставки по этим ценам.
Отклонения прогнозных нерегулируемых цен от фактических
учитываются при определении стоимости поставки электрической
энергии по нерегулируемым ценам по окончании очередного квартала, если соглашением сторон не установлено иное.
Величина сбытовой надбавки гарантирующего поставщика устанавливается органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов
в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов, в расчете на каждый КВтч проданной
электрической энергии и (или) МВт потребляемой мощности (в случае применения двуставочных тарифов).
При этом МУ должно быть предусмотрено, что в случае назначения гарантирующего поставщика по результатам конкурса, необходимая валовая выручка гарантирующего поставщика в первый
год деятельности устанавливается равной, указанной в конкурсной
заявке. Сбытовая надбавка, рассчитанная на основании данной
величины, подлежит индексации в последующие периоды регулирования в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.
39
Величина сбытовой надбавки гарантирующего поставщика может дифференцироваться по категориям потребителей, в зависимости от объемов потребления и по иным критериям.
При расчете сбытовой надбавки учитываются экономически
обоснованные расходы организации, связанные с обеспечением её
предпринимательской деятельности в качестве гарантирующего
поставщика.
Допускается снижение объема поставки по договору энергоснабжения (купли-продажи) с гарантирующим поставщиком (энергоснабжающей организацией) за счет:
• приобретения
������������������������������������������������������������
части объемов на секторе свободной торговли оптового рынка;
• �������������������������������������������������������
приобретения покупателем у продавцов электроэнергии на
розничном рынке;
приобретения покупателем электроэнергии на организованных
торгах.
Объем поставки электрической энергии по договору в таком случае определяется как разница между фактическим объемом потребления электрической энергии и объемом электрической энергии,
приобретенным по договорам с продавцом электрической энергии и
на организованных торгах.
1.4. Типовые стратегии энергосбытовых компаний
на оптовых рынках электроэнергии
Под стратегией ЭСК понимается совокупность действий/решений, направленных на минимизацию стоимости покупки электроэнергии на оптовом рынке [58]:
стоимостьэск = Ценаэск * Объемэск = Pэск * Vэск (1.1)
Рыночные величины – цена P* и объем V* – связаны друг с другом аналитической зависимостью P* = f (V * ) , где f – некоторая
функция. Цена и объем реализации формируются в результате пересечения спроса («лесенка» заявок покупателей) и предложения
(«лесенка» заявок продавцов), причем Pэск определяет цену рынка
электроэнергии в узле ЭСК (отличие цены в каждом узле определяется моделью узлового ценообразования), а Vэск формирует объем
электроэнергии, принятый рынком.
Оптимальная стратегия определяется решением задачи минимизации стоимостного функционала min(Pэск* Vэск) (задача сводится
к минимизации цены покупки при фиксированном объеме продаж)
при заданных ограничениях. В данном случае ограничениями яв40
ляются правила рынка, системные условия, учитываемые при конкурентном отборе и другие.
ЭСК может влиять на Pэск, но только в том случае, когда лесенка покупателей располагается выше лесенки продавцов и с ней не
пересекается. В этом случае покупатели энергии, подавая низкие
ценовые заявки, снизят цену рынка (рис. 1.6, а).
Во всех остальных случаях ЭСК не может влиять на Pэск, так
как модель рынка спроектирована для конкурентных условий (за
исключением отдельных случаев, подразумевающих под собой
сговор продавцов либо недобросовестное использование рыночной
силы и предусмотренных антимонопольным законодательством).
При этих условиях участник (не являющийся ценообразующим)
единственно только своими действиями никоим образом не может
повлиять на цену рынка (рис. 1.6, б).
Цена
Старая заявка
а)
Новая заявка
РРСВ - старая
РРСВ - новая
Объем реализации
V РСВ
За счет подачи более низкой заявки, цена снизилась
Цена
Старая заявка
б)
Новая заявка
РРСВ
Объем реализации
V РСВ
Несмотря на подачу более низкой заявки, цена не изменилась
Рис. 1.6. Ценообразование ЭСК
На оптовом энергорынке существуют два вида договоров: регулируемые двусторонние договора (РДД), по которым покупатель получает пакет договоров с заранее определенными контрагентами,
41
ценами и объемами; и свободные двусторонние договора (СДД), по
которым покупатель волен в выборе своих контрагентов по договору и определении условий договоров – цену, объем и т. д.
Плюсы от заключения договора – сглаживание вариабельности
цены на электроэнергию (так как на рынке цена в течение дня может значительно колебаться, тогда как договорная цена может быть
фиксированной величиной; и возможность купить по цене ниже
рыночной.
Для энергосбытовой компании выгодно заключить двухсторонний договор (ДД) только тогда когда стоимость электроэнергии по
ДД (за исключением РДД, так как пакет РДД дается «сверху») ниже
стоимости электроэнергии на рынке. В случае РДД покупатель может уменьшить объем по РДД или разорвать весь пакет РДД в том
случае, если цена на рынке меньше «средней» цены по РДД.
Степень влияния ЭСК на цену рынка определяется по результатам анализа цены на основании поданных ценовых заявок (при
наличии соответствующего программного обеспечения допустимо
моделирование процесса конкурентного отбора). Основной интерес
представляет тот случай, когда заявка ЭСК становится ценообразующей, в противном случае цена рынка определяется совокупностью
заявок всех участников.
Очевидно, что в течение некоторого периода времени цена на
рынке электроэнергии будет не ниже переменных издержек производства электрической энергии («генераторная цена»), поскольку на
рынке объективно присутствует значительный объем ценопринимающих заявок со стороны потенциальных покупателей электроэнергии, а сами участники рынка оказывают влияние на динамику изменения спроса. Поэтому справедливо допущение о невозможности
влияния ЭСК исключительно своими действиями на цену рынка.
В оптимизационной задаче (1.1) приняты следующие ограничения:
• «внутренние»
��������������������������������������������������������
ограничения – задаются и зависят только от
ЭСК:
– договоры ЭСК на розничном рынке – фиксация цены и
объема на розничном рынке, с учетом профиля нагрузки
клиента ЭСК;
– системы планирования потребления ЭСК;
– наличие свободных и регулируемых двухсторонних
договоров (СДД и РДД соответственно) и т. д.;
• «внешние»
��������������������������������������������������������
ограничения – не задаются и не зависят от ЭСК:
– системные ограничения;
– правила рынка;
42
– заявки других участников рынка; и т. д.
Для разработки правильной стратегии необходимо объективная и
комплексная оценка как «внутренних», так и «внешних» факторов.
Стратегия покупки электроэнергии ЭСК должна формироваться
с учетом влияния не на цену рынка, а на цену СДД, влияния на объем закупки с учетом действующих рыночных ограничений.
Уточним специфику двух типов рынка электроэнергии: рынок
на сутки вперед (РСВ) и балансирующий рынок (БР).
Отличительными особенностями рынка на сутки вперед являются:
• централизованный
�������������������������������������������������������
сетевой аукцион с маржинальным поузловым ценообразованием; торговля электроэнергией в сутки X–1 на
сутки X;
• в день
������� X–1 участники (продавцы и покупатели) подают свои ценовые заявки «цена-количество»;
• торги
�������������������������
проводятся в сутки X–1 на сутки X;
• в результате
�������������������������������������������
торгов для каждого часа суток X формируются узловые цены и полные плановые объемы производства/потребления
участников;
•у
����������������������������������������������������������
участников есть право и возможность заключения СДД – договорные цена и объем являются результатом свободного волеизъявления продавца и покупателя э/э;
• �������������������������������������������������������
небаланс рынка (превышение суммарных обязательств покупателей над суммарными требованиями продавцов) исключительно
положительный: состоит из разницы узловых цен.
Балансирующий рынок, в свою очередь, предусматривает:
• централизованный
�������������������������������������������������������
сетевой аукцион с маржинальным поузловым ценообразованием; торговля отклонениями за час вперед;
• �����������������������������������������������������
внешние инициативы (ВИ) поощряются – продажа отклонений;
• собственные
������������������������������������������������������
инициативы (СИ) наказываются – покупка отклонений;
• ��������������������������������������������������������
продавцы отклонений – генераторы и потребители с регулируемой нагрузкой; покупатели отклонений – участники, отклонившиеся по СИ;
• ��������������������������������������������������������
на БР принимаются заявки только продавцов отклонений, у
покупателей права подачи заявки нет:
• спрос
�����������������������������������������������������
на отклонения формируется Системным оператором
(прогноз потребления СО);
• заявки
����������������������������������������������������������
на БР определяются суммой заявок на РСВ, отдельных
заявок потребителей с регулируемой нагрузкой, а продавцы отклонений вправе подать ценопринимающую заявку;
43
• в результате
�����������������������������������������������������������
торгов для каждого часа формируются поузловые
индикаторы цен ( Р�Р ) и диспетчерские объемы э\э – полные объемы производства, балансирующие прогнозируемое потребление;
НО: все финансовые расчеты на БР будут проводиться по цене БР =
max( P�Р ; PРсВ )/min( P�Р ; PРсВ ) в зависимости от того в какую сторону отклонится потребление – вверх/вниз;
• ��������������������������������������������������������
участники БР могут заключить договор между собой на поставку отклонений;
• �������������������������������������������������������
небаланс БР определяется суммой «разницы узловых цен»»
(>0), «резерва» (<0) и «стоимостного небаланса» (>0 / <0): он может
быть как положительным, так и отрицательным. Положительный
небаланс распределяется на объемы ВИ участников, а отрицательный на СИ.
Предположительно на РСВ торгуется 90–95 % от суммарного фактического потребления, а на БР – 10–5 %; но на БР цены на
энергию выше цен РСВ. Именно поэтому с точки зрения суммарной
стоимости покупки электроэнергии более значимым для ЭСК является РСВ, а не БР (в среднем цена БР выше цены РСВ на 5–30 %).
Постулат 1: Для каждого конкретного часа для ЭСК [58]:
• покупка
��������������������������������������������������������
определенного объема электроэнергии на БР менее
выгодна, чем покупка, такого же объема энергии на РСВ, так как:
• если �акт > ПланРсВ , то объем (�акт − ПланРсВ )
отнесется на СИ ЭСК и будет ей продан по цене
max(цена РсВ, цена �э) – т. е. ЭСК купит дороже, чем
на РСВ.
• если �акт < ПланРсВ , то объем ( ПланРсВ − �акт)
отнесется на СИ ЭСК и ЭСК получит за него с БР по цене
min(цена РсВ, цена �э). – т. е. ЭСК вернется меньше,
чем она заплатила на РСВ.
Кроме этого на СИ ЭСК будет распределяться отрицательный
небаланс БР (ВИ для ЭСК возможна только в случае срабатывания
противоаварийной автоматики). Арбитраж между РСВ и БР для
покупателя только отрицателен. Всегда выгоднее купить электроэнергию на РСВ, а не на БР.
Для ЭСК необходимо оптимизировать покупку на РСВ «по часам» – увеличивать покупку в часы с низкой ценой; уменьшать покупку в часы с высокой ценой.
Данная рекомендация применима только к потребителям-клиентам ЭСК, имеющим возможность технологического управления
потреблением и которые в этой связи относительно свободны по вре
44
цена �
э = цена, сложившаяся п
о итогам конкурентного отбора н
а �
Р
мени потребления электроэнергии. Будем называть таких потребителей «управляемыми». Реализовать такой подход можно путем переговоров с «управляемыми» потребителями (клиентами ЭСК) при
заключении с ними договоров энергоснабжения.
Оптимальная ценовая стратегия покупателя должна обязательно отвечать условию «входа» в РСВ, все иные условия оптимальности вторичны.
Постулат 2: Ценопринимающая заявка покупателя гарантирует
«вход» на РСВ, за исключением тех случаев, когда системные условия или дефицит предложения не позволяют включить такую заявку в план РСВ по итогам конкурсного отбора [58].
Ценопринимающая заявка покупателя означает его готовность
купить энергию по сколь угодно высокой цене.
Если ЭСК в точности знает объем потребления электроэнергии
в данной ГТП и полностью его покупает на РСВ (или на БР, если заявка на РСВ не прошла) – т. е. V = факт = VРсВ = Vрозница , прибыль:
Π = ( Ррозница − РРсВ ) * V .
В том случае, когда ЭСК не располагает достоверным прогнозом
цены рынка, используется розничная цена электроэнергии:
• если
����� C > PРСВ, где C – заявка ЭСК, то заявка прошла на РСВ;
• если
����� C < PРСВ – заявка не прошла.
Постулат 3:
• ��������������������������������������������������������
в отношении объемов электроэнергии для потребителей, готовых оплачивать электроэнергию по цене, превышающей розничную, подается ценопринимающая заявка – объемы гарантированно
пройдут в рынок;
• �������������������������������������������������������
в отношении объемов потребителей, оплачивающих электроэнергию по розничной цене [58]:
• Если ЭСК подает заявку ниже розничной цены, т. е.
C < Pрозница, и заявка прошла, т. е. C > PРСВ. При такой
стратегии ЭСК уменьшает вероятность входа в РСВ,
так как подает ценовую заявку ниже фиксированной
розничной цены, но в случае входа в РСВ гарантирует свою
положительную прибыль.
• При C < PРСВ, то покупка на БР. Если ЭСК подает заявку выше
розничной цены и заявка прошла, т. е. C > PРСВ, то прибыль
ЭСК может быть положительной или отрицательной
( Ррозница  РРсВ ).
При такой стратегии ЭСК увеличивает вероятность входа в РСВ,
так как подает ценовую заявку выше фиксированной розничной
цены, но прибыль ЭСК может быть как положительной, так и отрицательной.
45
Риск не пройти в РСВ и риск получить отрицательную прибыль –
это разнонаправленные риски; выбор той или иной стратегии ЭСК
зависит от значимости рисков для ЭСК.
Диаграмма выбора стратегии энергосбытовой компании представлена на рис. 1.7 [58].
( Ррозница – Р1рсв ) * V
1
C > Р рсв
λ
C < Ррозница ; стр. 1
1 −λ
C < Р рсв
( Ррозница − max( Ррсв , Р�Р )) * V
2
C > Ррозница ; стр.2
C>
Ррозница > Р рсв
2
Р рсв
γ
β
1 −β
C<
2
Р рсв
( Ррозница − Р2рсв ) * V
2
Ррозница < Р рсв
1 −γ
( Ррозница − Р2рсв ) * V
( Ррозница − max( Р2рсв , Р�Р )) * V
Рис. 1.7. Диаграмма выбора стратегии ЭСК
Здесь в явном виде предполагается, что Ррсв и Р2рсв – разные
цены, т. е. заявка ЭСК может повлиять на цену рынка. Но в общем
случае можно предполагать, что Ррсв = Р2рсв .
Стратегия 1: C < Ррозница , и заявка прошла, т. е. C > Ррсв , иначе
выгоднее покупка на БР.
Пусть вероятность, того, что C > Ррсв , при условии, что
C < Ррозница равняется λ . Тогда выигрыш 1 ЭСК равняется
λ * [( Pрозница − Ррсв ) * V ] + ( − λ) * [( Ррозница − max( Р�Р , Ррсв )) * V ]
Стратегия 2: C > Ррозница и заявка прошла, т. е. C > Р2рсв , иначе покупка на БР.
Пусть вероятность, того, что C > Р2рсв , при условии, что C > Ррозница
равняется β ; вероятность того, что Ррозница > Р2рсв равняется γ .
Тогда выигрыш 2 ЭСК равняется
β * [γ * ( Pрозница − Р2рсв ) * V ) + ( − γ) * ( Pрозница − Р2рсв ) * V )] +
2
+( − β) * [( Ррозница − max( Р�Р , РРсВ
)) * V
Правило выбора: Если Выигрыш 1 > Выигрыш 2, то необходимо
выбирать Стратегию 1, если наоборот, то Стратегию 2.
Проанализируем дерево игры с точки зрения доминирования
стратегии. ЭСК своими действиями, т. е. путем подачи той или иной
46
заявки может влиять на вероятности вход на РСВ; ценопринимающая заявка гарантирует вхождение ЭСК в рынок.
В условиях стратегии 1:
• При C < Ррозница и с > Ррсв величина ( Pрозница − Ррсв ) * V > 0 ;
• При
���� C < Ррозница и с < Ррсв величина
>
( Ррозница − max( Р�Р , Ррсв )) * V 0
<
– т. е. может быть как положительной, так и отрицательной.
Тогда ситуация C > Ррсв доминирует ситуацию C < Ррсв в том
смысле что ЭСК всегда выгоднее оказаться в первой ситуации. Для
этого ЭСК необходимо подать ценопринимающую заявку, но это
нарушает основополагающее условие стратегии 1, а именно, что
C < Ррозница .
Аналогично рассмотрим условия стратегии 2:
Ситуация C > Р2рсв доминирует ситуацию C < Р2рсв . Тогда доминирующая стратегия ЭСК заключается в подаче ценопринимающей
заявки, что исключает ситуацию C < Р2рсв .
Уточненная диаграмма выбора стратегии ЭСК (с учетом подачи
ценопринимающей заявки в условиях стратегии 2) представлена на
рис. 1.8.
1
C > Р рсв
C < Ррозница ; стр. λ
1−λ
( Ррозница – Р1рсв ) * V
1
C < Р рсв
( Ррозница − max( Ррсв , Р�Р )) * V
2
C > Ррозница ; стр.2
2
C > Р рсв
Ррозница > Р рсв
γ
( Ррозница − Р2рсв ) * V
2
Ррозница < Р рсв
1 −γ
( Ррозница − Р2рсв ) * V
Рис. 1.8. Уточненная диаграмма выбора стратегии ЭСК
Выигрыш 1 равен
λ * [( Pрозница − Ррсв ) * V ] + ( − λ) * [( Ррозница − max( Р�Р , Ррсв )) * V ]
.
а выигрыш 2 – [γ * ( Pрозница − Р2рсв ) * V ) + ( − γ) * ( Pрозница − Р2рсв ) * V )] .
Правило выбора стратегии сохраняется: если Выигрыш 1>Выигрыш 2, то принимается первая стратегия, если нет – вторая.
47
Если ЭСК в состоянии достоверно прогнозировать цену рынка и
.
Рпрогн
– прогнозируемая ЭСК цена РСВ стратегия требует коррекрсв
тировки.
Постулат 4:
.
• ������������������
Если при прогнозе Рпрогн
ЭСК учитывает все возможные варсв
.
рианты заявки ЭСК, то и вариантов Рпрогн
может быть несколько
рсв
(по сути ЭСК просчитывает свое влияние на цену и формирует свою
стратегию), то оптимальной заявкой ЭСК считается заявка, кото.
рая соответствует минимальной Рпрогн
, а значит и максимальной
рсв
прибыли ЭСК.
.
• ������������������
Если при прогнозе Рпрогн
обнаруживается, что заявка ЭСК не
рсв
влияет на цену, то необходимо подавать ценопринимающую заявку,
так как:
.
– ����
если Ррозница < Рпрогн
, то прибыль ЭСК отрицательная, путем
рсв
подачи ценопринимающей заявки ЭСК хеджируется от попадания
на БР;
.
– если
���� Ррозница > Рпрогн
, то прибыль ЭСК положительная, путем
рсв
подачи ценопринимающей заявки ЭСК гарантирует свою прибыль.
Приведенные в подразделе 1.4 типовые стратегии деятельности
энергосбытовых компаний на оптовых энергорынках направлены на решение задачи минимизации стоимостного функционала
min( Pэск * Vэск ) , т. е. минимизации цены покупки при фиксированном объеме продаж с учетом действующих ограничениях, в качестве которых выступают правила рынка, системные условия,
учитываемые при конкурентном отборе и т. д.
Выводы по разделу 1
1. �����������������������������������������������������������
Такие негативные тенденции в электроэнергетики России, как
нехватка недостаточная прозрачность функционирования генерирующих мощностей, неэффективное использование энергоресурсов,
невозможность достоверной оценки ресурсов развития предприятий, сдерживание тарифов на фоне раздутых производственных
издержек привели к кризису в отечественной энергетике, выход из
которого требует значительных инвестиций для реструктуризации
ОАО «РАО «ЕЭС России» с выделением конкурентных секторов (генерации и сбыта) и естественных монополий (диспетчеризации и
сетей).
2. Стратегической
��������������������������������������������������������
задачей реформирования отрасли определен
перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе
применения прогрессивных технологий и рыночных принципов
функционирования, обеспечение на этой основе экономически эф48
фективного удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе.
3. �������������������������������������������������������
Формирование единого оптового энергорынка определяется
необходимостью принимать в качестве ограничений на рынке как
специфику распределения электроэнергии в энергетической системе, так и достаточно сильную взаимосвязь между регионами России, эффективность централизованного ведения режимов. Уточнены такие особенности оптового энергорынка, как свободно устанавливаемые нерегулируемые цены и право выбора конечным потребителем сбытовой компании.
4. �����������������������������������������������������
Выявлена специфика функционирования розничных рынков
электроэнергии в переходный период реформирования энергетики,
уточнен порядок приобретения статуса гарантирующего поставщика и условия его работы с конечным потребителем.
5. ������������������������������������������������������
Оптимизация стратегии энергосбытовых компаний на оптовых энергорынках, реализующие регулируемые двухсторонние и
свободные двухсторонние договора, направлена на минимизацию
стоимости покупки электроэнергии на оптовом рынке через минимизацию стоимостного функционала min( Pэск * Vэск ) при заданных ограничениях, в качестве которых принимаются правила рынка, системные условия, учитываемые при конкурентном отборе и
другие.
6. Стратегия
��������������������������������������������������������
покупки электроэнергии ЭСК должна формироваться с учетом влияния не на цену рынка, а на цену свободных двухсторонних договоров, влияния на объем закупки с учетом действующих ограничений для двух типов рынка: рынка на сутки вперед и
балансирующего рынка.
7. ������������������������������������������������������
Определены условия деятельности и базовые принципы тарифной политики энергосбытовых организаций на розничных энергорынках.
49
2. Эффективность финансово-экономического
управления Единой национальной
электрической сетью
2.1. Организация и проблемы финансово-экономического
управления Единой национальной электрической сетью
Организация управлению Единой национальной (общероссийской) электрической сетью (ЕНЭС) возложена на Федеральную сетевую компанию (ФСК), которая обеспечивает единство технологического управления ЕНЭС и оказывает на возмездной договорной
основе услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС.
Основные активы ОАО «ФСК ЕЭС» составляют практически все
магистральные сети РФ, находящиеся в собственности холдинга
РАО «ЕЭС России».
Созданная в 2002 году как 100 %-ая дочерняя компания РАО
«ЕЭС России», к 2008 году ФСК (как организация по управлению
ЕНЭС) станет самостоятельной компанией, выделенной из РАО
«ЕЭС России», владеющей активами магистральных сетей, в настоящее время находящихся в АО-энерго, или акциями компаний, созданных на базе этих активов.
При реструктуризации РАО «ЕЭС России» могут быть реализованы альтернативные варианты консолидации магистральных сетей АО-энерго в ОАО «ФСК ЕЭС»:
• �������������������������������������������������������
ОАО «ФСК ЕЭС» выкупает активы магистральных сетей у АОэнерго по рыночной цене, используя для этого заемные средства,
привлекаемые с рынка капитала, либо от государства. Обслуживание заимствованных средств на рынке капитала предполагается
за счет включения расходов на обслуживание в тариф на передачу
энергии.
• ��������������������������������������������������������
Государство вносит денежные средства в уставный капитал
ОАО «ФСК ЕЭС», которое затем выкупает активы магистральных
сетей у АО-энерго по рыночной цене. Этот вариант ведет к немедленному увеличению доли государства в ОАО «ФСК ЕЭС».
Одновременно происходит процесс создания семи Межрегиональных магистральных сетевых компаний (ММСК) путем внесения активов магистральных сетей АО-энерго в оплату дополнительной эмиссии ММСК до реорганизации АО-энерго.
Менеджмент РАО «ЕЭС России» уделяет первостепенное внимание скорейшему реформированию ОАО «ФСК ЕЭС» (включая магистральные активы АО-энерго) и его выделению из РАО «ЕЭС России»
в кратчайшей перспективе. Сложность корпоративных процедур,
50
связанных с этим вопросом, обуславливает необходимость его дальнейшего изучения и проработки [17].
Ключевым фактором экономического успеха ОАО «ФСК ЕЭС»
является формирование прозрачной системы регулирования и тарифообразования и определение регулирующим органом справедливой регуляторной базы капитала (РБК) и справедливой нормы
возврата на вложенный капитал. Создание крупной компании ФСК
обеспечит оптимальную ликвидность и способность привлекать заемные средства, что будет приводить к снижению стоимости капитала и, как следствие, сдерживанию роста тарифов.
Системный оператор осуществляет Единоличное управление
технологическими режимами работы ЕНЭС России осуществляет
Системный оператор, уполномоченный на выдачу обязательных для
всех субъектов оперативно-диспетчерского управления команд.
Созданное как 100 %-ое дочернее общество ОАО РАО «ЕЭС России» ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в 2006 году стало самостоятельной компанией, владеющей активами ЦДУ, ОДУ, а также РДУ, находящимися в настоящий момент в собственности АО-энерго.
Активы РДУ выкуплены ОАО «СО–ЦДУ ЕЭС» за счет привлечения заемных средств на рынке (приблизительно в 1,5 млрд р.) под
гарантию РАО «ЕЭС России». Обслуживание займа на рынке капитала предполагается за счет включения данных расходов в тариф
ОАО «СО ЦДУ ЕЭС». В дальнейшем государство будет увеличивать
свою долю в ОАО «СО ЦДУ ЕЭС» до уровня 75 % плюс 1 акция всеми законными способами (включая обмен принадлежащих государству акций ОГК и ТГК на акции ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС»).
Повышение капитализации, обеспечение ликвидности акций создаваемых в ходе реформирования ОАО «СО ЦДУ ЕЭС» невозможно
без эффективного корпоративного управления (системы отношений
между акционерами компании, членами Совета директоров, Правления, а также другими заинтересованным лицами – стейкхолдерами). В этих целях деятельность компаний будет осуществляться
на основе выработанных международной практикой принципов
корпоративного управления с учетом дополнительных возможностей, предоставляемых современными информационными технологиями [15].
В процессе реформирования действующей системы финансовоэкономического управления (ФЭУ) ЭНЕС на смену административным методам будут приходить корпоративные, основывающиеся
на ведущих российских и международных стандартах управления
компаниями, акции которых котируются на ведущих фондовых
биржах [60].
51
Система финансово-экономического управления должна удовлетворять следующим требованиям и критериям эффективности [29]:
• Обеспечение потребностей Исполнительного Аппарата и филиалов в ресурсах, необходимых для ведения текущей (операционной)
и инвестиционной деятельности;
• Своевременный сбор финансовых поступлений в максимальном объеме;
• Соблюдение ограничений, накладываемых тарифным регулированием, при распределении ресурсов;
• Своевременное погашение своих финансовых обязательств
(проведение выплат авансов, погашение кредиторской задолженности, погашение кредитов, процентов по ним);
• Эффективное управление затратами (при фиксированной величине расходования ресурсов выполнение большего числа задач);
• Эффективное управление финансовыми ресурсами (получение
максимального дохода от финансовой деятельности при допустимых рисках, привлечение необходимых финансовых ресурсов по
минимальной стоимости).
Именно поэтому необходимо выполнить дополнительный анализ
системы ФЭУ ОАО «СО ЦДУ ЕЭС» с учетом следующих ограничений [61]:
• Основная деятельность Общества связана с предоставлением
услуг оперативно-диспетчерского управления, монопольного вида
деятельности, регулируемого государством. Оплата услуг Общества
осуществляется в соответствии с тарифом, утвержденным государственным регулятором.
• При анализе механизмов финансово-экономического управления Общества принято допущение о возможности пренебречь
запасами готовой продукции, незавершенного производства, оборудования, сырья и материалов в связи с их незначительностью или
полным отсутствием.
• Система управления основной деятельностью Общества имеет
3-х уровневую структуру.
Выделение объектов системы ФЭУ (функциональных блоков)
производилось на основании следующих критериев:
• Методы
������������������������������������������������������
планирования и контроля, правила распределения
полномочий и ответственности, принципы принятия решений различаются для каждого из функциональных блоков;
• ������������������������������������������������������
Устоявшаяся практика проведения группировки финансовоэкономических показателей;
• Существенность
������������������������������������������������������
групп финансово-экономических показателей.
52
Основными структурными элементами системы ФЭУ являются
центры ответственности. В качестве центров ответственности определены руководители Общества, несущие ответственность за определенные финансово-экономические показатели.
Центры ответственности (ЦО) подразделяются на три группы:
1. Директора филиалов и управляющий Исполнительного Аппарата;
2. Руководители служб Исполнительного Аппарата и ОДУ, отвечающие за функциональные направления (функциональные ЦО),
включая:
• Финансово-экономические службы;
• Технические и административные службы;
3. Руководители проектов, не связанные с осуществлением основной деятельности.
Распределение зон ответственности ЦО при распределении ресурсов показано на схеме (рис. 2.1) [33].
Управл.
ИА
Дирек.
ОДУ
...
Дирек.
РДУ
...
Дирек.
РДУ
...
Дирек.
ОДУ
...
Дирек. Дирек.
Р ДУ
РДУ
...
...
Директор по информационным технологиям
Содержание, эксплуатация и ремонт оборудования, оргтехники и инвентаря
Директор по управлению собственностью
Содержание, эксплуатация и ремонт помещений, зданий и сооружений
Директор по безопасности и специальным программам
ГО и ЧС, безопасность и секретность
Начальник департамента финансово-экономического планирования
Оплата труда персонала
Руководитель проекта ... (не связанного с осуществлением текущей деятельности)
Руководитель проекта ... (не связанного с осуществлением текущей деятельности)
Рис.2.1. Распределение зон ответственности при распределении ресурсов
В результате анализа организации финансово-экономического
управления ОАО «СО ЦДУ ЕЭС» определены проблемные точки,
требующие корректировки при модернизации и частичной автоматизации системы ФЭУ [29].
53
Неэффективная система распределения ресурсов
1. В основе алгоритма распределения ресурсов лежит принцип
выделения лимитов.
Исполнительный аппарат (ИА) выделяет лимиты каждому филиалу (как ОДУ так и РДУ) и, затем, проверяет и акцептует предоставленные филиалами документы, обосновывающие их потребность в ресурсах.
Недостатки данного подхода заключаются в том, что:
• ���������������������������������������������������������
ИА не владеет необходимой информацией для определения оптимальной величины лимитов, поэтому расчет лимитов производится по одному из двух алгоритмов: либо «всем поровну», либо по факту
потребления предыдущего периода. Ни один из этих алгоритмов не
является достаточно гибким и не учитывает реальную потребность
в ресурсах для решения стоящих перед филиалами задач;
• ���������������������������������������������������������
Филиалы всегда будут стремиться выбрать лимит полностью,
даже в условиях отсутствия необходимости в данном объеме ресурсов на данном периоде, а специалисты ИА не в состоянии это выявить;
• ���������������������������������������������������������
Обработка обосновывающих документов всех филиалов (более
60) перегружает сотрудников ИА и не позволяет им решать другие
задачи.
2. Отсутствие финансово-экономической ответственности
у технологических и административных служб за производимые
ими согласования договоров.
Технологические и административные службы уровней ОДУ и
ИА осуществляют согласование договоров, заключаемых филиалами, руководствуясь при этом исключительно техническими соображениями. Расстановка приоритетов выполнения работ с точки
зрения экономической целесообразности (значимость работы – стоимость) не осуществляется.
3. Отсутствие явных резервов у руководителей филиалов.
В условиях невозможности точного планирования ресурсов и отсутствия резервов руководители филиалов вынуждены завышать
свою потребность по статьям, рассчитывая в дальнейшем на их перераспределение и создавая себе, таким образом, скрытые резервы.
Такая процедура формирования резерва сильно усложняет процедуру управления и не позволяет контролировать величину резервного фонда филиала.
4. Отсутствие реально действующего годового планирования.
При сложившемся управлении годовой план не выполняет функции:
54
• �������������������������������������������������������
увязки квартальных планов с установленными годовыми показателями;
• балансировки
������������������������������������������������������������
доходов, затрат, прибыли, изменения оборотного
капитала и др. (балансировка денежного потока косвенным методом);
• планирования
���������������������������������
долгосрочных закупок
• оценки
�����������������������������������������
потребности в финансировании и др.
5. Смета затрат не отражает полную сумму ресурсов, которые
потребляет филиал.
В смету затрат не включены ресурсы, которые закупает для филиалов ИА, а также затраты на заработную плату. Таким образом смета
затрат не дает полной картины потребляемых филиалом ресурсов.
6. Классификатор затрат не позволяет эффективно управлять распределением ресурсов.
1. ���������������������������������������������������������
Набор элементарных статей излишен и не позволяет четко и
однозначно отнести на него затраты.
2. ��������������������������������������������������������
Классификатор статей (группировка) противоречив и не информативен. На его базе сложно организовать эффективное управление затратами.
Нецелостная система контроля
1. �������������������������������������������������������
Контроль за платежами выполняется по смете затрат и инвестиционной программе.
В рамках действующей системы ИА контролирует выплаты
филиалов в соответствии со сметой затрат и инвестиционной программой с помощью лимитов в системе «Клиент-Банк». Недостаток
данной системы контроля заключается в том, что она не учитывает величину обязательств филиала перед контрагентами, которая
возникает вследствии факта выполненных работ, условий оплаты и
других договорных условий.
Последствиями работы данной системы контроля может быть
рост кредиторской задолженности в филиалах, несвоевременное погашение обязательств по договорам. К тому же, она является не эффективной, так как компании, даже при перерасходе финансовых
средств, все равно придется платить по заключенным договорам.
2. ����������������������������������������
Отсутствует контроль проведения закупок ������������
(договоров).
Существующая схема контроля и управления платежами не
обеспечивает контроля за обязательствами перед внешними контрагентами. Необходим дополнительный контур контроля, предваряющий контроль платежей и позволяющий обеспечить в оперативном
режиме соответствие фактических затрат Общества утвержденным
плановым показателям.
55
В силу несущественности, как абсолютной величины запасов,
так и величины их изменения во времени, введение процедуры контроля закупок фактически обеспечивает функцию контроля потребления ресурсов.
3. Отсутствует
����������������������������������������������������
методика формирования отчета об исполнении сметы.
В настоящее время сбор информации об исполнении сметы не
регламентирован. Филиалы готовят отчет���������������������
s��������������������
об исполнении одновременно по трем различным принципам: потреблению, закупкам
(поставке на склад), оплате. Получаемые отчеты об исполнении сметы не точны.
Проблемы в управлении денежными средствами
1. «Зависание»
������������ денежных
������������������������������������
средств на счетах филиалов.
Денежные средства перечисляются в филиалы ежедекадно в соответствии со сметой затрат, при этом не учитываются условия оплаты по договорам и смещение запланированных работ по времени,
что особенно характерно для работ инвестиционного характера. Все
это в совокупности с отсутствием реальной возможности перераспределять денежные средства между статьями (отсутствуют четкие
и однозначные правила перераспределения) приводит к тому, что
часть обязательств по договорам во время не погашаются, а часть
денежных средств, вместо того чтобы погашать эти обязательства
или вкладываться в финансовые инструменты, остаются лежать
«мертвым грузом» на счетах филиалов.
Зависание денежных средств на счетах филиалов не позволяет
эффективно вести финансовую деятельность и получать дополнительный доход.
2. ����������������������������������������������������
Функции Казначейства ограничены рамками Исполнительного Аппарата.
Руководитель Казначейства отвечает только за оперативное управление денежными средствами в рамках ИА. Таким образом, нет
единого ответственного за управление денежными средствами в целом по Обществу.
3. ������������������������������������������������������
Сильно упрощенный механизм управления кредиторской задолженностью.
В настоящее время все управление кредиторской задолженностью сводится к наличию типовых договоров, с условиями оплаты:
30 % предоплаты и 70 % по факту выполнения работ. Это приводит
к тому, что контрагенты, готовые работать без предоплаты, ее все
равно получают, а для контрагентов (очень часто безальтернатив56
ных), требующих большую величину предоплаты, делается исключение.
Общие проблемы
1. Отсутствие
�������������������������������������������������������
делегирования полномочий, дублирование функций.
У ОДУ отсутствуют полномочия, позволяющие принимать решения по соответствующим РДУ. В частности ОДУ не имеет полномочий окончательного согласования и утверждения сметы затрат
РДУ. Тем не менее, ОДУ проверяет сметы РДУ. В результате проверка и согласование смет затрат осуществляется в два круга: сначала
сметы затрат проходят по соответствующим инстанциям в ОДУ, затем по соответствующим инстанциям в ИА. При утверждении сметы РДУ в ИА интересы РДУ представляет ОДУ. Проверку всех смет,
определение лимитов и одобрение корректировок для каждого РДУ
осуществляет непосредственно ИА.
Проверка договоров осуществляется на всех уровнях (РДУ, ОДУ,
ИА). При этом конкретных правил и критериев проверки нет, отсутствует четкая ответственность. Договора проверяются на предмет правильности заполнения, а не на экономическую обоснованность/соответствие плану.
2. Разделение
����������������������������������������������������
деятельности на текущую и инвестиционную
осуществляется в соответствии с российскими бухгалтерскими
стандартами, а не с управленческой точки зрения.
Отнесение задач и необходимых для них ресурсов к инвестиционным осуществляется в соответствии с российским ПБУ. Данная
трактовка инвестиций приводит к тому, что планирование инвестиционной деятельности подменяется планированием закупок основных средств, используемых большей частью в операционной деятельности.
Указанные проблемы определяют актуальность модернизации
системы финансово-экономического управления и корректировки
принципов управления.
2.2. Принципы модернизации
финансово-экономического управления ЦДУ ЕЭС
Для корректировки действующей системы финансово-экономического управления ЦДУ ЕЭС предлагаются следующие принципы
[41]:
• Принцип централизованного управления доходами и поступлениями. Планирование, ведение договорной работы и сбор финан57
совых поступлений от основной деятельности Общества осуществляется в Исполнительном Аппарате (ИА).
В силу того, деятельность, приносящая дополнительные доходы, осуществляется непосредственно в филиалах, а, следовательно, может быть однозначно и объективно соотнесена с ними,
а также в силу незначительности этих доходов и поступлений,
управление ими (планирование и сбор) производится по месту
осуществления такой деятельности (в филиалах).
• Принцип распределения ресурсов под согласованные задачи. Планирование и распределение ресурсов производится на
основе утвержденных планов (долгосрочных, среднесрочных,
текущих), содержащих перечень задач планового периода всех
структурных подразделений общества.
• Принцип выделения функциональных центров ответственности. Необходимость выделения функциональных центров ответственности обусловлена потребностью Общества в централизованном управлении отдельными функциональными
направлениями по Обществу. Количество центров ответственности может изменяться в зависимости от значимости и необходимости в централизованном управлении соответствующими
функциональными направлениями. Руководители функциональных центров ответственности являются членами Бюджетного комитета.
• Принцип коллегиального 2-х ступенчатого принятия решений по распределению ресурсов. Принятие решения о выделении ресурсов филиалам осуществляется в два этапа:
• распределение ресурсов под задачи исполнительного аппарата, для выполнения общесистемных проектов и под задачи
объединенных диспетчерских управлений (включая потребности РДУ);
• распределение выделенных ресурсов каждым ОДУ под его
собственные задачи и задачи подчиненных ему РДУ.
Распределение ресурсов на каждом из этапов осуществляется
коллегиальным органом – Бюджетным комитетом (БК исполнительного аппарата, БК каждого ОДУ). Данный механизм позволит сбалансировать величину распределяемых ресурсов с потребностями филиалов (которые вытекают из решаемых ими
задач), и, в случае необходимости, принимать компромиссные
решения, учитывающие интересы всех участников данного процесса. Деятельность бюджетных комитетов регламентирована
соответствующими нормативными документами Общества.
58
• Принцип оперативного контроля за исполнением решений
по расходованию ресурсов. Оперативный контроль за исполнением решений по расходованию ресурсов осуществляется в двух
точках:
• при заключении договоров или принятии решений о разовых закупках (по счетам);
• при выдаче ресурсов для потребления
• при принятии решения о проведении платежей.
Специалист, осуществляющий оперативный контроль (далее
– Контролер), производит проверку договоров на соответствие
плану закупок и проверку заявок на оплату на соответствие исполнению обязательств по заключенным договорам (проверяет
факт выполнения работ, соответствие условиям оплаты и др.).
В силу географической удаленности филиалов Контролеры располагаются непосредственно на территории филиалов.
• Принцип централизованного управления денежными потоками. Централизованное управление денежными потоками производится путем создания «Расчетного центра» в исполнительном аппарате, который осуществляет платежи по финансовым
обязательствам Общества. Филиалы Общества ведут договорную работу, получают необходимые товарно-материальные ценности и услуги, готовят заявки на оплату со всеми необходимыми банковскими реквизитами и подают их в расчетный центр.
Расчетный центр проводит оплату возникших обязательств.
Расчетный центр является частью казначейства Общества.
Данный принцип не предполагает проведение всех платежей
централизовано. Заработная плата и другие регулярные платежи могут производится через расчетные счета филиалов на местах.
В табл. 2.1 в краткой форме представлено сходство и отличие
предлагаемых принципов построения системы финансово-экономического управления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от существующих
в настоящее время.
Таблица 2.1
Сравнение принципов ФЭУ ОАО «СО-ЦДО ЕЭС»
Существующие принципы управления
Распределение ресурсов по лимитам, задачи определяются по
выделенным лимитам
Предлагаемые принципы управления
Распределение ресурсов под согласованные задачи
59
Окончание табл. 2.1
Существующие принципы управления
Предлагаемые принципы управления
Распределение ресурсов сверху
вниз: ИА → филиалы ОДУ и РДУ
Коллегиальное двухступенчатое
принятие решений по распределению ресурсов: ЦДУ → ОДУ, ОДУ
→ РДУ
Выделение функциональных
центров ответственности (только
заработная плата)
Выделение функциональных центров ответственности
Отсутствие оперативного контроля
за исполнением решений по расходованию ресурсов. Частичный
контроль осуществляется путем
ограничения финансирования и
наложения лимитных ограничений на проведение платежей.
Организация оперативного контроля за исполнением решений по
распределению и использованию
ресурсов (заключение договоров,
выполнение работ и проведение
платежей)
Децентрализация выплат.
Отсутствие деятельности по управлению свободными ресурсами.
Осуществление централизованных
займов
Централизация управления
денежными потоками (с целью
организации оптимального управления свободными и заемными
денежными средствами)
Схема распределения ресурсов, проведения закупок и выплат,
построенная на основе вышеперечисленных принципов показана
на рис. 2.2.
Распределение ресурсов происходит с учетом задач всех филиалов, а также задач, поставленных исполнительным аппаратом для
всего ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС». На этом этапе происходит выделение
ресурсов под функциональные направления, а также распределение ресурсов, не вошедших в функциональные направления, между ОДУ и группами РДУ (затем ОДУ распределяют затраты между
своими РДУ). Итогом данного этапа являются утвержденные сметы филиалов и центрального аппарата, на основе которых планируются и принимаются планы закупок, в том числе и централизованных.
На следующем этапе происходит заключение договоров, в соответствии с утвержденными планами закупок. Все договора до
подписания происходят обязательные проверки на соответствие
плану закупок: непревышение суммы обязательств по договору
выделенному лимиту и соответствие назначения договора виду работ, указанных в данном плане закупок. Таким способом обеспечивается выполнение утвержденного финансово-экономического
плана.
60
Т ех н ичес кая п олитика, п рограм м ы
ИА
ОДУ
Предложения
РДУ
Программ ы, м ероприятия
Программы, м ероприятия
ИА
ОДУ
РДУ
Утвержденная смета ЦДУ
Утвержденная смета РДУ
Утвержденная смета ОДУ
ОДУ
ИА
РДУ
то
Ав
ри
е
ны
ан
в
зо
ки
яв
за
Авториз.заявки
План м елких расход ов, З/п
Контроль ИА
План цен трализованн ых закупок
План мелких расходов, З/п
Рис. 2.2. Схема распределения ресурсов, проведения закупок и выплат
Задачи РДУ
Задачи ОДУ
Зад ачи ЦДУ
Функциональные сметы
Централ. программы
Предварительные лимиты
Предварительные лимиты
Утверж.свод. см ета ОДУ
Утверж.смета РДУ
Сводная смета ОДУ
Смета РДУ
Закупки
(закл. договоров,
выполнение по ним
обязательств)
Авт
ори
Распределение
ресурсов
(Планирование затрат)


РДУ
З/П РДУ
Мелкие расходы
РДУ
Выплаты
Выплаты
З/П ОДУ
Мелкие расходы
ОДУ


Обязательства
ЦДУ
Обязательства
по договорам
ОДУ, РДУ
Выплаты
ОДУ


ИА
Платежи
Трансферты (на зарплату и мелкие расходы)
Планирование
деятельности
(задачи)
зая
вки
зо в
анн
ые
Предложения
61
Этап платежей тесно связан с этапом заключения договоров.
После исполнения контрагентом обязательств по договору и закрытия его соответствующим актом, в исполнительный аппарат
(ЦДУ) направляется авторизованная заявка на платеж по данному договору. ЦДУ напрямую платит всем контрагентам филиалов.
Денежные средства на заработную плату и регулярные расходы
исполнительный аппарат направляет на счета ОДУ и РДУ.
Содержание каждого из этапов финансово-экономического управления уточняется в соответствии с предлагаемой трехуровневой схемой управления ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС».
Распределение ресурсов
Распределение ресурсов (планирование затрат) является ключевым процессом всей системы финансово-экономического управления, так как именно на этом этапе определяется количество и
состав ресурсов, необходимых ИА и каждому из филиалов для
осуществления деятельности в плановом периоде.
Правильное и сбалансированное распределение ресурсов определяет эффективность оперативной деятельности и достижение
поставленных целей Общества.
Ключевым элементом распределения ресурсов в трехуровневой системе управления ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» (рис. 2.3) является
Бюджетный комитет исполнительного аппарата (БКИА). В БКИА
входят представители исполнительного аппарата и представители
всех ОДУ. На основании плана доходов и поступлений БКИА распределяет ресурсы (планирует затраты будущего периода) по трем
основным направлениям: затраты функциональных направлений,
затраты подразделений и перспективные проекты.
Затраты отдельных РДУ Бюджетным комитетом исполнительного аппарата не определяются. Такие затраты распределяются
бюджетными комитетами соответствующих ОДУ (объединенных
филиалов), куда входят представители каждого РДУ, отнесенного
к зоне ответственности данного ОДУ. Таким образом, осуществляется принцип децентрализации распределения ресурсов (планирования затрат), что снижает нагрузку на исполнительный аппарат
ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», ускоряет процедуру распределения ресурсов и позволяет планировать затраты исходя из конкретных потребностей каждого филиала (РДУ).
Применение данной схемы позволит более эффективно распределять ресурсы для решения поставленных задач Общества на
всех его уровнях управления.
62
ЦДУ-> ОДУ:
Смета заработной платы
Статьи, категории перс.
___________________
___________________
Функциональная смета ...
Мероприятия
____________
____________
Даты
______
______
Инвестиционные проекты
Мероприятия
____________
____________
Доходы
ЦДУ, ОДУ, РДУ
(в нат. пок. и ден .выраж)
Проекты
(не
текущая
деятель ность)
ЦДУ, ОДУ, РДУ
(в нат. пок. и ден .выраж)
Бюджетный
комитет
Резерв
...
ЦДУ, ОДУ, РДУ
(в нат. пок. и ден .выраж)
Даты
______
______
ЦДУ
ОДУ
ОДУ
ОДУ
ОДУ
ОДУ
ОДУ
ОДУ
ЦДУ
ОДУ
ОДУ
ОДУ
ОДУ
ОДУ
ОДУ
ОДУ
Сводные сметы ОДУ
ОДУ-> РДУ:
Смета заработной платы
Статьи, категории перс.
___________________
___________________
Функциональная смета ...
Мероприятия
___________
___________
Даты
______
______
Инвестиционные проекты
Мероприятия
___________
___________
Даты
______
______
ОДУ
ЦДУ, ОДУ, РДУ
(в нат.пок. и ден . выраж)
ЦДУ, ОДУ, РДУ
(в нат.пок. и ден . выраж)
Бюджетный
комитет
Резерв
...
ЦДУ, ОДУ, РДУ
(в нат.пок. и ден . выраж)
ОДУ
РДУ
РДУ
РДУ
РДУ
РДУ
РДУ
РДУ
ОДУ
РДУ
РДУ
РДУ
РДУ
РДУ
РДУ
РДУ
Сметы филиалов
Рис. 2.3. Схема распределения ресурсов
63
Контроль закупок
Оперативный контроль закупок предполагает контроль процесса заключения договоров и проведения разовых закупок (осуществляемых без договора).
В действующую схему проведения закупок предлагается ввести
еще одно звено (рис. 2.4), с помощью которого будет осуществляться
контроль заключения договоров и проведение разовых закупок.
Потребность
в закупке
Подготовка
проекта
договора
Ответственный
исполнитель
Проверка на
соответствие
плану закупок
Контролер
Подписание
договора
Заключение
договора
Заключенный
договор
Директор
филиала
Ответственный
исполнитель
Рис.2.4. Пример процесса заключения договоров на закупки с элементами контроля.
Специально уполномоченное лицо (контролер) обрабатывает проект договора на соответствие плану закупок. В его функции входит
уточнение наличия в плане закупки, предусмотренной данным договором, и проверка соответствия суммы обязательств по договору
запланированной величине. Все договора и разовые закупки проходят обязательную авторизацию контролером.
Контроль выплат
Как и в процессе закупок, в процессе проведения платежей появляется новый шаг по проверке выполнения договорных обязательств (рис. 2.5).
Подготовка
заявки
Потребность
оплате
Ответственный
исполнитель
Проверка
выполнения
договорных
обязательств
Контролер
Утверждение
заявки
Проведение
платежа
Проведенная
оплата
Директор
филиала
Казначейство
Рис.2.5. Пример процесса проведения платежа с элементами контроля.
Контролер получает заявку на проведение оплаты по договору,
проверяет выполнение обязательств по этому договору (наличие
документов, подтверждающих факт выполнения работ, поставок
материальных ценностей, а также сумму ранее авторизированных
платежей, в том числе авансовых) и передает заявку на утверждение
директору филиала. На основе утвержденной заявки казначейство
осуществляет платеж.
64
2.3 Основные элементы
финансово-экономического управления ЦДУ ЕЭС
Основными элементами структуры финансово-экономического управления являются центры ответственности. В качестве
центров ответственности, как отмечено в подразделе 2.1, выделены руководители ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», несущие ответственность за
один (или несколько) из этапов или направлений годового планирования. Центрами ответственности являются: в РДУ – директора
РДУ; в ОДУ – генеральные директора ОДУ; в ЦДУ – Председатель
Правления, заместители Председателя Правления, директор по
развитию рынка и руководители функциональных центров ответственности:
• ���������������������������������������������������������
ответственный за функциональное направление «Содержание,
эксплуатация и ремонт помещений, зданий и сооружений» – Директор по управлению собственностью;
• ���������������������������������������������������������
ответственный за функциональное направление «Содержание,
эксплуатация и ремонт оборудования, оргтехники и инвентаря» –
Директор по информационным технологиям;
• ответственный
������������������������������������������������������
за функциональное направление «Обучение
персонала» – Начальник Департамента управления персоналом;
• ��������������������������������������������������������
ответственный за функциональное направление «ГО, ЧС, безопасность и секретность» – Директор по безопасности и специальным программам;
• ответственный
������������������������������������������������������
за функциональное направление «Страхование» – Начальник Департамента финансово-экономического планирования;
• ответственный
����������������������������������������������������������
за функциональное направление «Оплата труда
персонала» – Начальник Департамента финансово-экономического
планирования
Начальники указанных направлений несут ответственность за
планирование затрат и закупок в рамках этих функциональных направлений, а директора филиалов и Исполнительного Аппарата несут ответственность за планирование затрат и закупок всего филиала. Таким образом, в каждом филиале по каждому функциональному направлению возникает двойная ответственность между начальниками функциональных подразделений и директорами филиалов.
Для увеличения эффективности распределения ресурсов и улучшения управленческих решений при планировании, финансовая система будет представлять собой матричную структуру [11, 39].
Планирование доходов и поступлений осуществляется в соответствии со статьями классификатора, в котором выделены две
65
группы статей: Доходы от основной деятельности, Доходы от прочей деятельности, по которым осуществляется планирование доходов Общества. Группа статей «Доходы от прочей деятельности» расшифровывается по статьям: доходы от аренды, доходы от оказания
консалтинговых услуг, доходы от реализации имущества, доходы
от финансовой деятельности и прочие доходы.
Планирование затрат осуществляется в соответствии со статьями «Классификатора по назначению», в котором выделены три
основные группы статей: затраты на производство, административные затраты и общие затраты, кроме того, дополнительно выделены
две группы статей: амортизация и затраты на покупку основных
средств, не входящих в инвестиционную программу. Каждая из
перечисленных групп разбивается на несколько назначений, которые, в свою очередь, имеют расшифровку по элементарным статьям
затрат. Целью Классификатора в части затрат является планирование, балансировка и корректировка затрат при условии выявления
приоритетности каждого назначения и создания возможности для
детального анализа и осуществления контроля за затратами.
Планирование закупок осуществляется в соответствии со статьями «Классификатора по видам затрат». В закупках ОАО «СО – ЦДУ
ЕЭС» материалы имеют незначительную долю, а основной объем
приходится на закупки услуг, которые делятся по направлениям,
соответствующим «Классификатору по назначению». Именно поэтому формировать план закупок целесообразно в соответствии со
статьями «Классификатора по назначению» пренебречь остатками
материалов на счетах.
Состав функциональных блоков финансовой структуры Общества и соответствующие взаимосвязи между ними показаны на диаграмме (рис. 2.6).
В качестве критериев выделения объектов системы финансовоэкономического управления (функциональных блоков) приняты:
• Критерий различия принципов принятия решений: методы
планирования, правила распределения полномочий и ответственности, принципы принятия решений различаются для каждого из
функциональных блоков;
• Критерий применимости существующей практики группировки финансово-экономических показателей: устоявшаяся практика проведения группировки финансово-экономических показателей рассматривается как заданный внутренний параметр системы
ФЭУ;
• Критерий существенности: группы финансово-экономических показателей ранжируются, исходя из принципа значимости и
66
Доходы
(выручка)
Поступления
Затраты
текущей
деятельности
...
Зарплата
Налоги
...
Инвестиционные
затраты
Основные
средства
Дебиторская
задолженность
/
Авансы
полученные
Баланс
Финансовая
деятельность
(Займы,
размещения
денежных
средств)
Ввод / вывод / учет
Начисление
амортизации
Кредиторская
задолженность
/
Авансы
выданные
Закупки
Основные
финансовые
отчеты
Выплаты
Отчет о прибылях и
убытках
Отчет о движении
денежных средств
КПД предприятия и
аналитические
отчеты
Рис. 2.6. Состав функциональных блоков системы ФЭУ
существенности, их использование осуществляется в соответствии
с присвоенным рангом для каждого из выделенных функциональных блоков.
БЛОК «ДОХОДЫ»
Доходы (Д) – увеличение экономических выгод в течение отчетного (планируемого) периода в форме поступления денежных
средств или прироста активов, или сокращения обязательств, приводящее к увеличению капитала, не связанное со взносами собственников компании.
Основные принципы формирования доходов СО-ЦДУ: Для СОЦДУ целесообразно централизованное управление доходами и поступлениями. Планирование доходов осуществляется в разбивке по
видам деятельности. Доходы от основной деятельности (предоставления услуг оперативно-диспетчерского управления) образуются
через тариф, умноженный на установленную мощность электростанций. Обеспечение высокого уровня доходов возможно путем
обоснования и защиты в ФСТ необходимого уровня тарифа оплаты
услуг, эффективного ведения договорной работы, связанной с реализацией услуг и др. Доходы от прочей деятельности включают доходы от консультационной деятельности СО-ЦДУ, от сдачи имущества в аренду и реализации имущества СО-ЦДУ, от долгосрочных
финансовых вложений. Важен своевременный сбор поступлений
в максимально полном объеме.
67
БЛОК «ДЕБИТОРСКАЯ ЗАДОЛЖЕННОСТЬ/АВАНСЫ ПОЛУЧЕННЫЕ»
Дебиторская задолженность (Дз) – сумма начисленных, но не оплаченных обязательств контрагентов перед компанией.
Авансы полученные (Ап) – поступления, не покрытые поставкой
товаров или оказанием услуг.
На основании данных о доходах и остатках дебиторской задолженности планируются статьи баланса: «Авансы полученные» и
«Дебиторская задолженность».
БЛОК «ПОСТУПЛЕНИЯ»
Поступления – денежные средства или другие средства оплаты,
получаемые компанией. После окончания процесса планирования
доходов и остатков балансовых статей запускается процесс планирования поступлений денежных средств от основной деятельности
Общества. Кроме того, при планировании доходов, поступлений и
дебиторской задолженности необходимо учитывать финансовую деятельность Общества.
Доходы, дебиторская задолженность и авансы полученные образуют Поступления (П) и связаны следующим образом:
П=Д+∆Ап–∆Дз
Поступления формируются на основе доходов, изменения авансов
полученных и изменения дебиторской задолженности за планируемый период.
БЛОК «ЗАТРАТЫ»
Затраты текущей деятельности (З) – стоимость ресурсов, израсходованных в течение определенного периода при осуществлении компанией ее основной и вспомогательной оперативной деятельности.
Решаемые задачи:
• Обеспечение потребностей Исполнительного Аппарата и филиалов в ресурсах, необходимых для ведения текущей деятельности;
• Эффективное управление затратами (при фиксированной величине расходования ресурсов выполнение большего числа задач);
Основными принципами формирования затрат СО-ЦДУ являются:
• Распределение ресурсов под согласованные задачи;
• Планирование затрат по функциональным направлениям.
• двухступенчатый механизм распределения ресурсов: ЦДУ →
ОДУ, ОДУ → РДУ.
• Коллегиальный орган подготовки и согласования решений по
распределению ресурсов – Бюджетный комитет
68
БЛОК «ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ»
Инвестиционные затраты (И) – затраты, связанные с ведением
инвестиционных проектов Общества.
Затраты на покупку основных средств, которые не относятся
к инвестиционным проектам, не являются инвестиционными затратами и планируются в смете текущих затрат Общества.
В процессе планирования затрат Общества производится разделение процесса на планирование затрат текущей деятельности (расходы) и планирование инвестиционных затрат. Эти два процесса
планирования имеют разные временные контуры.
БЛОК «ЗАКУПКИ»
Закупки (ЗАК)– ресурсы, которые необходимо приобрести компании (сырье, материалы, комплектующие, услуги и т. д.) для ведения хозяйственной деятельности.
На основе затрат (З) формируется план закупок. Процесс планирования закупок начинается после окончания процесса планирования затрат текущего года. Закупки планируются в зависимости
от плановой потребности в материалах и услугах с разбивкой по
месяцам. В процессе планирования закупок по причине незначительности не учитываются остатки по статье материальных запасов
Общества.
БЛОК «КРЕДИТОРСКАЯ ЗАДОЛЖЕННОСТЬ/АВАНСЫ ВЫДАННЫЕ»
Кредиторская задолженность (Кз) – сумма начисленных, но не
оплаченных обязательств компании, отражающая ее задолженность перед контрагентами.
Авансы выданные (Ав) – выплаты, не покрытые поставкой товаров или оказанием услуг.
БЛОК «ОСНОВНЫЕ СРЕДСТВА»
Основные средства (���
OC�) – совокупность материально-вещественных ценностей, используемых в качестве средств труда и действующих в натуральной форме в течение длительного времени, как
в сфере материального производства, так и в непроизводственной
сфере.
Процесс планирования и учета основных средств непосредственно связан с процессом планирования затрат. В процессе планирования инвестиционных затрат следует учитывать их влияние на
остатки основных средств на балансе, а в процессе планирования
затрат текущей деятельности следует учитывать влияние остатков
основных средств на величину амортизации.
69
БЛОК «ВЫПЛАТЫ»
Выплаты (В) – передача денежных средств или других средств
оплаты в счет обязательств или авансовых платежей (оцененные по
справедливой стоимости).
После завершения процессов планирования закупок и планирования затрат осуществляется процесс планирования выплат денежных средств, в котором должны быть учтены условия расчетов
с кредиторами. Кроме того, при планировании выплат и кредиторской задолженности необходимо учитывать финансовую деятельность Общества.
Выплаты формируются на основе затрат текущей деятельности (З)
(без учета амортизации) и инвестиционных затрат (И), а также через
изменение Авансов выданных и кредиторской задолженности:
В= Зак+Опл.труда+Налоги+∆Ав–∆Кз
БЛОК «ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ»
Финансовая деятельность – деятельность, связанная с изменением объема и состава собственного капитала и заемных средств компании, а также с размещением свободных финансовых ресурсов.
Процесс планирования финансовой деятельности Общества тесно связан с процессами планирования доходов и расходов, а также
поступлений и выплат денежных средств. В процессе планирования финансовой деятельности Общества необходимо учитывать как
финансовые вложения последнего, так и выплаты по кредитным
обязательствам и займам.
БЛОК «ОСНОВНЫЕ ФИНАНСОВЫЕ ОТЧЕТЫ»
Основные финансовые отчеты – отчеты, отражающие финансово-экономическое положение компании: баланс, отчет о прибылях
и убытках, отчет о движении денежных средств.
Результатом планирования являются сформированные вышеуказанные отчеты и соответствующие финансовые показатели.
БЛОК «КПД и АНАЛИТИЧЕСКИЕ ОТЧЕТЫ»
КПД – финансовые и нефинансовые показатели, характеризующие ключевые аспекты деятельности компании, используемые менеджерами для принятия управленческих решений.
Выводы по разделу 2
1. ����������������������������������������������������������
В результате анализа организации финансово-экономического
управления ОАО «СО ЦДУ ЕЭС» определены проблемы, требующие
решения при модернизации системы ФЭУ: неэффективная система распределения ресурсов, отсутствие финансово-экономической
70
ответственности у технологических и административных служб
за производимые ими согласования договоров, отсутствие явных
резервов у руководителей филиалов, отсутствие реально действующего годового планирования, нецелостная система контроля, проблемы в управлении денежными средствами, отсутствие делегирования полномочий и дублирование функций.
2. �����������������������������������������������������
Необходимым условием формирования прозрачной системы
регулирования и тарифообразования, определения справедливой
регуляторной базы капитала и нормы возврата на вложенный капитал является формирование Федеральной сетевой компании, создание которой обеспечит оптимальную ликвидность и способность
привлекать заемные средства, что, в конечном итоге, обеспечит снижение стоимости капитала и, как следствие, сдерживание роста тарифов.
3. Для
�����������������������������������������������������
выделения функциональных блоков при модернизации
системы финансово-экономического управления ЦДУ ЕЭС предложены критерий различия принципов принятия решений, критерий
применимости существующей практики группировки финансовоэкономических показателей, критерий существенности.
4. �����������������������������������������������������
Основными структурными элементами системы ФЭУ являются центры ответственности, персонифицирующие ответственность
за определенные финансово-экономические показатели. Обосновано распределение зон ответственности центров при распределении
ресурсов.
5. ������������������������������������������������������
Модернизация действующей системы финансово-экономического управления ЦДУ ЕЭС должна быть основана на следующих
принципах: принцип централизованного управления доходами и
поступлениями, принцип распределения ресурсов под согласованные задачи, принцип выделения функциональных центров ответственности, принцип коллегиального двухступенчатого принятия
решений по распределению ресурсов, принцип оперативного контроля за исполнением решений по расходованию ресурсов, принцип
централизованного управления денежными потоками,
6. �����������������������������������������������������
На основании предложенных принципов обоснована схема
распределения ресурсов, проведения закупок и выплат, обеспечивающая эффективность финансово-экономического управления.
7. Для
������������������������������������������������������
увеличения эффективности распределения ресурсов и
улучшения управленческих решений планирование доходов и поступлений должно осуществляться в соответствии со статьями разработанного классификатора, в котором выделены доходы от основной деятельности и доходы от прочей деятельности.
71
8. Для
����������������������������������������������������������
планирования, балансировки и корректировки затрат при
условии выявления приоритетности каждого назначения, анализа
и осуществления контроля за затратами предложен «Классификатор по назначению», в котором выделены затраты на производство,
административные затраты и общие затраты, и дополнительно выделены амортизация и затраты на покупку основных средств, не
входящих в инвестиционную программу. Каждая из групп разбивается на несколько назначений, уточняемых по элементарным статьям затрат.
72
3. Стратегическое планирование деятельности
энергосбытовых компаний
в Средневолжском регионе
Энергосбытовая деятельность потенциально является одним из
наиболее конкурентных сегментов электроэнергетической отрасли. В настоящий момент на региональных энергосбытовых рынках
присутствует конкуренция между выделяющимися из АО-энерго
энергосбытовыми компаниями, традиционными оптовыми перепродавцами электроэнергии в лице муниципальных распределительных сетей и новыми игроками рынка. По мере либерализации
розничного рынка конкуренция будет только ужесточаться и энергосбытовыми компаниям необходимо уже сегодня начинать подготовку к эффективному функционированию в новых условиях.
Именно с этим связана актуальность анализа условий и перспектив
деятельности для региональных энергосбытовых организаций, ориентированных на создание структуры сбыта энергии, соответствующей основным принципам реформирования отрасли.
Стратегическое планирование деятельности энергосбытовых
компаний должно учитывать региональные особенности по объемам и структуре энергопотребления, действующим и перспективным технологическим мощностям, межрегиональным связям.
Именно поэтому анализ деятельности ЭСК и анализ организации
системы управления энергосбытовой деятельностью выполнен на
примере Средневолжского региона, Сибири и Дальнего Востока,
Республики Саха (Якутия), в полной мере представляющих специфику региональных энергорынков, а полученные результаты и прогнозные оценки могут быть распространены и на другие регионы
Российской Федерации.
3.1. Анализ структуры и объемов потребления электроэнергии
в Средневолжском регионе
Структура потребления электроэнергии по Средневолжскому региону представлена в табл. 3.1 [38].
Структура потребления в регионе представлена тремя основными категориями потребителей: крупными предприятиями (присоединенная мощность > 20 МВА), населением и прочими потребителями.
В процентном соотношении доля крупных потребителей составляет более трети общего потребления электроэнергии по региону,
в частности: в г. Самаре – 39,5 %, в г. Саратове – 42,0 %; в г. Ульяновске – 34,7 % (рис. 3.1).
73
Таблица 3.1
Структура потребления электроэнергии
в Средневолжском регионе (2006 г.)
Самарский регион
Потребление по региону, млн. кВт-ч, в т.ч.
потребление ОАО «Самараэнерго», млн. кВт-ч, в том числе
21518
20317
Крупные потребители
39,5%
Население, всего, в т.ч.
11,7%
обслуживаемое напрямую АО-энерго
2,4%
обслуживаемое ОПП
9,3%
Прочие потребители, всего, в т.ч.
48,8%
у АО Энерго
36,3%
у ОПП
12,6%
Саратовский регион
Потребление по региону, млн. кВт-ч, в т.ч.
потребление ОАО «Саратовэнерго», млн. кВт-ч, в том
числе
8631
8631
Крупные потребители
42,0%
Население, всего, в т.ч.
21,4%
обслуживаемое напрямую АО-энерго
7,09%
обслуживаемое ОПП
14,4%
Прочие потребители, всего, в т.ч.
36,7%
у АО Энерго
18,5%
у ОПП
18,2%
Ульяновский регион
Потребление по региону, млн. кВт-ч, в т.ч.
5756,0
В т.ч. потребление ОАО «Ульяновскэнерго», млн. кВт-ч,
в том числе
5351,3
Крупные потребители
34,7%
Население, всего, в т.ч.
18,1%
обслуживаемое напрямую АО-энерго
4,1%
обслуживаемое ОПП
14,0%
Прочие потребители, всего, в т.ч.
47,2%
у АО Энерго
29,2%
у ОПП
17,9%
74
Крупные потребители
Население
Прочие потребители
Рис. 3.1. Структура потребления электроэнергии
в Средневолжском регионе по категориям потребителей
Доля населения, как потребителя электроэнергии, колеблется
от одной десятой (г. Самара – 11,7 %) до одной пятой (г. Саратов –
21,4 %, г. Ульяновск – 18,1 %). Предоставление электроэнергии
населению, как потребителю, (рис. 3.2) осуществляется либо напрямую АО-энерго (доля потребителей, обслуживаемых напрямую
АО-энерго, составляет не более 1/3 от совокупного потребления категорией «население» электроэнергии: г.Самара – 2,4 %, г.Саратов –
7,09 %, г.Ульяновск – 4,1 %), либо через оптовых потребителей-перепродавцов (ОПП) (доля потребителей, обслуживаемых ОПП, составляет 2/3 от совокупного потребления категорией «население»
электроэнергии: г.Самара – 9,3 %, г.Саратов – 14,4 %, г.Ульяновск –
14,0 %).
обслуживаются АО�энерго
обслуживаются ОПП
Рис. 3.2. Структура предоставления электроэнергии категории
потребителей «население»
ОПП покупают электроэнергию у АО-энерго и обслуживают достаточно большой сегмент категории потребителей – «население».
АО-энерго поставляет ОПП электроэнергию по заниженному тарифу, учитывающему высокую долю обслуживаемого населения
в структуре потребления (перекрестное субсидирование), соответ75
ственно, ОПП принимают на себя риски неплатежей как населения,
так и прочих потребителей электроэнергии.
Доля прочих потребителей в структуре потребления электроэнергии в рассматриваемом регионе достаточно высока и составляет от одной трети (г. Ульяновск – 36,7 %) до практически половины
уровня потребления электроэнергии в регионе (г. Самара – 48,8 %,
г. Ульяновск – 47,2 %), при этом через ОПП обслуживается половина «прочих потребителей» в г. Саратове (18,2 %) и более одной трети
в г. Самаре (12,6 %) и г. Ульяновске (17,9 %) (рис. 3.3).
обслуживаются АО�энерго
обслуживается ОПП
Рис. 3.3. Структура предоставления электроэнергии категории «прочие
потребители»
Таким образом, энергосбытовая деятельность в Средневолжском регионе фактически разделена на два сегмента: обслуживание
крупных и средних потребителей – конкурентный сегмент; и обслуживание населения и прочих мелких, то есть выполнение функции
гарантирующего поставщика на неконкурентном сегменте рынка
с повышенной долей риска [38].
Крупные промышленные потребители электрической энергии
в Средне-волжском регионе обслуживаются либо АО-энерго, либо
независимыми ЭСО, свободными в определении условий договоров
с потребителями, включая цену договора и право на отказ в поставках энергии потребителям.
Самарский регион
В табл. 3.2 сведены крупные потребители электроэнергии, их
принадлежность к финансовым группам, поставщики электроэнергии, обслуживающие данных потребителей [38].
Анализ данных табл. 3.2 показывает, что в настоящий момент
ОАО «Самараэнерго» обслуживает 71 % крупных промышленных
потребителей электроэнергии региона. ЭСО представлены следую76
77
ОАО «Самараэнерго»
900,0
680,0
620,0*
500,0
460,0
380,0*
310,0*
275,0
ЗАО «Куйбышевазот»
ООО «Тольятикаучук»
«Куйбышевская железная дорога» – филиал ОАО
«РЖД»
ОАО «Самарский металлургический завод»
ОАО «Тольяттиазот»
ОАО «Новокуйбышевский НПЗ»
ОАО «Сызранский НПЗ»
ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания»
ЗАО «Нефтехимия»
ОАО «Моторостоитель»
ОАО «Пластик»
ОАО «Куйбышевский НПЗ»
ООО»Новокуйбышевский завод масел и присадок»
212,0
180,0
150,0
97,0*
68,0*
ООО «Русэнергосбыт»
215,0
ОАО «Самаранефтегаз»
Самостоятельно
ЭСКОМ (через ОАО ЭСКОМ
«Самараэнерго»)
ОАО «Самараэнерго»
ЭСКОМ (через ОАО ЭСКОМ
«Самараэнерго»)
ЭСКОМ (через ОАО ЭСКОМ
«Самараэнерго»)
ОАО «Самараэнерго»
ОАО «Самараэнерго»
51,5*
30%
2300,0
70%
Поставщик электроэнергии
ОАО «АвтоВАЗ»
Объем
потребления
э/э в 2006 г.,
млн. кВтч
ОАО «Биосинтез»
Потребитель
Крупные потребители в регионе (присоединенная мощность более 20 МВА)
СОК
Волгапромгаз
Юкос
Сибур
Юкос
ALCOA
Сибур
Юкос
ФПГ
Таблица 3.2
78
45,0
10,0
140,0
63,0
33,0
75,0
30,0
41,0
40,0
10,0
40,0
19,0
18,0
32,0
39,0
38,0
7,0
19,0
ООО «Волгопромхим»
ОАО «Жигулевские стройматериалы»
ОАО «Волгабурмаш»
ОАО «Салют»
ОАО «ЗИТ»
ОАО «Металлист-Самара»
ОАО КО «Россия»
ФГУП ОРТ ПЦ
ОАО «Самарский сталелитейный завод»
ЗАО «СПЗ-4»
ООО «ЗПП»
ЗАО «Балашейские пески»
ОАО «ЗАП»
ОАО «Промсинтез»
ОАО «АвтоВАЗагрегат»
ГУП «Металлист»
ОАО «Самарский завод клапанов»
21,0
ОАО «Трубоизоляция»
ОАО «СНТК им. Кузнецова»
75,0
Объем
потребления
э/э в 2006 г.,
млн. кВтч
ОАО «Авиакор – Авиационный завод»
Потребитель
30%
ОАО «Самараэнерго»
70%
Поставщик электроэнергии
АвтоВАЗ
Nestle
Холдинг «Тадем»
Волгапромгаз
ФПГ
Продолжение табл. 3.2
79
*
ОАО «Балтика»
*
30%
ОАО «Самараэнерго»
ОАО «Самараэнер- Русэнерго»
го-сбыт
ОАО «Самараэнерго»
ОАО «Самараэнерго»
Самостоятельно
Транснефтьсер-вис ТрансС (через ОАО «Са- нефтьмараэнерго»)
сервис С
ЗАО «СЭП»
ОАО «Самараэнерго»
ОАО «Самараэнерго»
70%
Поставщик электроэнергии
НОВАТЕК
ФПГ
*- крупные промышленные потребители, обслуживаемые независимыми энергосбытовыми компаниями.
ОАО «НОВАТЕК- Полимер»
215,0
*
ОАО «Приволжск-нефтепровод»
ООО «Самаратрансгаз»
*
ОАО «Северо-Западные МН»
60,0
*
ОАО «МН Дружба»
ОАО «ВЦМ»
*
Завод Трансформаторов
95,0
*
Станкостроительный завод
ОАО «СПЗ»
*
6,0
51,0
Объем
потребления
э/э в 2006 г.,
млн. кВтч
Завод ЗИМ
ОАО «Самарский завод Экран»
ОАО «Самарский завод «Электрощит»
Потребитель
Окончание табл. 3.2
щими компаниями: ЭСКОМ (21 % крупных промышленных потребителей), Русэнергосбыт (6 % крупных промышленных потребителей), Транснефтьсервис С (около 2 % крупных потребителей),
при этом указанные ЭСО участвуют на 70 % на РС через ОАО «Самараэнерго», а также ЗАО «СЭП». Многие крупные промышленные
предприятия, обслуживаемые ЭСО, имеют реальную возможность
выйти на оптовый рынок через соответствующих ЭСО или самостоятельно, если удовлетворяют требованиям получения статуса
участника ОРЭМ, в частности: ОАО «Самаранефтегаз», филиал
РЖД «Куйбышевская железная дорога», ОАО «Новокуйбышевский
НПЗ», ОАО «Сызранский НПЗ», ОАО «Куйбышевский НПЗ», ООО
«Новокуйбышевский завод масел и прокладок», ООО «Самаратрансгаз», что составляет потерю около 30 % совокупного объема потребления электроэнергии крупными промышленными предприятиями в регионе.
Часть крупных потребителей электроэнергии на настоящий момент уже являются участниками свободного сектора торговли оптового рынка, в частности: ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Новокуйбышевский НПЗ», ОАО «Сызранский НПЗ», ОАО «Куйбышевский
НПЗ».
Оптовые покупатели-перепродавцы покупают около 20 % объема производимой электроэнергии у ОАО «Самараэнерго», годовой
объем поставки электроэнергии ОПП представлен в табл. ���������
3.3 [38].
Таблица 3.3
Перечень ОПП и объемы поставок электроэнергии в г. Самаре
ОПП
Объем поставки (год),
млн кВт-ч.
ЗАО «Самарские городские электрические сети»
ОАО «Электросеть»
ЗАО «Энергетика и связь строительства»
ООО «Сызранская городская электросеть»
ЗАО «Кинельэнерго»
ООО «Энерго»
ООО «Энергобытобслуживание»
ООО «Энергозавод»
1808,861
932,6939
186,5388
163,928
130,0119
116,8223
62,17959
18,8423
Из перечисленных в табл. 3.3 ОПП некоторые предприятия,
а именно, ЗАО «Самарские городские электрические сети», ОАО
«Электросеть», ЗАО «Энергетика и связь строительства», имеют
возможность самостоятельно выйти на оптовый рынок электроэнергии.
80
Часть ОПП передают свое электроимущество в безвозмездное
пользование ОАО «Самараэнерго. К ним относятся: МУП «ЧелноВершинское ПОЖКХ», МУП ЖКХ «Утевское», ООО «Коммунальные
услуги» Комышлинского района. Совокупный объем покупки электроэнергии указанными ОПП составил в 2005 г. 21,2 млн кВт-ч.
Кроме того, необходимо учитывать желание ряда компаний войти на рынок: ОРТПЦ, «Дизаж М», «НОРЭМ», «Энергосбыт Курской
магнитной аномалии».
Анализ динамики и структуры потребления электроэнергии
в регионе представлен в табл. 3.4 [38].
Таблица 3.4
Динамика потребления электроэнергии, покупаемой
у ОАО «Самараэнерго» по группам потребителей
Прирост по сравнению
с прошлым годом, %
2006 г.
Доля, %
Объем потребления,
млн квтч
Прирост по сравнению
с прошлым годом, %
2005 г.
Доля, %
Объем потребления,
млн квтч
2004 г.
Доля, %
Объем потребления,
млн квтч
Группы потребителей
2003 г.
Промышленные потребители с присоединенной 10759,2 59,88 10902,3 60,28
мощностью
750 кВА и
выше
1,33
Промышленные потребители с при498,00
соединенной
мощностью до
750 кВА
2,77
730,4
4,04
46,67 793,6 4,62
8,65
Городской
электротранспорт
0,74
130,8
0,72
–1,43 120,8 0,70
–7,65
3,79
697,4
3,86
3,79
–6,44
132,70
Электрифицированный ж/д
681,00
транспорт
2,41
10149 59,03 –6,91
652,5
81
Окончание табл. 3.4
Прирост по сравнению
с прошлым годом, %
388,50
2,16
449,9
2,49
15,80 459,9 2,67
2,22
Производственные с/х
потребители
288,50
1,61
244,3
1,35 –15,32 285,4 1,66
16,82
Население,
всего
293,12
1,63 418,042 2,31
42,62 472,0 2,75
сельское
238,12
1,33
258,9
1,43
8,74
277,4 1,61
7,13
городское
55,00
0,31
159,1
0,88 189,27 194,6 1,13
22,31
Населенные
218,03
пункты, всего
1,21
166,0
0,92 –23,88 138,8 0,81 –16,40
58,96
0,33
71,7
0,40
159,07
0,89
94,3
0,52 –40,73 100,3 0,58
0,22 –46,36
6,39
–4,93
100,00
17194,0
0,65
100,00
18085,5
100,00
ИТОГО
38,5
12,91
4709,20 26,21 4346,4 24,03 –7,70 4122 23,97 –5,16
17968,25
городские
ОПП
21,60
Доля, %
Доля, %
Непромышленные
потребители,
всего
сельские
Объем потребления,
млн квтч
2006 г.
Объем потребления,
млн квтч
Прирост по сравнению
с прошлым годом, %
2005 г.
Доля, %
2004 г.
Объем потребления,
млн квтч
Группы потребителей
2003 г.
В динамике прослеживается ежегодное сокращение объемов
потребления различными категориями в целом на 5 %. Основным
источником снижения объемов потребления являются промышленные потребители (в частности с присоединенной мощностью свыше
750 кВА), потеря которых не может быть компенсирована ростом
объемов потребления электроэнергии ни одной из категорий потребителей. В 2006г по сравнению с 2005 г. сокращение объемов потребления выше указанной категорией потребителей электроэнергии превысило 7 % (около 800 млн кВтч).
82
83
209,7
194,5
192,9
199,5
201,1
190,8
115,5
31,1
131,2
10,6
219,4
189,6
257,6
211,3
190,2
170,3
53,5
33,0
126,1
16,9
40,2
13,5
91,5
МУП «Саратовводоканал»
ОАО «Балаковорезинотехника»
ООО «Балаковские минеральные удобрения»
ООО «Энергокомплекс» («Балаковское химволокно»)
ОАО «Вольскцемент»
ОАО «Саратовский НПЗ»
ОАО «Саратовский подшипниковый завод»
ООО «Промэнерго»
ОАО «Саратовстекло»
ОАО «Энгельсский троллейбусный завод»
ГНПП «Контакт»
ОАО «Трансамиак»
ОАО «Саратовнефтегаз»
13,3
110,2
40,6
269,4
277,4
ООО «Саратоворгсинтез»
1474,2
1395,2
919,3
396,0
255,8
1438,3
1372,4
924,0
387,6
261,1
70%
Поставщик
30%
ФПГ
Таблица 3.5
1466,2
ОАО «Саратовэнерго»
1407,7
РКС
961,2
Газпром
ОАО «СараРусэнер388,4
РЖД
тов-энерго»
госбыт
256,3
РЖД
ОАО «Саратовэнерго»
280,2
Лукойл
(планирует перейти на ОРЭ)
212,1
198,1
ОАО «Саратовэнерго»
217,9
Фосаграгро
ОАО «Саратовэнерго»
193,2
(планирует уйти к СЭП)
231,6
ОАО «Саратовэнерго»
206,3 Саратовэнерго ЕСНК-БП
ТНК-BP
131,7
37,7
ОАО «Саратовэнерго»
125,7
11,5
ОАО «Сара40,2
Дизаж М
тов-энерго»
14,3
ОАО «Саратовэнерго»
110,1
Годовой объем потребления э/э, млн.кВтч
2004г. 2005г. 2006г.
ЗАО «СПГЭС»
ОАО «Облкоммунэнерго»
ООО «Югтрангаз»
«Приволжская железная дорога» – филиал ОАО «РЖД»
«Юго-Восточная железная дорога» – филиал ОАО «РЖД»
Потребитель
Перечень крупных потребителей в регионе (присоединенная мощность > 20 МВА)
Саратовский регион
В табл. 3.5 представлены крупные потребители электроэнергии,
динамика годовых объемов потребления электроэнергии, их принадлежность к финансовым группам, поставщики электроэнергии,
обслуживающие данных потребителей.
Анализ данных табл. 3.5 показывает, что в настоящий момент
ОАО «Саратовэнерго» обслуживает 69 % крупных промышленных
потребителей электроэнергии региона. ЭСО представлены следующими компаниями: Русэнергосбыт (26 % крупных промышленных потребителей), ЕСНК-БП (около 3 % крупных потребителей),
Дизаж М (около 1 % крупных промышленных потребителей), при
этом указанные ЭСО участвуют на 70 % на РС через ОАО «Саратовэнерго», а также ЗАО «СЭП». Крупные предприятия, обслуживаемые ЭСО, имеют возможность выйти на оптовый рынок через соответствующих ЭСО, в частности: ООО «Югтрангаз», филиал ОАО
«РЖД» – «Приволжская железная дорога», филиал ОАО «РЖД»
– «Юго-Восточная железная дорога», ОАО «Саратовский НПЗ»,
ГНПП «Контакт», что составляет потерю около 30 % совокупного
объема потребления энергии крупными промышленными предприятиями в регионе.
Часть крупных потребителей энергии на настоящий момент уже
являются участниками свободного сектора торговли оптового рынка
через ЭСО, в частности: «Русэнергосбыт» – ООО «Югтрангаз», филиал ОАО «РЖД» – «Приволжская железная дорога», филиал ОАО
«РЖД» – «Юго-Восточная железная дорога», «Транссервис С» – Саратовское нефтепроводное управление, ЕСНК БП – ОАО «Саратовский НПЗ».
ОПП покупают около 31 % объема электроэнергии у ОАО «Саратовэнерго», объем поставки энергии ОПП представлен в табл. 3.6.
Таблица 3.6
Перечень ОПП и объемы поставок электроэнергии в г. Саратове
ОПП
Объем поставки (год), млн кВт-ч.
ЗАО «СПГЭС»
ОАО «Облкоммунэнерго»
1438
1304
Ульяновский регион
В табл. 3.7 представлены крупные потребители электроэнергии,
динамика годовых объемов потребления электроэнергии, их принадлежность к финансовым группам, поставщики электроэнергии,
обслуживающие данных потребителей [38].
84
85
459,5
267,5
93,8
27,2
70,8
134,0
46,4
96,2
19,1
10,8
13,6
5,6
126,8
71,0
14,4
ОАО «УАЗ»
ЗАО «Авиастар -СП»
ФГУП «ГНЦ РФ НИИАР»
ФГУП ПО «Ульяновский машиностроит. завод»
ОАО МН «Дружба»
АО «Юго-Запад Транснефтепродукт»
ОАО «Волжские моторы»
ОАО «Ульяновский механический завод»
ОАО «Искра»
ОАО «УЗТС»
ОАО «Комета»
ОАО «Ульяновскцемент»
Ульян. МУП ВКХ Водоканал»
ОАО ПК «Витязь»
МП «ДГЭС»
9,6
7,9
7,2
136,8
64,4
11,3
17,3
46,7
94,7
176,3
45,3
39,8
93,4
247,8
430,0
70%
Поставщик
30%
ФПГ
18,3
12,3
10,6
175,3
127,8
14,7
136
36,6
463,3
ОАО «Ульяновскэнерго»
Самостоятельно
ОАО «Ульяновскэнерго»
ОАО «УльяРЖД
Русэнерго-сбыт
новск-энерго»
ОАО «Ульяновскэнерго»
319,4
(планирует выйти на ОРЭ)
117,0
ОАО «Ульяновскэнерго»
ОАО «Ульяновскэнерго» (име32,2
ет собственную генерацию)
77,3
ОАО «Ульяновскэнерго»
ОАО «Улья- Транснефтесер56,5
новск-энерго»
вис С
190,2
102,5
Дизаж М
Годовой объем потребления э/э, млн. кВтч
2004 г. 2005 г. 2006 г.
ФГУП КбшЖД МПС РФ – филиал ОАО «РЖД»
Потребитель
Крупные потребители в регионе (присоединенная мощность > 20 МВА)
Таблица 3.7
«Ульяновскэнерго» обслуживает 63 % крупных промышленных
потребителей электроэнергии региона. ЭСО представлены компаниями: Русэнергосбыт (24 % крупных промышленных потребителей),
Транснефтьсервис С (около 3 % крупных потребителей), при этом
указанные ЭСО участвуют на 70 % на РС через ОАО «Ульяновскэнерго», а так же ЗАО «СЭП». Ряд крупных промышленных предприятий, обслуживаемых ЭСО, имеют реальную возможность выйти
на оптовый рынок через соответствующие ЭСО, в частности: Транснефтьсервис С – ОАО «МН Дружба», Русэнергосбыт – КбшЖД, что
составляет потерю около 27,5 % совокупного объема потребления
электроэнергии крупными промышленными предприятиями в регионе. Указанные предприятия в настоящее время являются участниками свободного сектора торговли оптового рынка через энергосбытовых операторов.
Часть крупных промышленных предприятий региона имеет
собственную генерацию (ФГУП «ГНЦ РФ НИИАР») или поставляет для собственных нужд электроэнергию самостоятельно – ОАО
«Ульяновскцемент», ОАО «Димитровский автоагрегатный завод».
На региональный рынок электроэнергии выходит независимый
ЭСО – Дизаж М, на обслуживание к которому может уйти ОАО
«Волжские моторы».
Оптовые покупатели-перепродавцы покупают около 21 % объема поставляемой электроэнергии у ОАО «Ульяновскэнерго».
Анализ динамики и структуры потребления электроэнергии
в регионе представлен в табл. 3.8.
В 2006 г. в динамике прослеживается сокращение объемов потребления различными категориями в целом на 8,3 % по сравнению
с 2004 г. Снижение объемов потребления происходит достаточно
равномерно (около 10 – 20 млн кВтч) по всем группам потребителей.
В настоящее время, в регионе действует 9 независимых ЭСК,
в целом они обслуживают до 30 % объемов потребления крупных потребителей, осуществляя для них покупку электроэнергии
в ССТ. Такие организации работают только в ССТ, не имея статуса
участника РС ОРЭ. 70 % своего потребления крупные потребители,
работающие с такими энергосбытовыми организациями, покупают
у АО-Энерго.
Эти энергосбытовые организации совмещают сетевую и энергосбытовую деятельность (как минимум они арендовали сети, чтобы
получить в свое время статус участника), кроме ЕСНК-БП и Русэнергосбыт, которые являются чисто сбытовыми.
86
Таблица 3.8
Динамика и структура потребления электроэнергии,
покупаемой у ОАО «Ульяновскэнерго» по группам потребителей
Прирост по сравнению с прошлым
годом, %
Доля, %
Объем потребления, млн. кВтч
2006 г.
Прирост по сравнению с прошлым
годом, %
Доля, %
2005 г.
Объем потребления млн. кВтч
Доля, %
Группа потребителей
Объем потребления), млн. кВтч
2004 г.
Промышленные
1320,0 31,3 1334,4 32,0 101,1 1330,6
потребители
с присоединенной
мощностью 750
кВА и выше
Промышленные
195,4 4,6 194,8
4,7 99,7 196,1
потребители
с присоединенной
мощностью до 750
кВА
Электрифициро0,5
0,0
0,2
0,0 41,5
0,2
ванный городской
транспорт
Электрифициро259,3 6,1 264,1
6,3 101,8 256,6
ванный ж/д транспорт
Непромышленные 162,1 3,8 171,5
4,1 105,8 168,0
потребители, всего
34,4 99,7
Производственные
с/х потребители
173,0
4,1
131,6
3,2
Население, всего
сельское
городское
Населенные пункты, всего
сельские
235,1
174,0
61,0
5,6
4,1
1,4
222,2
174,3
47,9
9,1
5,3
4,2
1,1
0,2
3,5
0,1
городские
5,6
0,1
Оптовые потреби- 1839,9 43,6 1808,2 43,4
тели-перепродавцы
электроэнергии
Хозяйственные
31,1 0,7
29,8
0,7
нужды АО-ЭНЕРГО
Итого
5,1 100,7
0,0
94,3
6,6
97,2
4,3
98,0
76,1 123,7
3,2
94,0
94,5 211,6
100,2 164,4
78,5 47,2
7,5
5,5
4,3
1,2
0,2
95,2
94,3
98,6
82,4
0,1
87,5
3,1
4,4
0,1 78,8
98,3 1760,6 45,5 97,4
95,9
30,0
0,8 100,7
4216,4 100,0 4165,9 100,0 98,8 3865,9 100,0 92,8
87
На розничном рынке есть ряд независимых ЭСО, не являющихся
участниками оптового рынка таких как СЭП, Промэнерго, НЭСК, за которыми по существующим данным нет административного ресурса.
В Самарском регионе доля рынка, занимаемая каждым перепродавцом не превышает 1 процента от потребления по региону. Общая
доля всех перепродавцов составляет около 13 процентов.
В Саратовском регионе ситуация кардинально отличается – присутствует два крупных перепродавца.
В Ульяновском регионе в двух городах – Ульяновске и Димитровграде работают два крупных перепродавца, чья суммарная доля составляет 32 % от рынка и масса мелких перепродавцов – областных
предприятий ЖКХ, которые суммарно составляют 8 % от рынка.
3.2. Сценарные условия развития рынка электроэнергии
в Средневолжском регионе
Прогнозирование развития рынка электроэнергии предусматривает три основные категории потребителей: население, крупные
промышленные потребители, прочие потребители.
Динамика изменения уровня потребления электроэнергии категорией потребителей «население» определяется влиянием следующих факторов:
• демографическая ситуация в регионе;
• ���������������������������������������������������������
вероятность появления на рынке электроэнергии новых энергосбытовых компаний, либо смены потребителем поставщика электроэнергии;
• наличие
�������������������������������������������������������
юридически-нормативных рисков: выход новых постановлений по розничным рынкам электроэнергии, введение величины социальной нормы потребления электроэнергии.
В качестве факторов, влияющих на объемы потребления в категории «крупные промышленные потребители», выделим:
• �����������������������������������������������������������
вероятность смены ЭСК (в том числе за счет появления новых
ЭСК);
• ����������������������������������������������������������
вероятность самостоятельного выхода на оптовый рынок электроэнергии;
• �������������������������������������������������������
вероятность строительства собственных генерирующих мощностей;
• ��������������������������������������������������������
вероятность изменения собственного производства крупных
потребителей, что как следствие, приведет к изменению в объемах
потребления электроэнергии.
Категория «прочие потребители» определяет объем спроса на
электроэнергию, формирующийся под воздействием факторов:
88
• ����������������������������������������������������������
вероятность изменения собственного производства потребителей, входящих в указанную категорию, что сопровождается изменением в объемах потребления электроэнергии.
• ������������������������������������������������������������
вероятность смены ЭСК, в том числе с учетом появления новых
ЭСК.
Для модели прогнозирования объемов энергопотребления наиболее значимыми и достоверными являются следующие факторы:
• смена
�������������������������������������������������������
потребителями электроэнергии ЭСК с учетом возможности появления новых независимых ЭСК;
• самостоятельный
�����������������������������������������������������
выход крупных промышленных потребителей на оптовый рынок электроэнергии;
• ввод
�������������������������������������������������������
собственных генерирующих мощностей крупными потребителями электроэнергии;
• ��������������������������������������������������������
изменение собственного объема производства крупными потребителями и, соответственно, изменений объема потребления ими
электроэнергии.
Наиболее значимой для оценки влияния на объем потребления
является категория крупных потребителей в силу того, что потеря
даже одного из них существенно влияет на величину совокупного
объема энергопотребления.
В Средневолжском регионе основная часть крупных потребителей снабжается электроэнергией через АО-Энерго. Некоторые потребители снабжаются независимыми ЭСО, основная часть которых
покупает 70 % электроэнергии у АО-Энерго.
В соответствии с указанными факторами, определяющими объем спроса на электроэнергию со стороны всех категорий потребителей, прогностическая модель для определения уровня потребления
электроэнергии формируется по трем сценариям: реалистическому,
пессимистическому и оптимистическому.
Реалистический сценарий
1. ����������������������������������������������������������
ЭСО перейдут на самостоятельную деятельность на ОРЭМ и будут покупать электроэнергию �����������������
на оптовом рынке;
2. Некоторые
��������������������������������������������������������
крупные потребители целиком перейдут на обслуживание к независимым энергоснабжающим организациям.
Уменьшение объема продаж электроэнергии ( ∆VР ) ЭСК СМУЭК
на розничном рынке, вызванное уходом части потребителей на обслуживание к независимым ЭСО, а также уходом собственно ЭСО
всеми объемами на оптовый рынок электроэнергии, описывается
выражением:
∆VР = 0,7∑ VэсО _ баланс + ∑ Vпотр. ,
(3.1)
89
где VэсО _ баланс – объем покупки ЭСО у АО-Энерго, включенный
в сегодняшний региональный баланс; Vпотр. – объемы потребления
потребителей, с которыми по данным СМУЭК ведутся переговоры
независимыми ЭСО.
Исходные данные для расчета уменьшения объема продаж электро-энергии ЭСК СМУЭК представлены в табл. 3.9 и 3.10, соответственно.
Таблица 3.9
Объем покупки электроэнергии ЭСО у АО-Энерго,
отраженный в региональном балансе
ЭСО, покупающие э/э
у АО-Энерго
Самара
VэсО _ баланс ,
млн кВт-ч.
ЗАО «ЭСКОМ»
«Транснефтьсервис С»
«Русэнергосбыт»
«Дизаж М»
«ЕСНК БП»
2023
773
835
Саратов
VэсО _ баланс ,
млн кВт-ч.
Ульяновск
VэсО _ баланс ,
млн кВт-ч.
СМУЭК
VэсО _ баланс ,
млн кВт-ч.
134
463
2023
907
2914
1616
40,4
217
40,4
217
Таблица 3.10
Объемы потребления электроэнергии потребителей,
с которыми по данным СМУЭК
ведутся конструктивные переговоры независимыми ЭСО
Потребители э/э, с которыми
Самара
ведутся переговоры
Vпотр. ,
о смене поставщика
млн кВт-ч.
ЗАО «СЭП»
Саратов
Vпотр. ,
млн кВт-ч.
190 («Энергокомплекс»)
Ульяновск
Vпотр. ,
млн кВт-ч.
СМУЭК
Vпотр. ,
млн кВт-ч.
190
Рассмотрим динамику развитие реалистичного сценария в динамике с учетом поведения потребителей, используя формализованную модель:
∆V2006 = Vэск _ ОПП + VОПП _ эск ,
(3.2)
где ∆V2006 – изменение объема электроэнергии на 2006 год по сравнению с 2005 г., связанного с уходом/приходом потребителей.
Анализируемый фактор «Уход/приход потребителей в другую/
из другой ЭСК» является, с одной стороны, внешним по отношению
к ЭСК – действия других ЭСК, а, с другой стороны, внутренним –
увеличение/уменьшение числа потребителей зависит от ценовой
политики собственно ЭСК СМУЭК.
90
Исходными сценарными условиями будут являться действия
«чужих» ЭСК: средняя цена для прочих потребителей, появление
новых ЭСК на территории региона.
Вариативной переменной в сценарных условиях будет являться
политика ЭСК: цена на электроэнергию (в сравнении с ценой других
ЭСК) или же сбытовая надбавка для прочих потребителей (сверх
цены по РДД).
Источниками информации для моделирования фактора являются
дейстующие объемы и цены по прочим потребителям ЭСК СМУЭК и
других ЭСК, экспертные оценки СМУЭКа по деятельности других ЭСК.
Формализуем модель (3.2).
В год i:
∆Vi = F ( Pic ; Pi− c , NPi− c ) ,
(3.3)
где ∆Vi – изменение объема электроэнергии в год i по сравнению
c
с годом (i–1), F ( Pi ; Pi− c , NPi− c ) – функция прироста объемов потребc
ления, зависящая от цены ЭСК СМУЭК – Pi , цены других ЭСК –
−c
Pi и неценовых параметров других ЭСК – NPi− c .
В свою очередь,
c
F ( Pi ; Pi− c , NPi− c ) = (a( Pi− c − Pic ) + b) + V ( NPi− c ) ,
(3.4)
Первое слагаемое представляет собой по сути кривую спроса,
оценка которой может быть дана на основе экспертных оценок
Второе слагаемое – объемы тех потребителей, которые решили
перейти из/в данной (-ую) ЭСК. Эти объемы равны объемам тех потребителей, которые, например, переходят в другую ЭСК, в 2007 и
следующих годах.
Оптимистический сценарий
При благоприятном стечении обстоятельств в модели для расчета уменьшения объема продажи ЭСК СМУЭК на розничном рынке
в оптимистическом сценарии ∆VО будет выглядеть следующим образом:
∆VО = 0,7∑ VэсО _ баланс (3.5)
При оптимистическом сценарии имеем ситуацию, при которой:
– �������������������������������������������������������
никто из потребителей не переходит в другую ЭСК/ОПП на
2007 год и далее, то есть
Vэск _ ОПП =0;
(3.6)
– ЭСК
������������������������������������
СМУЭК забирает все желаемые ОПП:
∆Vi = max VОПП _ эск (3.7)
91
Пессимистический сценарий
В этом случае, кроме ухода независимых ЭСО на ОРЭМ и ухода
потребителей, обозначенных в реалистическом сценарии, возможен
уход еще нескольких крупных потребителей к другим ЭСО (табл.
3.11), то есть уменьшение объема в пессимистическом сценарии
∆VП можно формализовать следующим образом:
пессим.
∆VП = ∆VР + ∑ Vпотр
.
(3.8)
пессим.
где Vпотр
– объемы покупки электроэнергии потребителями, которые собираются перейти к ЭСО при пессимистическом сценарии.
Таблица 3.11
Объемы покупки электроэнергии потребителями, которые собираются
перейти к ЭСО при пессимистическом сценарии
СМУЭК
ЭСО
Самара
Саратов
Ульяновск
пессим.
пессим.
пессим.
пессим.
Vпотр
,
Vпотр
,
Vпотр
,
Vпотр
,
.
.
.
.
млн кВтч.
млн кВтч.
млн кВтч. млн кВтч.
680
«Дизаж М»
680
275
(Тольяттикаучук)
275
(Новокуйб.нефтехим)
Русэнер212
212
госбыт
(ЗАО «Нефтехимия»)
10
10
(«Волгопромхим»)
Пессимистический сценарий допускает:
• �������������������������������������������������������������
ЭСК СМУЭК не удается договориться с ОПП и забрать себе потребителей (часть потребителей). В наихудшем варианте VОПП _ эск = 0 ;
• �����������������������������������������������������������
на 2006 г. независимые ЭСК забирают часть потребителей (например 10 % от объемов потребления);
• ��������������������������������������������������������
список ОПП, забирающих потребителей и становящихся самостоятельными участниками оптового рынка электроэнергии, оказывается достаточно большим.
Рассмотрим последствия самостоятельного выхода крупных промышленных потребителей на оптовый рынок электроэнергии.
Реалистический сценарий
На оптовый рынок электроэнергии выйдут те потребители, которые отвечают следующим требованиям:
1) ����������������������������������������������������������
на сегодняшний день 30 % собственного потребления электроэнергии самостоятельно покупали на ОРЭМ, а 70 % – у АО-Энерго;
2) ��������������������������������������������������������
уже на настоящий момент заявили о своем желании и готовности выйти на ОРЭМ.
92
Уменьшение объема продажи ( ∆VР ) ЭСК СМУЭК на розничном
рынке (табл. 3.12, 3.13) за счет выхода части крупных потребителей
на ОРЭМ можно рассчитать по следующей формуле:
∆VР = 0,7∑ Vпотр. (ОРэ) + ∑ Vпотр ,
(3.9)
где Vпотр. (ОРэ) – объемы потребления электроэнергии тех потребителей, которые в настоящее время покупают 30 % электроэнергии
в ССТ;
Vпотр. – объемы потребления электроэнергии потребителей, которые в настоящий момент готовы выйти на ОРЭМ.
Таблица 3.12
Текущий объем потребления электроэнергии
крупных потребителей АО-Энерго,
покупающих 30 % объема потребления в ССТ
СМУЭК
Самара
Саратов
Ульяновск
Потребители, покупаю- V
потр. (ОРэ) , Vпотр. (ОРэ) , Vпотр. (ОРэ) , Vпотр. (ОРэ) ,
щие 70 % э/э у АО-Энерго
млн кВтч.
млн кВтч.
млн кВтч.
млн кВтч.
ОАО «Ульяновскцемент»
175
175
Таблица 3.13
Объемы потребления электроэнергии крупных потребителей АО-энерго,
которые готовы выйти на ОРЭМ
Самара
Потребитель электроэнергии
Vпотр. ,
млнкВтч.
ООО «Саратоворгсинтез»
Саратов
Vпотр. ,
млн кВтч.
Ульяновск
Vпотр. ,
млн кВтч.
286
ОАО «УАЗ»
286
319
ОАО «АвтоВАЗ»
2300
СМУЭК
Vпотр. ,
млн кВтч.
319
2300
Оптимистический сценарий
При благоприятном стечении обстоятельств полностью выходят
на оптовый рынок электроэнергии все крупные потребители АОэнерго, покупающие в настоящее время 70 % электроэнергии у АОэнерго, а формализованная модель уменьшения объема продажи
электроэнергии ЭСК СМУЭК на розничном рынке ∆VО примет вид:
∆VО = 0,7∑ Vпотр (ОРэ) .
(3.10)
93
Пессимистический сценарий
В этом случае, кроме выхода на ОРЭМ крупных потребителей,
обозначенных в реалистическом сценарии, возможен уход еще нескольких крупных потребителей (см. табл. 3.14), то есть уменьшение объема в пессимистическом сценарии ∆VП можно представить
в виде:
пессим.
∆VП = ∆VР + ∑ Vпотр
.
(3.11)
Таблица 3.14
Объемы потребления электроэнергии крупных потребителей АО-энерго,
которые готовы выйти на ОРЭМ при пессимистическом сценарии
Потребители электроэнергии
Самара
пессим.
Vпотр
,
.
млн кВтч.
ОРТПЦ
ОАО «Волжские моторы»
40
Саратов
пессим.
Vпотр
,
.
млн кВтч.
Ульяновск
пессим.
Vпотр
,
.
млн кВтч.
СМУЭК
пессим.
Vпотр
,
.
млн кВтч.
103
40
103
На объемы продажи ЭСК СМУЭК на розничном рынке электроэнергии может влиять только ввод новых генерирующих мощностей у крупных потребителей, которые не перейдут на ОРЭМ, либо
к другому ЭСО (табл. 3.15).
Таблица 3.15
Динамика ввода новых генерирующих мощностей
крупными потребителями электроэнергии региона
Год
Самара
М, МВт
Саратов
М, МВт
Ульяновск
М, МВт
СМУЭК
М, МВт
2006
–
–
36
2007
2008
50 (Тольяттикаучук)
–
36 (ЖКХ, «ГТ ТЭЦ
ЭНЕРГО»)
–
–
–
–
50
0
Максимальный годовой объем сокращения поставки электроэнергии ЭСК СМУЭК можно оценить по формуле:
∆VП (год) = М ⋅ 364 ⋅ 24 .��������
(3.12)
Изменение объемов потребления электроэнергии, безусловно,
связано и с изменением собственных объемов производства.
Объемы потребления в категории прочих потребителей будем
рассматривать в целом по группе или же в разбивке по отраслям
промышленности, задавая динамику потребления электроэнер94
гии по каждой из групп и динамику потребляемой энергии в целом
внутри категории.
Вариативными величинами сценариев является динамика роста
производства по группам потребителей, переход/не переход на энергосберегающие технологии.
В табл. 3.16 на основе прогнозов темпов роста производства по
отраслям Госкомстата, МЭРТ и МЭП, представлено описание трех
типов сценариев влияния изменения собственных объемов производства крупных потребителей электроэнергии на потребление ими
электроэнергии.
Таблица 3.16
Описание сценариев изменения темпов роста производства
крупных промышленных потребителей электроэнергии
и темпов роста потребления электроэнергии ими
Темпы роста объемов собственного производства
Темп роста потребления электроэнергии для обеспечения собственного производственного процесса
Реалистический
5–6 % в год,
незначительно снижающаяся динамика
7–8 % в год, незначительно
снижающаяся динамика
Оптимистический
8–10 % в год, незначительно снижающаяся
динамика
11–12 %, незначительно снижающаяся динамика
2–3 % в год
3–4 %
Сценарии
Пессимистический
Общая динамика потребления электроэнергии зависит от изменения ВВП, изменения объемов производства, изменения доли
электроэнергии в структуре потребления энергоресурсов в экономике региона, изменения темпов строительства.
Прогноз тарифов на электроэнергию на розничном рынке целесообразно осуществлять по трем сценариям: реалистический, оптимистический и пессимистический.
Реалистический сценарий
Предварительно проведем анализ динамика роста тарифов на
розничном рынке электроэнергии по реалистическому сценарию.
Предельные уровни тарифов на электроэнергию в регионах устанавливаются ФСТ России. На 2006 год указанные тарифы уже установлены. В данный момент в ФСТ обсуждают изменения в предельных уровнях на 2006 год и установление тарифов на 2007–2008 гг.
95
Для моделирования предельных уровней среднеотпускного тарифа в регионе на 2007–2008 гг. используются официальные прогнозы индекса инфляции (табл. 3.17).
Таблица 3.17
Индексы – дефляторы на период 2006–2008гг.
Наименование
2006
2007
2008
– газ
1,15
1,11
1,09
– уголь
1,089
1,079
1,057
– мазут
1,080
1,080
1,080
Покупная э/э
1,050
1,050
1,050
ФОТ, включая ЕСН
1,080
1,068
1,055
Амортизация
1,020
1,020
1,020
Сырье и материалы, работы и услуги
производственного характера
1,080
1,068
1,055
Уровень инфляции
1,080
1,068
1,055
Темп предельного уровня тарифов:
Tмин * Ii
Тмакс * Ii
,
(3.13)
где I – индекс инфляции в i-ом году; T – предельный минимальi
мин
ный уровень тарифа; Тмакс – предельный максимальный уровень
тарифа;
Для моделирования предельных уровней тарифов для населения
в регионе на 2007­–2008 гг. совокупный индекс инфляции принимается равным 15 % и 25 %, соответственно, на основании Протокола
совещания по составлению прогноза предельного роста уровня тарифов субъектов электроэнергетики на 2006–2008 гг. от 21 февраля
2005 г., участниками которого являлись представители МЭРТ, ФСТ
РФ, ОАО РАО «ЕС России». В результате формула (3.13) для роста
предельных уровней тарифов для населения примет вид:
Tмин *5%
Тмакс * 25%
(3.14)
Величина предельных уровней тарифов на 2006 г. представлена
в табл. 3.18, которая рассчитанная на основании Приказа ФСТ РФ
от 7 сентября 2004 г. №69-э/4.
96
Таблица 3.18
Предельные уровни тарифов по регионам
Регион
Оренбургская
область
Самарская
область
Саратовская
область
Ульяновская
область
Предельные уровни тарифа, 2006 г
Среднеотпускного,
Для населеНа тепловую энергию, р.
коп/кВтч, без НДС
ния
/Гкал, без НДС
мин
макс
мин
макс
мин
макс
95,7
98
86
105
312,7
316,3
109,9
121,0
131
180
356,9
360,8
98,7
106,0
101
145
315,4
324,8
97
105,5
107
134
354,5
372,5
Проанализируем отдельно факторы, влияющие на динамику
роста утвержденных и экономически обоснованных тарифов для
населения и субсидируемых потребителей.
Динамика роста утвержденных для населения тарифов будет
происходить в рамках предельных уровней, но темпами в среднем
не менее 15 % в год.
Уровень утвержденных для населения тарифов:
утв
Tнас
*5% (3.15)
Динамика роста уровня экономически обоснованных тарифов
для населения будет происходить в рамках предельных уровней
среднеотпускного тарифа в соответствующем регионе.
Факторы, влияющие на тарифы:
1) �������������������������������������������������������
Покупная электроэнергия (прогнозные темпы роста цен покупной энергии приведены в табл. 3.17);
2) ��������������������������������������������������������
Варианты решения проблемы перекрестного субсидирования.
Вступление ФЗ о сборе в силу с 1 января 2006 г., (в данный момент
идет выбор механизма реализации решения проблемы перекрестного субсидирования). Сроки связаны со сроками запуска РДД, т. е. 1
января 2006 г.;
3) ���������������������������������������������������������
Либерализация цен на розничном рынке. Однако, необходимо
учесть, что на тарифах для населения данный фактор не отразится
в краткосрочной перспективе, что связано со сроками запуска РДД.
Концепция либерализации цен на розничном рынке состоит в переходе на розничном рынке от торговли по регулируемым тарифам
к торговле по нерегулируемым ценам, осуществляемом постепенно
и параллельно с либерализацией цен на оптовом рынке.
97
Динамика роста утвержденных и экономически обоснованных
тарифов для субсидирующих потребителей ограничивается рамками предельных уровней среднеотпускного тарифа в регионе.
На динамику изменения тарифов оказывают влияние следующие факторы:
1) �������������������������������������������������������
Покупная электроэнергия (прогнозные темпы роста цен покупной энергии приведены в табл. 3.17);
2) ��������������������������������������������������������
Варианты решения проблемы перекрестного субсидирования.
В случае вступления ФЗ о сборе в силу с 1 января 2006 г. из тарифа
для субсидирующих потребителей вычленяется надбавка по перекрестному субсидированию, следовательно, тарифы для субсидирующих потребителей станут экономически обоснованными;
3) �������������������������������������������������������
Либерализация цен на розничном рынке. Концепция либерализации цен на розничном рынке состоит в переходе на розничном
рынке от торговли по регулируемым тарифам к торговле по нерегулируемым ценам, осуществляемом постепенно и параллельно с либерализацией цен на оптовом рынке.
Рассмотрим факторы, влияющие на динамику роста экономически обоснованных (утвержденных) тарифов для нейтральных
потребителей.
Динамика роста экономически обоснованных (утвержденных)
тарифов для нейтральных потребителей ограничивается рамками предельных уровней среднеотпускного тарифа в регионе.
Факторы, влияющие на тарифы:
1) �������������������������������������������������������
Покупная электроэнергия (прогнозные темпы роста цен покупной энергии приведены в табл. 3.17);
2) ��������������������������������������������������������
Варианты решения проблемы перекрестного субсидирования.
В случае вступления ФЗ о сборе в силу с 1 января 2006 г. тариф для
нейтральных потребителей будет экономически обоснованным без
перекрестного субсидирования.
3) �������������������������������������������������������
Либерализация цен на розничном рынке. Концепция либерализации цен на розничном рынке состоит в переходе на розничном
рынке от торговли по регулируемым тарифам к торговле по нерегулируемым ценам, осуществляемом постепенно и параллельно с либерализацией цен на оптовом рынке.
В табл. 9 представлены индексы – дефляторы на период 2006–
2008 гг., используемые для расчета прогнозных уровней тарифов
на электрическую и тепловую энергию, которые рассматривались
в составе материалов к заседанию Правительства РФ от 24.03.05 г.
(протокол совещания МЭРТ, ФСТ, ОАО РАО «ЕЭС России» по составлению прогноза предельного роста уровня тарифов субъектов
электроэнергетики на 2006–2008 гг. от 21 февраля 2005 года).
98
Величина утвержденных тарифов на 2005 г. по группам потребителей для рассматриваемых регионов представлена в табл. 3.19.
Таблица 3.19
Утвержденные тарифы на электрическую энергию
по группам потребителей для региона
Самара–Саратов–Ульяновск–Оренбург
Регион
Средний
по АОэнерго
Утвержденный тариф, 2005 г, коп/квтч
Население,
Субсидирую- Нейтральный
с НДС
щий потреби- потребитель
тель (крупные
город
село потребители) С/х бюджет
Оренбургская об88,3
67,8
47,4
111,9
81
99
ласть
Самарская область
91,7 115/125 80/87
94,6
140 129
Саратовская область
95,2
93/105 65/73
106,3
127 126
Ульяновская область 92,5
105
74
114,6
121 106,7
*– тарифы, указанные в табл. 3.19 через слэш, означают: в пределах
социальной нормы и сверх социальной нормы, установленной в соответствующем регионе.
Оптимистический сценарий
Рассмотрим динамику роста тарифов на розничном рынке в условиях оптимистического сценария.
Предельные уровни среднеотпускного тарифа в регионе растут
в соответствии с индексами-дефляторами.
Максимальный и минимальный рост предельных уровней тарифов для населения в среднем по Российской Федерации составляет
25 %.
Рост предельных уровней тарифов для населения:
Tмин * 25%
Тмакс * 25%
(3.16)
Динамика роста утвержденных тарифов для населения будет
происходить в рамках предельных уровней, но темпами в среднем
не менее 25 % в год.
Уровень утвержденного тарифа для населения:
утв
Tнас
* 25%
(3.17)
Динамика роста экономически обоснованных тарифов для населения будет происходить в рамках предельных уровней среднеотпускного тарифа в регионе.
99
Факторы, влияющие на тарифы:
1) �������������������������������������������������������
Покупная электроэнергия (прогнозные темпы роста цен покупной энергии приведены в табл. 3.17);
2) Варианты
��������������������������������������������������������
решения проблемы перекрестного субсидирования:
полная ликвидация перекрестного субсидирования, повышение тарифов для населения и переход на адресные субсидии населению из
бюджета, либо иные механизмы;
3) ��������������������������������������
Либерализация цен на розничном рынке.
Период влияния указанных факторов обусловлен сроками выхода правил организации розничного рынка.
Концептуально переход на розничном рынке от торговли по регулируемым тарифам к торговле по нерегулируемым ценам должен
осуществляться постепенно и параллельно с либерализацией цен
на оптовом рынке.
Динамика роста утвержденных и экономически обоснованных
тарифов для субсидирующих потребителей ограничивается рамками предельных уровней среднеотпускного тарифа в регионе.
На динамику изменения тарифов оказывают влияние следующие факторы:
1) �������������������������������������������������������
Покупная электроэнергия (прогнозные темпы роста цен покупной энергии приведены в табл. 3.17);
2) ��������������������������������������������������������
Варианты решения проблемы перекрестного субсидирования.
В случае полной ликвидация перекрестного субсидирования (переход на адресные субсидии населению из бюджета) тарифы для субсидиирующих потребителей становятся экономически обоснованными.
3) ��������������������������������������
Либерализация цен на розничном рынке.
Период влияния указанных факторов обусловлен сроками выхода правил организации розничного рынка.
Концептуально переход на розничном рынке от торговли по регулируемым тарифам к торговле по нерегулируемым ценам должен
осуществляться постепенно и параллельно с либерализацией цен
на оптовом рынке.
Динамика роста экономически обоснованных (утвержденных)
тарифов для нейтральных потребителей ограничивается рамками предельных уровней среднеотпускного тарифа в регионе.
На динамику изменения тарифов оказывают влияние следующие факторы:
• Покупная
����������������������������������������������������������
электроэнергия (прогнозные темпы роста цен покупной энергии приведены в табл. 3.17);
• Либерализация
��������������������������������������
цен на розничном рынке.
100
Период влияния указанных факторов обусловлен сроками выхода правил организации розничного рынка.
Концептуально переход на розничном рынке от торговли по регулируемым тарифам к торговле по нерегулируемым ценам должен
осуществляться параллельно с либерализацией цен на оптовом
энергетическом рынке.
Пессимистический сценарий
Рассмотрим динамику роста тарифов на розничном рынке в условиях оптимистического сценария.
Предельные уровни среднеотпускного тарифа на электроэнергию в регионе растут в соответствии с индексами-дефляторами.
Предельные уровни тарифов для населения не изменяются вовсе
или изменяются с низкими темпами (не больше 10 % в год).
Предельные уровни тарифов:
Tмин *0%
(3.18)
Тмакс *0%
Динамика роста утвержденных тарифов для населения отсутствует или темпы роста в среднем по Российской федерации не превышают 10 % в год.
Уровень утвержденного тарифа для населения:
утв
Tнас
* 25%
(3.19)
Динамика роста экономически обоснованных тарифов для населения будет происходить в рамках предельных уровней среднеотпускного тарифа в регионе.
На динамику изменения тарифов для населения оказывают влияние следующие факторы:
1) �������������������������������������������������������
Покупная электроэнергия (прогнозные темпы роста цен покупной энергии приведены в табл. 3.17);
2) Отсутствие
������������������������������������������������������
решения проблемы перекрестного субсидирования;
3) ������������������������������������������
Отсутствие либерализации розничного рынка.
Динамика роста утвержденных и экономически обоснованных
тарифов для субсидирующих потребителей ограничивается рамками предельных уровней среднеотпускного тарифа в регионе.
На динамику изменения тарифов для субсидирующих потребителей оказывают влияние следующие факторы:
1) �������������������������������������������������������
Покупная электроэнергия (прогнозные темпы роста цен покупной энергии приведены в табл. 3.17);
101
2) ���������������������������������������������������������
Отсутствие решения проблемы перекрестного субсидирования;
3) ������������������������������������������
Отсутствие либерализации розничного рынка.
Динамика роста экономически обоснованных (утвержденных)
тарифов для нейтральных потребителей ограничивается рамками предельных уровней среднеотпускного тарифа в регионе.
Однако, в рамках пессимистического сценария возможна ситуация отсутствия отдельного выделения группы нейтральных потребителей.
На динамику изменения тарифов для нейтральных потребителей в случае возможности представления их в качестве отдельной
группы потребителей электроэнергии оказывают влияние следующие факторы:
1) �������������������������������������������������������
Покупная электроэнергия (прогнозные темпы роста цен покупной энергии приведены в табл. 3.17);
2) Отсутствие
������������������������������������������������������
решения проблемы перекрестного субсидирования;
3) ������������������������������������������
Отсутствие либерализации розничного рынка.
Формирование тарифов на электроэнергию обосновывается прогнозом динамики уровня расходов. Рассмотрим аналогично три сценария
изменения расходов энергосбытовой деятельности (см. табл. 3.20).
Таблица 3.20
Сценарии влияния факторов на динамику расходов энергосбытовой
деятельности
Реалистический сценарий
Факторы, влияющие на расходы
Комментарии
Принятие одного из вариантов изменения методики взимания тарифов
СО (с производителей или с потребителей);
Сроки реорганизации РАО «ЕЭС
России».
Абонентская плата и затраты, ее
заменяющие (с учетом ЦИС)
Плата АТС может не подлежать
сценированию, тогда моделирование
осуществляется, исходя из существующей платы с учетом прогнозируемого уровня инфляции.
Плата ФСК и РСК с учетом передачи
магистральных сетей в ММСК
Прибыли (кроме ЦИС)
Прочие затраты
102
Окончательная реорганизация
ОАО РАО «ЕЭС России» в 2008
году
Тариф АТС на 2006 год составляет 0,670 р. /тыс.кВтч, тариф рассчитывается на основе принципа
«затраты+», данная величина
может индексироваться
Оптимистический сценарий
Факторы, влияющие на расходы
Принятие одного из вариантов изменения методики взимания тарифов
СО (с производителей или с потребителей)
Сроки реорганизации РАО «ЕЭС
России».
Абонентская плата и затраты, в ходе
реформирования ее заменяющие
(с учетом ЦИС)
Плата АТС может не подлежать
сценированию, тогда моделирование
осуществляется, исходя из существующей платы с учетом прогнозируемого уровня инфляции.
Плата ФСК и РСК с учетом передачи
магистральных сетей в ММСК
Прибыли (кроме ЦИС)
Прочие затраты
Комментарии
Окончательная реорганизация
ОАО РАО «ЕЭС России» в 2007
году
Тариф АТС на 2006 год составляет 0,67 р. /тыс.кВтч, тариф рассчитывается на основе принципа
«затраты+», данная величина
может индексироваться
Пессимистический сценарий
Факторы, влияющие на расходы
Принятие одного из вариантов изменения методики взимания тарифов
СО (с производителей или с потребителей);
Сроки реорганизации РАО «ЕЭС
России».
Абонентская плата и затраты, в ходе
реформирования ее заменяющие
(с учетом ЦИС)
Плата АТС может не подлежать
сценированию, тогда моделирование
осуществляется, исходя из существующей платы с учетом прогнозируемого уровня инфляции
Плата ФСК и РСК с учетом передачи
магистральных сетей в ММСК
Прибыли (кроме ЦИС)
Прочие затраты
Комментарии
Окончательная реорганизация
ОАО РАО «ЕЭС России» осуществиться не раньше 2008 года
Тариф АТС на 2006 год составляет 0,67 р. /тыс.кВтч, тариф рассчитывается на основе принципа
«затраты+», данная величина
может индексироваться
Разработанные сценарии являются основой для формирования
стратегии региональных ЭСК на кратко- и среднесрочную перспективу.
103
3.3. Альтернативные варианты организации
системы управления энергосбытовой деятельностью
в Средневолжском регионе
Для обоснованного выбора организационной системы управления энергосбытовой деятельности с учетом решений о передаче
пакетов акций РАО «ЕЭС России» в сбытовых компаниях, создаваемых в результате реорганизации АО-энерго, в собственность либо
в управление, необходимо последовательное принятие управленческих решений из ряда возможных альтернатив:
Альтернатива 1. Корпоративное или оперативное управление.
• ���������������������������������������������������������
Передача пакетов акций в собственность/управление означает построение классической системы корпоративного управления,
которая включает в себя: включение своих представителей в Совет
директоров, участие в назначении исполнительных органов управления – Генерального директора и иных руководителей высшего
ранга, определение стратегических целей и задач, установление дивидендной политики и т. д.
• Передача
��������������������������������������������������������
пакетов акций в собственность/управление может
сопровождаться выстраиванием системы оперативного управления
с уровня ТГК (путем принятия функций исполнительного органа)
Характерные особенности корпоративного и оперативного управления сведены в табл. 3.21.
Таблица 3.21
Сравнение корпоративного и оперативного управления
Ключевые параметры
Управляемость со
стороны ТГК за деятельностью ЭСК
Корпоративное управление
• Низкая управляемость
текущей деятельностью
• Контрольный пакет
акций не обеспечивает
необходимые решения –
возможен блок со стороны
миноритариев
Конфликт интересов • Конфликт интересов
ТГК-ЭСК
практически отсутствует
• Любые сделки между
ними будут сделками
с заинтересованностью и
проходить утверждение
в установленном порядке
без участия голосов ТГК
и миноритарных акционеров, имеющих акции и
в ТГК и в ЭСК
104
Оперативное управление
• Высокая управляемость текущей деятельностью
• Существенный конфликт интересов.
• Сбытовые компании
будут инструментом
максимизации прибыли ТГК и ограничены
в собственной ценовой
стратегии: высокая
цена на входе
Окончание табл. 3.21
Ключевые параметры
Корпоративное управление
Оперативное управление
Участие в рынке
• В рынке участвуют независимо
• Заявки на продажу и на
покупку подаются из разных мест
Возможны альтернативы:
• единая служба участия в рынке,
• свои полномочия у
каждой из ЭСК (это
влечет необходимость
децентрализации финансовых потоков)
Финансовая устойчивость
• Финансовая устойчивость ЭСК практически не
улучшается по сравнению
с ситуацией, когда они
независимы
• Решения об отсрочке
платежа по внутренним
контрактам, поручительстве ТГК по кредитам ЭСК
и т. д. принимаются в ТГК
и носят характер сделки
с заинтересованностью
• Более гибкая система
принятия решения о
финансовом взаимодействии
• Сохраняется характер сделок с заинтересованностью
Гибкость схемы
• Решение о прекращении
участия в ЭСК принять
достаточно просто – сбытовая деятельность будет
иметь собственную систему
управления
• Отделить сбыт от ТГК
либо сложно и долго
(нужно обновить систему управления), либо
равносильно «ликвидации» ЭСК
Альтернатива 2. Механизм управления разрозненными сбытовыми
компаниями в различных регионах (межрегиональной интеграции):
• Межрегиональная
���������������������������������������������������������
интеграция осуществляется на уровне ТГК,
управляющей четырьмя региональными сбытовыми компаниями,
выполняя межрегиональной компании (только при оперативном
управлении)
• ����������������������������������������������������
Сбытовые компании сливаются в межрегиональную компанию МЭСК (через этап соучреждения до реорганизации АО, либо
после), которая находится в управлении ТГК. Межрегиональная
компания управляет региональными филиалами. Распределение
полномочий с ТГК осуществляется в зависимости от принятия решения по альтернативе 1.
• Создается
������������������������������������������������������
управляющая компания УК, которую ТГК нанимает на управление разрозненными сбытовыми компаниям.
Сопоставление альтернативных вариантов организации межрегиональной интеграции сведено в табл. 3.22.
105
Таблица 3.22
Схемы межрегиональной интеграции
Ключевые
параметры
ТГК
МЭСК
Управляющая компания
Управляемость со
стороны ТГК
за деятельностью ЭСК
Альтернатива 1 «Оперативное
управление»
Большая часть функ- Все функции по опеций по оперативному ративному управлеуправлению будет
нию в МЭСК
в МЭСК (зависит от
распределения полномочий между ТГК и
МЭСК)
Конфликт
интересов
ТГК-ЭСК
Альтернатива 1 «Оперативное
управление»
Конфликт интересов Конфликт интересов
отсутствует в той
практически отсутстмере, в которой осу- вует
ществлено разделение
функций оперативного управления между
ТГК и МЭСК
Участие
в рынке
Альтернатива 1 «Оперативное
управление»
Варианты:
• единая служба участия в рынке,
• свои полномочия у
каждой из ЭСК (влечет необходимость
децентрализации
финансовых потоков)
• ТГК/ЭСК участвуют
независимо
• ЭСК по регионам:
единый центр либо
в каждом регионе
самостоятельно
Финансовая Альтернати- • Относительно жесткая система принятия
устойчива 1 «Оперешения о финансовом взаимодействии
вость
ративное
• Сохраняется характер сделок с заинтересоуправление» ванностью
Гибкость
схемы
Альтернати- • Отделить сбыт
ва 1 «Опеот ТГК достаточно
ративное
просто
управление»
• Отделить сбыт от
ТГК сложно и долго (нужно встраивать управляющую
компанию в систему
управления)
• Через отделение
с последующим слиянием в единую МЭСК
Альтернатива 3. Переход на единую акцию по вариантам:
• �����������������������������������������������������
Объединение отдельных региональных сбытовых компаний
в единую межрегиональную компанию (табл. 3.23).
106
Таблица 3.23
Оценка управляемости ЭСК
Ключевые параметры
Нет
Управляемость со Низкая, поскольку необстороны ТГК за де- ходимо контролировать
ятельностью ЭСК сразу четыре компании.
• В условиях корпоративного управления
наиболее сложно
• В условиях оперативного управления
несколько проще
Конфликт интере- • Для корпоративного
сов ТГК-ЭСК
контроля – неважно
• Для оперативного
контроля – отдельные
ЭСК в противопоставлении ТГК проигрывают
единой компании
Участие в рынке
Альтернатива 1
Финансовая устойчивость
Гибкость схемы
Да
• В условиях корпоративного управления существенно
лучше, чем в отсутствие межрегиональной компании
• В условиях оперативного
управления управляемость
ухудшается, появляется
посредник между ТГК и региональными структурами
• Для корпоративного контроля – неважно
• Усиливает позиции сбытовой компании
• В оперативном управлении
единый центр, но его местоположение зависит от разделения полномочий с ТГК
• В корпоративном управлении – единый центр в МЭСК
Улучшает финансовую устойчивость за счет укрупнения
Внутри сбытовой деятельности снижает гибкость
• �����������������������������������������������������������
Присоединение ЭСК к ТГК в случае, если в Решении 1 выбрано
оперативное управление (табл. 3.24).
Таблица 3.24
Последствия присоединения ЭСК к ТГК
Ключевые параметры
Нет
Да
Управляемость со Альтернатива 1 Полностью снимает все риски,
стороны ТГК за де- «Оперативное
связанные с необходимостью поятельностью ЭСК
управление»
лучения статуса исполнительного
органа (через ОСА) и все риски
сделок с заинтересованностью
Конфликт интереМаксимальный
сов ТГК-ЭСК
Участие в рынке
Единый центр – одно юридическое
лицо
Финансовая устой• Для сбытовой деятельности
чивость
– полная потеря самостоятельности, финансовая устойчивость
розничного сбыта зависит от заинтересованности ТГК
107
Окончание табл. 3.24
Ключевые параметры
Гибкость схемы
Нет
Да
• Финансовые риски розничного
сбыта полностью перекладываются
на саму ТГК
Альтернатива
• Выделение сбыта в самостоя1 «Оперативное тельную компанию равносильно
управление»
созданию новой
• Для ТГК всегда есть альтернатива – продавать на ОРЭ или продавать в рознице.
• Необходимость выполнения функций ГП самой ТГК
Для Волжской территориальной генерирующей компании применимы (с учетом принятия управленческих решений) следующие
схемы (рис. 3.4).
а)
Волжская Территориальная Генерирующая компания
Корпоративное управление
Самараэнерго
Саратовэнерго
Ульяновскэнерго
Оренбургэнерго
Характеристики по альтернативам:
Альтернатива 1
Альтернатива 2
Альтернатива 3
б)
Корпоративное управление
Межрегиональная интеграция отсутствует
Переход на единую акцию не предусматривается
Волжская Территориальная Генерирующая компания
Исполнительный орган
Самараэнерго
Саратовэнерго
Ульяновскэнерго
Оренбургэнерго
Характеристики по альтернативам:
Решение 1
Решение 2
Решение 3
108
Оперативное управление
Межрегиональная интеграция через ТГК
Переход на единую акцию не предусматривается
в)
Волжская Территориальная Генерирующая компания
МЭСК
Филиал
Самара
Филиал
Саратов
Филиал
Ульяновск
Филиал
Оренбург
Характеристика по альтернативам:
Альтернатива 1
Возможны варианты
Альтернатива 2
Межрегиональная интеграция через МЭСК
Альтернатива 3
Переход на единую акцию в рамках МЭСК, слияние
с ТГК не предусматривается
г)
Волжская Территориальная Генерирующая компания
Управляющая компания
Самараэнерго
Саратовэнерго
Ульяновскэнерго
Оренбургэнерго
Характеристика по альтернативам
Альтернатива 1
Возможны варианты
Альтернатива 2
Межрегиональная интеграция через Управляющую
компанию
Альтернатива 3
Переход на единую акцию не предусматривается
Рис. 3.4. Варианты организационной структуры
Волжской территориальной генерирующей компании: а) корпоративное
управление; б) оперативное управление и интеграция через ТГК; в) интеграция через МЭСК; г) интеграция через Управляющую компанию
Для многоуровневой схемы управления межрегиональной энергосбытовой организации предлагается следующее распределение
функций по уровням системы управления (табл. 3.25).
109
Таблица 3.25
Распределение функций по уровням системы управления
межрегиональной энергосбытовой организации
Функция
Реализация
Межрегиональный уровень
Закупки электро- Разработка ценовой стратегии участия в ОРЭ и РРЭ
энергии
Заключение, исполнение и расторжение двухсторонних договоров на ОРЭ и РРЭ
Участие в оптовом рынке
Участие в рынке мощности
Сбыт электроэнергии
Маркетинговые исследования и определение ценовой
стратегии продаж на РРЭ
Ведение переговоров и договорная работа с крупными
потребителями (возможна передача полномочий на
региональный уровень)
Защита тарифов (возможна передача полномочий на
региональный уровень)
Дополнительные Трейдерские услуги для крупных потребителей по
услуги
участию в рынке
Финансы
Общее руководство
Кредитные операции (долгосрочные займы)
Операции с ценными бумагами
Общие функции
Бюджетное управление
Управление имуществом
Управление персоналом
Юридические функции
PR/GR/IR
Закупка матери- Общее руководство
алов и услуг
Проведение тендеров (по объемным критериям)
Региональный уровень
Закупки электро- Заключение исполнение и расторжение двусторонних
энергии
договоров на РРЭ (в рамках стоимостного лимита)
Определение фактического баланса потребления
Сбыт электроэнергии
110
Маркетинговые исследования и определение ценовой
стратегии продаж на РРЭ (в рамках полномочий)
Ведение переговоров и договорная работа с потребителями (в рамках объемных лимитов)
Защита тарифов (возможна передача полномочий на
региональный уровень)
Расчет тарифов
Организация системы сбора платежей
Взаимодействие с сетевыми организациями по вопросам коммерческого учета, потерь, отключений и
ограничений. Информационный обмен
Окончание табл. 3.25
Функция
Реализация
Дополнительные Услуги по обслуживанию средств измерений
услуги
Биллинг в интересах третьих лиц
Финансы
Кредитные операции (краткосрочные займы)
Текущая
Общие функции
Управление имуществом (в рамках стоимостного лимита)
Управление персоналом
Юридические функции
PR/GR (ограниченно)
Закупка матери- Закупки (в рамках стоимостного лимита)
алов и услуг
Контроль поставки и выполнения услуг
Низший уровень (территориальные отделения и участки)
Закупки и сбыт
электроэнергии
Ведение переговоров и договорная работа с потребителями (в рамках объемных лимитов)
Организация системы сбора платежей (в районах
области)
Взаимодействие с сетевыми организациями по вопросам коммерческого учета, потерь, отключений и
ограничений. Информационный обмен
Дополнительные Услуги по обслуживанию средств измерений
услуги
Биллинг в интересах третьих лиц
Финансы
Текущая
Общие функции
Управление персоналом
Юридические функции
Закупка матери- Закупки (в рамках стоимостного лимита)
алов и услуг
Контроль поставки и выполнения услуг
В случае, если полномочия исполнительного органа по отношению к региональным энергосбытовым организациям станут исполняться непосредственно ТГК либо Управляющей компанией,
возможно уточнение распределения полномочий (в первую очередь
между межрегиональным и региональным уровнями) для снижения конфликта интересов.
В процессе реформирования АО-энерго ЭСК приобретают статус
дочерних компаний ТГК при реализации следующих альтернативных стратегий организации энергосбытовой деятельности:
1. ���������������������������������������������������������
сохранение энергосбытовых компаний в рамках холдинга ГП.
В этом случае ЭСК выделяются из состава АО-энерго отсутствуют
в составе ТГК. Этот вариант позволяет добиться большей прозрачности регулирования внутрирегиональной деятельностью ЭСК,
отрицательной стороной выступает низкая стабильность и финан111
совая устойчивость компании, ее низкая инвестиционная привлекательность;
2. ��������������������������������������������������������
продажа отдельных ЭСК. В этом случае достигается привлечение внешних инвесторов в энергосбытовой бизнес, но процесс
продажи сопровождается негативными моментами, в частности:
политические сложности принятия решения о продаже ЭСК; невозможность использования варианта реформирования энергосбытовой деятельности в качестве системного решения в целом по
отрасли в силу привлекательности для продажи только финансово-устойчивых ЭСК; ограниченность сроков организации продаж
ЭСК;
3. интеграция
���������������������������������������������������
ЭСК между собой с последующей продажей.
В этом случае достигается повышение стабильности функционирования ЭСК и привлечение инвесторов в энергосбытовой бизнес, негативными аспектами принятия варианта являются политические
сложности принятия решения о продаже ЭСК и снижение финансовой устойчивости объединенных ЭСК за счет вхождения в одну
группу как финансово стабильных, так и потенциально проблемных ЭСК; сложность тарифного регулирования сбытовых надбавок
для различных регионов, обслуживаемых объединенной ЭСК, а
также ограниченность сроков организации объединения и продажи
объединенных ЭСК;
4. ��������������������������������������������������������
интеграция энергосбытовых компаний с ТГК. В этом случае
ЭСК являются дочерними компаниями ТГК.
Последний вариант является наиболее интересным с позиции
развития ТГК. В данном случае преимущества и риски интеграции
ЭСК в ТГК можно рассматривать с позиции общих для ТКГ и ЭСК
положительных и отрицательных аспектов интеграции, к которым
можно отнести:
– ����������������������������������������������������������
создание дополнительного контура надежности энергосетевой
компании;
– объединение
���������������������������������������������������������
двух видов бизнесов, являющихся одновременно
и конкурентными (производство и коммерческий сбыт электроэнергии), и регулируемыми (производство и сбыт тепловой энергии, выполнение функции гарантирующего поставщика);
– ���������������������������������������������������������
консолидация функций по сбытам тепловой и электроэнергии
в ЭСК;
– соответствие
��������������������������������������������������������
существующей законодательной и нормативной
базе;
– возможное
��������������������������������������������������������
противодействие интегрированной компании (ТГК
и ЭСК) созданию конкурентной среды на конкурсах за получение
статуса гарантирующего поставщика;
112
С позиции собственно ТГК положительными аспектами являются: осуществление контроля за деятельностью ЭСК, являющейся
основным дебитором, и снижение расходов на осуществление сбыта
тепловой энергии; отрицательные аспекты заключаются в: потенциальном риске влияния финансового состояния ЭСК на собственную деятельность ТГК; влиянии дополнительной эмиссии акций
ЭСК и, как следствие, снижение доли ТГК.
С позиции собственно ЭСК положительные аспекты заключаются в: хеджировании финансовых рисков за счет получения возможности тактического маневрирования между ОРЭ и РРЭ и повышении
стабильности ЭСК за счет гарантий, поручительства, коммерческого кредитования ТГК, а отрицательные – в потенциальном риске
лоббирования интересов ТГК в энергосбытовой деятельности.
Схематично целевое состояние организационной структуры бизнесов по варианту интегрирования ТГК и ЭСК после реформирования АО-энерго, входящих в состав ОАО СМУЭК, представлено на
рис. 3.5.
Таким образом, организационная структура ТГК представляет
собой диверсифицированный бизнес по направлениям: генерация
электроэнергии, генерация тепловой энергии, энергосбыт. Использование выгод стратегического соответствия отдельных видов бизнеса в ТГК обеспечивает ему конкурентное преимущество на рынке
и одновременно увеличивает потенциал собственно отдельных видов бизнеса.
С целью усиления преимуществ стратегических взаимосвязей и
диверсиификации в структуре ТГК необходимо:
• ликвидировать
������������������������������������������������������
разрыв в управлении едиными процессами:
генерация электроэнергии – сбыт электроэнергии; генерация тепловой энергии – транспортировка – сбыт тепловой энергии как на
уровне компании в целом, так и по территориальному признаку;
• адаптировать
������������������������������������������������
структуру к стратегии развития ТГК;
• централизовать
�������������������������������������������������������
полномочия в области осуществления стратегии ТГК, поскольку взаимосвязанные виды бизнеса: генерация
электро- и тепловой энергии и энергосбыт требуют тщательной координации;
• ����������������������������������������������������������
делегировать часть функций оперативной деятельности на региональный уровень для обеспечения возможности решения стратегических задач ТГК, что важно для долгосрочного развития компании;
• ����������������������������������������������������
оптимизировать численность управленческого аппарата
с целью снижения бюрократизации процесса принятия решений
в ТГК;
113
а)
Самараэнерго
Саратовэнерго
Ульяновскэнерго
Волжская
Территориальная генерирующая
компания
Волжская
межрегиональная распределительная
компания
б)
РАО ЕЭС, миноритарии
совладельцы
Самараэнерго
Генерация
Самараэнерго
совладельцы
Сети
Саратовэнерго
Сети
Самараэнерго
Генерация СаратовСаратовэнерго
энерго
Волжская Территориальная
генерирующая компания
Волжская межрегиональная
распределительная
компания
совладельцы
Сети Ульяновск
энерго
Генерация Ульяновск
энерго
Ульяновск
энерго
в)
РАО ЕЭС
миноры
Внесение акций
АО Энерго
в уставный
капитал
Волжская
Территориальная
Генерирующая компания
Владение акциями
Саратовэнерго
холдинг
Владение акциями
Владение акциями
Самараэнерго
Ульяновскэнерго
Рис.3.5. Организационная структура интеграции ТГК и ЭСК:
а – соучреждение межрегиональных компаний;
б – выделение межрегиональных компаний;
в – образование холдинга ТГК – ЭСК
114
• ������������������������������������������������������
ввести механизмы независимого контроля в региональных
структурах ТГК.
3.4. Стратегии энергосбытовых компаний
Средневолжского региона
Основной задачей при выборе стратегии СМУЭК является определение основных направлений развития сбытовой деятельности
[38]. В поле деятельности СМУЭК находятся несколько участников,
которые осуществляют энергосбытовую деятельность:
• ����������������������������������������������������������
сбытовые компании, которые будут созданы в ходе реформирования и получат статус гарантирующих поставщиков;
• существующая
�������������������������������������������������������
конкурентная сбытовая компания – КЭСК, которая в отношении части своих потребителей выступает как энергоснабжающая организации, совмещающая виды деятельности и
выступающая по отношению к АО-энерго в качестве оптового потребителя-продавца;
• ТГК,
����������������������������������������������������������
которая может совмещать деятельность по производству
с деятельностью по купле-продаже электрической энергии, осуществляя деятельность по розничному сбыту.
Для конкретизации стратегии деятельности необходимо, как минимум, определить вектор развития каждого из этих направлений
и уточнить сегмент рынка, на который ориентирована компания.
Альтернатива 1: Выводить или нет крупных потребителей из
клиентской базы ЭСК-ГП?
Альтернатива 2: Если выводить, то – в КЭСК или в ТГК?
При этом необходимо учитывать, что часть клиентской базы,
очевидно, будет потеряна, а именно, компании, входящие в те или
иные финансово-промышленные группы (Газпром, Сибур, Транснефть) или достигшие системных соглашений с иными сбытовыми
компаниями (РЖД).
Для выбора Альтернативы 1 или Альтернативы 2 необходим анализ возможных вариантов по ряду критериев, результаты анализа
представлены в табл. ������������
3.26 и 3.27.
КЭСК обслуживает только тех потребителей, которые являются
привлекательными для нее (нет публичного характера деятельности) и является свободной в назначении цены и иных условий по
договору, определяющими для нее являются входная цена покупки
электроэнергии и условия, представляемые другими КЭСК
Создание отдельной КЭСК по отношению к ЭСК-ГП имеет следующие преимущества:
Во-первых, создание конкурентной энергосбытовой компании
является способом дифференцировать деятельность в рамках раз115
116
КЭСК
Факторы конкурентоспособности
ТГК
Большая точность планирования по каждой из ГТП,
соответствующих конкретным потребителям, в отличие от единой ГТП.
Возможность управлять
потреблением в зависимости от динамики цены по
часам.
Возможность точно следовать торговому графику
Наилучшие условия для
реализации независимых
ценовых стратегий с ТГК
В отношении потребителей на
шинах – возможность сальдировать отклонения с рамках
одной ГТП.
В отношении прочих – аналогично про-чим КЭСК.
Привлекательность в качестве
покупате-ля по двусторонним
договорам, заключае-мым для
хеджирования поставки потреби-телям (за счет обеспеченности активами ТГК)
Допустимо совмещение видов деятельНичего не отличается от
Допустимо совмещение видов
ности в качестве ГП и КЭСК при наличии возможностей любой иной деятель-ности в качестве
раздельного учета
КЭСК
генерирующей и сбытовой
компании
В единой ГТП данной ЭСК-ГП в рамВ отношении любых потВ соответствии с ПОРЭ и
ках зоны деятельности, определенной
ребителей – аналогично
ПРРЭ ТГК может поставлять
для нее как для ГП (по существующим
прочим КЭСК (через соот- потребителям на шинах вне
границам АО-энерго) – любым потреветствие их объемных ха- зависимости от их объемных
бителям вне зависимости от объемных
рактеристик требованиям характеристик.
критериев (не требуется регистрация
ОРЭ) – в настоящий момент В отношении прочих потреГТП на ОРЭ).
это 4 МВА по каждой ГТП бителей – аналогично прочим
Вне зоны деятельности аналогично проКЭСК (через соответствие их
чим КЭСК (через соответствие их объемобъемных характеристик треных характеристик требованиям ОРЭ)
бованиям ОРЭ)
ЭСК-ГП
Плюсы для
Единая ГТП позволяет сглаживать отработы в опто- клонения, что уменьшает их стоимость.
вом рынке
В случае, если в ПРРЭ будет определен
принцип трансляции цены ОРЭ в РРЭ, и
при наличии СДД с ценой ниже РСВ за
счет соответствующей дополнительной
экономии можно предоставить большую
скидку крупным потребителям (поскольку все прочие потребители заплатят
цену, определяемую ценой РСВ).
Более длительный срок задолженности,
при которой ЭСК-ГП будут продолжать
поставки на ОРЭ
Возможность
осуществлять
деятельность
КЭСК
Каких
потребителей может
обслуживать
в качестве
КЭСК
Критерии
Таблица 3.26
117
Отсутствие возможности
«кредитоваться» на рынке – риск лишения статуса
ОРЭ при минимальных
просрочках оплаты
КЭСК
ТГК
Зачет обязательств ТГК,
выступающей как покупатель для обеспечения своих
поставок, как КЭСК, в счет
ее требований к рынку как
поставщика.
Трудности с реализацией независимых ценовых стратегий
в рамках одного юридического
лица
КонкурентОтсутствие необходимости организации Полная прозрачность отно- Высокая привлекательность
ные преиму- почасового коммерческого учета для
шений.
как контрагента для потребищества для
пользования услугами ЭСК-ГП как КЭСК. Возможность быстрой
теля – гарантии поставки и
потребителей Отсутствие рисков высокой стоимости
смены на другую КЭСК (в участия в ОРЭ.
отклонений.
случае банкротства или не- Для потребителей, находяВозможность воспользоваться услугами удовлетворения условиями щихся на шинах станций – отЭСК-ГП в качестве КЭСК пока проходит поставки)
сутствие необходимости
подготовка к выполнению требований
организовывать почасовой
в рынке
коммерческий учет в соответствии с требованиями ОРЭ
(АСКУЭ).
Возможность решения одновременно вопросов поставки
тепла (пара) и электроэнергии
Опасения для Сохранение перекрестки в той или иной Риск банкротства.
Для потребителей на шинах
потребителей форме
Финансовые риски – при
станции – невозможность бысНевозможность быстро сменить поставщика востребовать предоплату
трой смены поставщика.
Отсутствие практики работы в рынке по
Отсутствие прозрачности
собственной ГТП и умения управлять
потреблением, хеджировать риски
ЭСК-ГП
Минусы для Риски невозможности обеспечить учасработы в опто- тие в РСВ в отсутствие средств на предовом рынке
плату и покупка всего объема сверх РДД
на БР – по более высокой цене
Критерии
Окончание атбл. 3.26
118
Минусы для
собственников
Возможность повысить эффективность, сохранить ликвидность и
финансовую
Наличие прямого контроля за счет
договора ДУ с ТГК (на краткосрочной
перспективе)
Риски потери крупных потребителей
в связи с их решением уйти в иную
КЭСК из-за отсутствия уверенность
в том, что (необходимость действовать превентивно)
Риск потери бизнеса в связи с низкой
финансовой устойчивостью ЭСК-ГП
Прибыль от работы с крупными
потребителями будет сальдироваться
с результатами от работы с прочими,
которые могут быть убыточны
Невозможность быстрого извлечения
прибыли
Преимущества
для собственников
Низкий запас прочности у самостоятельной
КЭСК – невозможно
подстраховаться за счет
экономии расходов по
иному виду деятельности, как у ТГК
Политические риски –
вы-вод потребителей из
ЭСК-ГП и неизбежный
рост тарифов негативно
воспри-нимаются региональными властями
Большая доля в собствен-ности, что повышает управ-ляемость и
мобильность в стратегии
извлечения прибыли
КЭСК
Возможность получения готовой клиентской
базы на первом шаге –
существенное конкурентное преимущество
Максимизация региональных
макро-экономических рисков
(возможный спад спроса или его
платежеспособности)
Возможные трудности в реализации независимых ценовых
стратегий
Отсутствие прямого контроля и
невозможность быстрого извлечения прибыли (в краткосрочной перспективе)
Политические риски (аналогично КЭСК)
Оптимизация деятельности
ТГК и построение стратегических отношений с крупными
потребителями на территории
ТГК
Наличие клиентской базы
для поставки по двусторонним
договорам, которые являются
основой долгосрочного планирования деятельности ТГК
Возможность оптимизировать
тепловой бизнес – в связке
с электроэнергией
Факторы привлекательности для собственников
ЭСК-ГП
Повышает общую устойчивость на
пер-вом шаге – в условиях пересечения баз данных потребителей трудно
обеспечить финансовую устойчивость.
Даже после решения перекрестки потеря таких потребителей несет риски
снижения ликвидности
Критерии
Плюсы для
каждого из
бизнесов
Таблица 3.27
личных компаний, и, следовательно, позволит значительно снизить
региональные макро-экономические риски.
Работа с конечным потребителем несет самостоятельные риски,
которые могут в какой-то момент времени оказаться для бизнеса
ТГК чрезмерными и не приносящими при этом дополнительной выгоды.
Во-вторых, такая компания будет по определению больше подконтрольна за счет более высокой доли соответствующих собственников в уставном капитале КЭСК по сравнению с генерирующей
компанией. В последующем задача максимизации доли собственности в ТГК также стоит, но для этого еще должны быть разработаны механизмы ее увеличения (за счет обмена на акции РЭСК, выкупа у иных акционеров и иным способами). В то время как именно на
этапе становления важнее как можно более полно контролировать
бизнес.
В-третьих, КЭСК по определению находится в более жестких
конкурентных условиях, что будет заставлять ее более активно
действовать на рынке и бороться за потребителя.
В-четвертых, за счет того, что для КЭСК основным видом деятельности будет являться именно продажа электроэнергии конечным потребителям, результаты этой деятельности будут очевидны,
проще ставить цели и задачи и спрашивать за них.
В частности, у ТГК основной бизнес – производство и продажа
тепла и электроэнергии. Долгосрочные договоры стабилизируют
этот бизнес, но это именно те двусторонние договоры на оптовом
рынке, которые являются ценовым хеджем в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Отношения с потребителями в розничном
рынке носят другой характер и тем самым влекут иные обязанности и большие риски.
В сравнении с ГП, для которого главной целью будет обслуживание иных категорий потребителей (не являющихся целевой группой для КЭСК), очевидно, что КЭСК будет более способна развивать
соответствующие новые технологии. К тому же, у ГП прибыль от
работы с крупными потребителями будет складываться с результатами работы с прочими потребителями, которые могут быть отрицательными.
Формирование клиентской базы КЭСК может быть проведено
разделением по классу напряжения, к которому присоединены потребители – например 35 кВт и выше – в КЭСК, ниже – в ЭСК-ГП,
но более эффективным и соответствующим целям создания КЭСК
является точечный выбор потребителей, с акцентом на крупных
потребителях.
119
Анализ правил функционирования энергосбытовых организаций на рынках электрической энергии также дает ряд преимуществ
конкурентных энергосбытовых компаний перед гарантирующими
поставщиками (ГП) и генерирующими компаниями, осуществляющими энергосбытовую деятельность:
В сравнении с ГП: основное преимущество заключается в том,
что КЭСК относительно свободна в заключении договоров. У ГП
имеется возможность работать с крупными потребителями, они будут к нему относиться более настороженно, поскольку для них уход
от ГП – правопреемника АО-энерго равносилен уходу от перекрестного субсидирования и иных проблем, которые сложились за годы
совместной работы.
Для гарантирующего поставщика одним из основных источников экономии, за счет которой можно снизить цену потребителю
является определение почасовых отклонений суммарно по всем обслуживаемым потребителям: разнонаправленные отклонения суммируются в пределах часа. КЭСК обслуживает на розничном рынке
крупных потребителей (не менее 4 МВА) при условии, что по каждому из них зарегистрирует отдельную групп точек поставки, а учет
их потребления и отклонений от плана на оптовом рынке будет осуществляться раздельно для каждого потребителя.
Несмотря на невозможность сальдирования отклонений обслуживаемых КЭСК потребителей, учет потребления каждого из них
позволяет осуществить планирование потребления с наибольшей
точностью и тем самым минимизировать стоимость отклонений на
оптовом рынке. Знание каждым потребителем цены в своей собственной точке поставки, индивидуальное представление каждого
потребителя на ОРЭ позволит энергосбытовой компании вместе со
потребителем управлять объемами покупки в зависимости от почасовой динамики цены, что собственно и является основной выгоды
от прямого участия в оптовом рынке
КЭСК сможет обеспечить потребителю намного более прозрачные отношения на розничном рынке, чем гарантирующий поставщик, что приводит к большей привлекательности энергосбытовой
компании в конкуренции с гарантирующим поставщиком за обслуживание потребителей на розничном рынке.
Таким образом, работа в ОРЭ через гарантирующего поставщика
не продвигает потребителя с точки зрения умения управлять своими издержками в части энергоресурсов с учетом новых реалий,
в то время как для КЭСК главным бизнесом будет научить его это
делать.
120
В сравнении с ТГК: Генерирующая компания сможет осуществлять поставку электроэнергии на розничном рынке потребителям,
присоединенным к шинам генераторов, вне зависимости от объемных характеристик таких потребителей. В отношении прочих потребителей сбытовая деятельность генерирующих компаний не будет отличаться от деятельности КЭСК.
Основным преимуществом КЭСК перед генерирующей компанией, осуществляющей сбытовую деятельность, является возможность реализации независимой ценовой стратегии покупки электроэнергии на оптовом рынке. Для генерирующей компании, выступающей на оптовом рынке и как поставщик в части производства
электрической энергии, и как покупатель в части поставки электроэнергии на розничный рынок, обязательства, возникающие при
покупке, зачитываются в счет требований при продаже.
При этом ценовые стратегии сбыта и генерации будут связаны, что
неизбежно будет работать в ущерб одному из видов деятельности.
Таким образом, за счет разделения КЭСК и ТГК в разные компании можно будет обеспечить и их собственную конкуренцию за
потребителей и более эффективное поведение во внешних конкурентных условиях.
Участниками розничного рынка электроэнергии на этапе его
становления являются:
Гарантирующий поставщик – юридическое лицо, обязанное
заключить договор с любым обратившимся потребителем, находящимся в границах его деятельности. До
�����������������������������
первого конкурса ГП могут
выступать:
• Существующие
��������������������������������������������������������
АО-энерго или выделенные из них в процессе
реорганизации энергосбытовые компании;
• ������������������������������������������������������
иные энергоснабжающие организации (ОПП), удовлетворяющие определенным объемным критериям.
ГП покупает электроэнергию на оптовом рынке и перепродает на
розничном рынке потребителям или ОПП. Цены поставки электроэнергии ГП потребителям на розничном рынке непосредственно зависят от утвержденных тарифов и цен покупки ГП электроэнергии
на ОРЭМ, которые рассчитываются таким образом, чтобы с каждого
проданного КВтч ГП имел только сбытовую надбавку (за исключением случая, когда ГП заключает свободный договор на ОРЭМ, цена
которого ниже цены рынка на сутки вперед). Сбытовая надбавка ГП
подлежит государственному регулированию.
Оптовые потребители-продавцы – организации, покупающие
электроэнергию у АО-Энерго и обслуживающие категорию потребителей «население» и «прочие потребители» в границах деятель121
ности АО-Энерго. АО-Энерго поставляет им электроэнергию по более низкому тарифу, учитывающему собственные расходы ОПП и
достаточно большой процент поставки электроэнергии непосредственно населению (перекрестное субсидирование). Таким образом,
более низкий покупной тариф на электроэнергию по сути является
«платой» за то, что ОПП принимают на себя риски неплатежей населения и прочих.
Независимые энергосбытовые компании (ЭСК). ЭСК свободны
в определении условий договоров с потребителями, цены договора,
вправе отказать им в поставке электроэнергии. Независимые ЭСК
подразделяются на два основных типа:
Тип 1: ЭСК, поставляющие электроэнергию относительно групп
точек поставки обслуживаемых ими крупных потребителей, оборудованных в соответствии с правилами оптового рынка. Такие организации на розничном рынке смогут конкурировать с ГП за крупных потребителей, «уводя» их на оптовый рынок, предлагая более
выгодные, чем у ГП, условия договора. Потребитель, уходящий от
ГП, обязан компенсировать ему выпадающие доходы, связанные
с перекрестным субсидированием, возникающие у ГП в связи с его
уходом – до решения проблемы перекрестного субсидирования.
Тип 2: ЭСК, имеющие группу точек поставки по границам совокупности электрических сетей и обслуживающие всех (большинство) потребителей в границах балансовой принадлежности таких
сетей, а также покупающие электрическую энергию для компенсации потерь в сетях.
Крупные потребители. Потребители электроэнергии, соответствующие объемным критериям оптового рынка. В отношении них
на ОРЭМ могут быть зарегистрированы «персональные» ГТП при
условии выполнения требований, предъявляемых к ГТП потребления на ОРЭМ (в том числе по оснащению приборами коммерческого
учета). Такие потребители могут участвовать в торгах на оптовом
рынке, либо самостоятельно, либо через ЭСК или ГП, представляющих их ГТП на оптовом рынке.
Население. Потребители электроэнергии, обслуживаемые ГП
или ЭСК второго типа, в отношении которых для их поставщика
планируется ввести низкий тариф покупки электроэнергии на оптовом рынке. Характерной чертой этой категории потребителей является то, что факт потребления, как правило, становится известен
на основании величины потребления (самовыписка счетов), что сопровождается коммерческими потерями.
Прочие потребители. Потребители, не соответствующие объемным критериям оптового рынка, которые не могут самостоятель122
но выйти на ОРЭМ, но могут обслуживаться ГП или ЭСК второго
типа.
Бюджетные и бюджето-зависимые потребители электроэнергии.
относятся к рискованному сектору розничного рынка. Основной
стратегией поведения в отношении таких потребителей является
политика их мотивации. Создание мотивации в поведении потребителей заключается в разработке гибкой сбытовой политики,
направленной на поощрение дисциплинированных потребителей
электроэнергии, в том числе системы скидок, что возможно только
при усовершенствовании системы контроля и мониторинга платежей за потребляемую электроэнергию. Целесообразна разработка
системы качества обслуживания потребителей электроэнергии,
включая удобную форму оплаты, оказание дополнительных сервисных услуг, организацию получения быстрой обратной реакции на
жалобы потребителя электроэнергии, внедрение систему «одного
окна».
Рассмотрим более подробно стратегию поведения ЭСК для крупных и оптовых потребителей электроэнергии
Крупные промышленные потребители (КПП) составляют основную долю в структуре поставок электроэнергии АО-энерго и, в последующем ГП. Следовательно, стратегия сохранения крупных потребителей у ГП является первостепенной и зависит от результатов
решения по сегментированию рынка между ГП, собственной ЭСК
и ТГК.
Часть крупных промышленных потребителей электроэнергии,
которые в настоящее время осуществляют покупку электроэнергии
через АО-энерго, потенциально имеют возможность получить статус участника оптового рынка электроэнергии и осуществлять ее
покупку на оптовом рынке.
Механизмы сохранения КПП определяются стремлением последних выйти самостоятельно на оптовый рынок электроэнергии
или сменить источник поставки электроэнергии.
В случае если причиной принятия решения об изменении источника поставки электроэнергии является большая величина розничного тарифа (проблема перекрестного субсидирования), целесообразно использовать следующие механизмы:
• �������������������������������������������������������
механизм перевода КПП в категорию базовых, для которых
тариф на электроэнергию будет более низким, что, однако, может
спровоцировать лавинообразный процесс смены поставщика электроэнергии, поскольку при сокращении тарифа для одного из потребителей происходит одновременный рост тарифа для других субсидирующих потребителей электроэнергии;
123
• установить
����������������������������������������������������������
завышенный сетевой тариф, заложив в него источник перекрестного субсидирования;
• ���������������������������������������������������������
получив статус ГП, приступить к исполнению функций ЭСК и
осуществлять продажу электроэнергии по нерегулируемым ценам,
а значит, предложить КПП электроэнергии другие условия сотрудничества (более выгодные для последнего, чем самостоятельный
выход на ОРЭ или смена поставщика электроэнергии).
Стратегия и результаты деятельности ЭСК, образуемых в процессе реформирования ОАО «Самараэнерго», ОАО «Саратовэнерго»,
ОАО «Ульяновскэнерго» и ОАО «Оренбургэнерго», на розничных
рынках соответствующих регионов в значительной степени зависят
от их взаимодействия с оптовыми потребителями-продавцами, под
которыми понимаются, прежде всего, предприятия коммунального
электроснабжения – энергоснабжающие организации, совмещающие деятельность по купле-продаже электроэнергии с деятельностью по передаче электроэнергии.
В соответствии с имеющимися данными доля ОПП в общем объеме потребления электроэнергии, отпускаемой ОАО «Самараэнерго», ОАО «Саратовэнерго» и ОАО «Ульяновсэнерго», составляет около 30 %, в том числе: по ОАО «Самараэнерго» – 26 %, по ОАО «Саратовэнерго» – 31 %, по ОАО «Ульяновскэнерго» – 44 %.
Важным решением, которое необходимо принять ОПП или выделяющимся из их состава энергосбытовым компаниям, является
вопрос о получении данными предприятиями статуса гарантирующего поставщика и, как следствие, необходимость участия в оптовом рынке электроэнергии (мощности). В противном случае в соответствии с текущими редакциями «Правил функционирования
розничных рынков переходного периода» ОПП остаются участниками розничного рынка, покупая электроэнергию у энергосбытовой организации, выделяемой из состава бывшего АО-энерго, но
лишаются статуса «гарантирующего поставщика» на соответствующей территории обслуживания. Для ОПП возникает угроза потери части потребителей, которые получают возможность перейти на
обслуживание к энергосбытовой организации, выделяемой из состава бывшего АО-энерго.
Стратегическое поведение относительно ОПП можно с определенной долей вероятности разделить на два типа:
1. ОПП, имеющие возможность и стремление получить статус
гарантирующего поставщика
В случае если ОПП получает статус ГП, можно прогнозировать
уменьшение размеров зоны влияния ОАО СМУЭК на региональном
124
уровне в силу того, что ОПП-ГП станут самостоятельными участниками оптового рынка электроэнергии. Одновременно нельзя оставить без внимания возможность банкротства вновь образованного
ОПП-ГП в силу того, что клиентская база последнего может быть не
настолько велика, чтобы обеспечить достижение точки безубыточности с учетом наличия доли гарантирующего поставщика.
2. ОПП, не получающие статус гарантирующего поставщика
В случае если ОПП, не соответствует требованиям, предъявляемым к потенциальному гарантирующему поставщику, он может:
• отказаться от реализации функции сбыта электроэнергии
в связи с выполнением норм о разделении видов деятельности.
Отказ ОПП от функции сбыта электроэнергии приведет к изменению структуры потребителей электроэнергии, подавляющая часть
из которых перейдет к соответствующему ГП как источнику поставок электроэнергии, в результате можно прогнозировать изменение
доли рынка, занимаемой ГП – АО-энерго. Стратегия поведения сбытовых компаний СМУЭК в отношении к ОПП состоит в планомерном подхвате потребителей электроэнергии, которые в настоящий
момент обслуживаются ОПП.
• выделить функцию сбыта.
В отличие от АО-энерго разделение видов деятельности ОПП не
обязательно будет проходить через реорганизацию путем разделения. Учитывая, что большинство ОПП являются государственными или муниципальными унитарными предприятия, они могут
использовать более простые способы: учреждение органами власти
новых МУП с функцией сбыта; участие в учреждении акционерных
обществ или обществ с ограниченной ответственностью и передача
им прав и обязанностей по заключенным договорам энергоснабжения.
Поскольку такая ЭСК не будет иметь статус ГП, ей сложнее будет удержать потребителей, причем по мере уменьшения количества потребителей она за счет роста издержек будет становиться все
менее конкурентоспособной. В этой ситуации ГП мог бы занять агрессивную позицию по захвату потребителей такой ЭСК с учетом
альтернатив
• ��������������������������������������������������������
один крупный (консолидированный) покупатель ЭСК со средним уровнем платежеспособности;
• ���������������������������������������������������������
масса мелких потребителей с разными характеристиками платежеспособности.
Для определения основных параметров стратегии энергосбытовой деятельности в части взаимодействия с ОПП, действующими на
125
территории региона, необходимо учесть ряд дополнительных факторов, вытекающих из особенностей действующих и разрабатываемых нормативно-правовых актов и непосредственно влияющих на
поведение ОПП:
• размер
��������������������������������������������������������
ОПП (количество обслуживаемых потребителей – юридических и физических лиц), а также показатели их финансового
состояния – для определения возможности удовлетворения требований, предъявляемых к ГП, и лицензионных требований к организации, осуществляющей деятельность по продаже электроэнергии гражданам;
• ���������������������������������������������������������
позиция органов исполнительной власти субъекта РФ и органов местного самоуправления в отношении наделения той или иной
энергоснабжающей организации, действующей на территории соответствующего субъекта РФ, статусом ГП, а также их предложения
по определению границ зон деятельности будущих гарантирующих
поставщиков;
• �������������������������������������������������������
текущая и/или перспективная возможность удовлетворения
требований, предъявляемых к участникам рынка, выполняющих
функции ГП;
• существующий
��������������������������������������������������������
размер перекрестного субсидирования в тарифах для конечных потребителей (в том числе с учетом ОПП) и, как
следствие, величина выпадающих доходов АО-энерго (выделяемой
энергосбытовой организации) от выхода ОПП на оптовый рынок;
• действующие
�����������������������������������������������������������
и расчетные тарифы на услуги по передаче электроэнергии по региональным распределительным сетям (в том числе
по сетям ОПП), наличие в них перекрестного субсидирования;
• экономическая
�������������������������������������������������������
обоснованность величины необходимой валовой выручки ОПП (тарифа на передачу и энергосбытовой надбавки),
а также величина потерь электроэнергии в сетях ОПП, включаемых
в состав тарифов для конечных потребителей;
• ��������������������������������������������������������
объем дополнительного финансирования, возникающего у АОэнерго (или энергосбытовых компаний, выделяемых из состава АОэнерго), необходимого для перевода энергосбытового бизнеса ОПП
в АО-энерго; возможность включения необходимых затрат в тариф
АО-энерго и получения тарифа на услуги по передаче электроэнергии по сетям ОПП;
• наличие
����������������������������������������������������������
в числе потребителей ОПП организаций, удовлетворяющих требованиям оптового рынка (с целью оценки возможностей
потери части энергосбытового бизнеса ОПП).
126
Выводы по разделу 3
1. ��������������������������������������������������������
Ужесточение конкуренции в условиях либерализации розничного энергорынка определяет актуальность анализа условий и уточнения перспектив для региональных энергосбытовых организаций,
ориентированных на создание структуры сбыта энергии, соответствующей основным принципам реформирования отрасли.
2. ���������������������������������������������������������
Энергосбытовая деятельность в Средневолжском регионе фактически разделена на два сегмента: обслуживание крупных и средних потребителей – конкурентный сегмент; и обслуживание населения и прочих мелких, т. е. выполнение функции гарантирующего поставщика на неконкурентном сегменте рынка с повышенным
риском.
3. �����������������������������������������������������
Региональные независимые ЭСК обслуживают до 30 % объемов потребления крупных потребителей, осуществляя для них покупку электроэнергии в ССТ, работают только в ССТ, не имея статуса участника РС ОРЭ. Крупные потребители, работающие с такими
ЭСО, 70 % своего потребления покупают у АО-Энерго.
4. С
�����������������������������������������������������
учетом влияния основных факторов, определяющих уровень потребления электроэнергии населением, крупными промышленными и прочими потребителями предложены и разработаны
реалистический, пессимистический и оптимистический сценарий
прогностической модели, предусматривающие частичный переход
ЭСО к самостоятельной деятельности на ОРЭ и обслуживания крупных потребителей.
5. Динамика
�������������������������������������������������������
изменения объема продаж электроэнергии ЭСК на
розничном рынке вызвана уходом части потребителей на обслуживание к независимым энергосбытовым организациям, уходом
собственно ЭСО всеми объемами на оптовый рынок электроэнергии,
динамикой изменения темпов роста производства крупных промышленных потребителей электроэнергии, а также вводом новых
генерирующих мощностей у крупных потребителей.
6. Реалистический,
�������������������������������������������������������
пессимистический и оптимистический сценарии динамики изменения тарифов на электроэнергию на розничном рынке учитывают влияние индексов-дефляторов и ограничения, введенные ФСТ, и определяют экономически обоснованный
тарифный коридор для населения, субсидирующих и нейтральный
потребителей.
7. ����������������������������������������������������������
Уточнена вариабельность динамики расходов деятельности региональных энергосбытовых организаций при воздействии таких
внешних факторов, как изменение методики взимания тарифов СО,
сроки реорганизации РАО «ЕЭС», плата ФСК и РСК и др.
127
8. �����������������������������������������������������
Выполнена сравнительная оценка конкурентоспособности
ЭСК-ГП, КЭСК и ТГК по совокупности критериев, определяющих
возможность обслуживания потребителей в условиях оптового рынка электроэнергии с учетом интересов собственников.
9. ���������������������������������������������������������
КЭСК обеспечивает потребителю более прозрачные отношения
на розничном рынке, чем гарантирующий поставщик, что приводит к большей привлекательности ЭСК в конкуренции с гарантирующим поставщиком за обслуживание потребителей на розничном рынке. Основным преимуществом КЭСК перед генерирующей
компанией, осуществляющей сбытовую деятельность, является
возможность реализации независимой ценовой стратегии покупки
электроэнергии на оптовом рынке.
10. Предложена
�����������������������������������������
классификация независимых ЭСК:
• ЭСК,
����������������������������������������������������������
поставляющие электроэнергию относительно групп точек
поставки обслуживаемых ими крупных потребителей, оборудованных в соответствии с правилами оптового рынка.
• �������������������������������������������������������
ЭСК, имеющие группу точек поставки по границам совокупности электрических сетей и обслуживающие всех (большинство)
потребителей в границах балансовой принадлежности таких сетей,
а также покупающие электрическую энергию для компенсации потерь в сетях.
11. ��������������������������������������������������������
Стратегия и результаты деятельности региональных ЭСК на
розничных рынках определяются их взаимодействием с оптовыми
потребителями-продавцами с учетом возможность получения ими
статуса гарантирующего поставщика, объема и финансового состояния ОПП, позиций органов исполнительной власти субъекта РФ и
органов местного самоуправления.
12. Для
�������������������������������������������������������
обоснованного выбора организационной системы управления энергосбытовой деятельности выполнены сравнительные
оценки использования корпоративного/оперативного управления
ЭСК и предложен механизм межрегиональной интеграции для управления разрозненными сбытовыми компаниями в различных регионах.
128
4. Стратегическое планирование деятельности
энергосбытовых компаний
в Республике Саха (Якутия)
4.1. Структура и показатели электрической
и тепловой генерации Республики Саха (Якутия)
В энергосистеме республики Саха (Якутия) выделяются четыре
независимых (с отсутствием электрических связей) энергорайона:
Западный, Центральный, Южно-Якутский (обслуживаются ОАО
АК «Якутскэнерго») и Северный (обслуживается ОАО «Сахаэнерго»).
На республиканском рынке электроэнергии республики Саха
(Якутия) (РС (Я)) доминирующее положение занимает ОАО АК
«Якутскэнерго». Доля компании в поставках электроэнергии до
2006 года составляла 95 %. Вне сферы влияния компании остаются
рассредоточенные малоэнергоемкие потребители в сельской местности республики, а также собственные генерирующие источники
потребителей.
В общей выработке тепловой энергии в республике около 30 %
составляет отпуск ОАО АК «Якутскэнерго», что объясняется наличием муниципальных квартальных котельных, а также ведомственных электробойлерных в зоне действия Каскада Вилюйских
ГЭС. Тепловая энергия, в основном, поставляется в города Якутск
и Нерюнгри [40].
АК «Якутскэнерго» – одна из наиболее крупных энергокомпаний РАО «ЕЭС России» по количеству энергоисточников, площади
обслуживания и протяженности линий электропередач. В нее входят 7 крупных электростанций и более 200 дизельных электростанций общей мощностью 2134 МВт (в том числе электростанции ОАО
«Сахаэнерго»).
ОАО «Сахаэнерго» – 100 %-ое дочернее акционерное общество
ОАО АК «Якутскэнерго», которое было создано для обслуживания
изолированных от энергосистемы республики дизельных электростанций (ДЭС) и сетевых предприятий. В настоящее время функции по обслуживанию потребителей и энергетических объектов
энергорайонов республики распределены между обществами и регулируются агентским договором.
Организационная структура ОАО АК «Якутскэнерго» является линейно-функциональной с разделением на филиалы, которые
группируются по энергорайонам (рис. 4.1). Высшим исполнительным органом компании является Правление компании, которому
129
непосредственно подчиняется Исполнительная дирекция. В структуре Общества 10 производственных филиалов, из которых 4 электростанции, 5 предприятий электрических сетей и 1 филиал «Энергосбыт», объединяющий три региональных отделения.
Собрание акционеров
Совет Директоров
ОАО АК «Якутскэнерго»
Правление
Исполнительная Дирекция
Якутская ГРЭС
Каскад
Вилюйских ГЭС
Нерюнгринская
ГРЭС
Якутская ТЭЦ
Западные
электрические
сети
Южно-Якутские
электрические
сети
Центральные
электросети
Вилюйские
электрические
сети
Якутские
городские
электрические
сети
Центральный
энергорайон
Западный
энергорайон
Энергосбыт
Энерготрансснаб
Якутское
отделение
Нерюнгринское
отделение
Южный
энергорайон
Мирнинское
отделение
Дочерние предприятия
Якутскэнергоре
монт
Нерюнгриэнерг
о-ремонт
ОАО
«Сахаэнерго»
Центральный
энергорайон
Южный
энергорайон
Северный
энергорайон
НОУ «Учебнопроизводственный
центр подготовки
персонала
энергетики»
Рис. 4.1. Организационная структура электроэнергетики
Республики Саха (Якутия)
Кроме этого, ОАО АК «Якутскэнерго» является собственником
дочерних акционерных обществ, включая предприятие малой ДЭСэнергетики ОАО «Сахаэнерго», сервисные энергоремонтные компании: «Якутская энергоремонтная компания» и «Нерюнгриэнергоре130
131
1 Каскад Вилюйс-ких ГЭС
Итого по ГЭС:
1 Якутская ТЭЦ
2 Чульманская ТЭЦ
Итого по ТЭЦ:
1 Нерюнгринская ГРЭС
2 Якутская ГРЭС
3 Мирнинская ГРЭС
Итого по ГРЭС:
1 Ленская ДЭС
2 Вилюйские эл.сети
3 Южно-Якутские эл.сети
4 Центральные эл.сети
5 Депутатская ПЭС
6 Западные эл.сети
Итого по ДЭС:
680
680
12
48
60
570
255
120
945
24
36,23
0,68
70,7
130,6
12
48
60
570
255
120
945
24
36,49
0,58
70,7
27
158,8
119,0
119,0
6,30
127,4
Гидростанции
680
680
680
680
680
680
ТЭЦ
12
12
12
48
48
48
60
60
60
ГРЭС
570
570
570
275
275
275
120
120
120
965
965
965
ДЭС
24
24
24
35,55
35,55 36,17
0,68
0,68
1,61
58,8
58,8
59,33
Установленная мощность, МВт
2003
2004
2005
2006
680
680
2002
158,8
24
36,49
0,58
70,7
27
570
278,4
119,4
967,8
12
48
60
680
680
2002
130,6
24
35,23
0,68
70,7
570
299,9
119,4
989,3
12
48
60
680
680
119,1
24
35,55
0,68
58,8
570
230
119,4
919,4
12
48
60
680
680
119,1
24
35,55
0,68
58,8
570
314,1
119,4
1003,5
12
48
60
680
680
6,30
127,4
24
36,17
1,61
59,33
570
329,8
119,4 1019,2
12
48
60
680
680
Располагаемая мощность, МВт
2003
2004
2005
2006
Установленная и располагаемая электрическая мощность ОАО АК «Якутскэнерго»
Таблица 4.1
132
Всего:
2002
190,8
197,4
302,0
187,7
190,8
197,4
0
500
2002
2003
2004
ОАО АК "Якутскэнерго"
1000
1500
2000
2500
2005
2006
ОАО "Сахаэнерго"
1843,8 2003,3 2014,8 2021,4 2134,4 1866,7 2047,6 1978,9 2069,6
187,7
2188,6
302,0
1886,6
Располагаемая мощность, МВт
2003
2004
2005
2006
1843,8 1815,6 1824,0 1824,0 1832,4 1866,7 1859,9 1788,1 1872,2
Установленная мощность, МВт
2003
2004
2005
2006
Рис.4.2. Динамика располагаемой мощности
ОАО АК «Якутскэнерго» и ОАО «Сахаэнерго», МВт
Всего по ОАО «САХАЭНЕРГО»:
Всего по ОАО АК «Якутскэнерго»:
2002
Окончание табл. 4.1
133
820
330
–
1150
400
58,40
3,20
3,60
6,20
–
1. НГРЭС
2. ЯГРЭС
3. МГРЭС
Итого по ГРЭС:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
10,5
Эльдиканская ПлЭС
–
471
400
58,40
3,20
3,60
6,20
–
820
330
–
1150
500
165
665
105,5 105,5
ТЭЦ
500
500
165
165
665
665
ГРЭС
820
820
820
387
387
387
–
52,3 52,32
1207 1259 1259
Котельные
400
400
400
58,40 58,4 58,4
3,20
3,20
3,2
3,60
3,60
3,6
5,80
5,70
5,7
–
–
69,7
540,
471
470,9
6
–
–
–
Энергобойлеры
500
165
665
КВГЭС п.Чернышевский
105,5 105,50 105,5
и п.Светлый
471
Итого по Котельным:
НГВК (г.Нерюнгри)
КВГЭС Кот.п.Светлый
ЛенДЭС (ПАКУ)
ЮЯЭС
ВЭС (ПАКУ)
Кот. ЯТЭЦ
500
165
665
50,76
7,02
23,9
–
20,8
–
3,10
–
–
531,3
214,6
–
745,9
273
62,8
335,8
50,8
–
23,9
–
21,34
–
3,1
–
–
501,2
209,7
–
710,9
277,9
62,8
340,7
52,5
–
20,8
–
20,8
–
–
–
–
522,6
210,4
–
733
257,1
62,8
319,9
52,6
–
17,7
–
17,7
–
–
–
–
507
261,8
7,0
775,8
241,7
62,8
304,5
47,91
–
50,81
–
17,61
–
–
–
33,20
500,6 287,7
7,0
795,25
232,4
62,8
295,1
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч Средняя присоединенная тепловая мощность, Гкал/ч
2002
2003
2004
2005
2006
2002
2003
2004
2005
2006
1. ЯТЭЦ
2. ЧТЭЦ
Итого по ТЭЦ:
1.
Таблица 4.2
Установленная и средняя присоединенная тепловая мощность ОАО АК «Якутскэнерго»
134
2. ЛенДЭС
3. ЦЭС
4. ВЭС
5. ЮЯЭС
Итого по электробойлерам:
Всего по ОАО АК «Якутскэнерго»:
Окончание табл. 4.2
1,2
1,20
7,6
7,96
7,7
7,74
13,3 12,64
135,3 135
1170
0,27
1,14
3,05
1,80
57,02
2003
2004
2005
2006
Установленная тепловая мощность
Средняя присоединенная тепловая мощность
2468 2530,6 2600
1,20
7,62
7,68
3,01
125
Рис. 4.3. Динамика установленной и средней
присоединенной тепловой мощности
ОАО АК «Якутскэнерго», Гкал/час
0
500
1000
1500
2000
2500
2002
2411
2422
3000
1,20
7,62
7,68
3,01
125
1,2
7,6
7,7
3,2
125,2
1132
0,42
1,14
2,75
1,80
56,72
1115
0,32
1,14
2,97
5,0
61,9
1142
0,31
1,14
2,07
5,33
61,42
1146
0,23
1,09
1,34
5,35
55,9
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч Средняя присоединенная тепловая мощность, Гкал/ч
2002
2003
2004
2005
2006
2002
2003
2004
2005
2006
монт», и непрофильные – «Учебно-курсовой комбинат» и «Энерготрансснаб».
Установленная электрическая мощность энергоисточников ОАО
АК «Якутскэнерго» на 01.01.2006 составляет 1832,4 МВт, включая
ОАО «Сахаэнерго» – 2134,4 МВт (табл. 4.1). При этом располагаемая электрическая мощность равна 1886,6 МВт (2188,6 МВт с ОАО
«Сахаэнерго») (рис. 4.2) [40]. Превышение располагаемой мощности
над установленной вызвано производимой модернизацией оборудования Якутской ГРЭС, в результате которой располагаемая мощность станции на 01.01.2006 составляла 329,4 МВт против 275 МВт
установленной мощности. Мощность ОАО «Сахаэнерго» в 2004 году
увеличилась за счет присоединения ДЭС, ранее принадлежавших
ГУП «Сахасельхозэнерго».
Установленная тепловая мощность энергоисточников ОАО АК
«Якутскэнерго» на 01.01.2006 г. составляет 2 599,92 Гкал/час, средняя присоединенная мощность – 1 146,29 Гкал/час (табл. 4.2) [40].
Средняя присоединенная мощность тепловая мощность составляет
менее 50 % установленной (рис. 4.3), что говорит о наличии запаса
тепловой мощности.
В табл. 4.3 приведены оценка износа и стоимости генерирующих
мощностей ОАО АК «Якутскэнерго [40]
Таблица 4.3
Оценка бухгалтерской и реальной степени износа
и стоимости генерирующих мощностей ОАО АК «Якутскэнерго».
Бухгалтерская оценка стоиБухгалтер- Реальная сте- Планирумости основных фондов
ский износ пень износа емый срок
на 1 кВт устамощносмощностей
службы, в целом,
новл. мощности,
тей, %
(оценка), %
лет.
млн р.
руб
Нерюнгринская ГРЭС
Чульманская ТЭЦ
Якутская
ГРЭС
Якутская
ТЭЦ
Каскад
Вилюйских
ГЭС
Мирнинская
ГРЭС
79,00
79,00
20,00
122
214,04
92,00
92,00
10,00
2
41,67
69,65
63,88
7,00
1 505
5 473,45
54,89
54,89
10,00
3
250,00
73,50
75,00
50,00
352
517,65
73,87
70,81
11,33
44
366,89
135
Нерюнгринская ГРЭС: На ГРЭС установлено три блока с котлами ТПЕ-214-СХЗЛ, ТКЗ, двумя турбинами Т-180/210-130-1 ЛМЗ и
турбиной К-210-130-3 ЛМЗ. Также на пиковой водогрейной котельной установлены три водогрейных котла КВТК-100-150, БКЗ и на
водогрейной котельной города Нерюнгри четыре водогрейных котла КВТК-100-150, БКЗ. Общая электрическая мощность составляет
570 МВт, а общая тепловая мощность составляет 1120 Гкал. Техническое состояние данного оборудования находится в удовлетворительном состоянии. Всем котлам и турбинам проведено техническое
диагностирование и получены положительные заключения экспертизы промышленной безопасности. До 2010 года должен быть решен
вопрос о консервации избыточной тепловой мощности. В установке
нового и замена устаревшего оборудования нет необходимости.
Чульманская ТЭЦ: На ТЭЦ установлены три турбины ПТ-12-35,
КТЗ, одна турбина К-12-35, КТЗ, 2 два котла ЦКТИ-75/39-Ф2, ЧССР
и три котла БКЗ-75-39, БКЗ. Общая электрическая мощность составляет 48 МВт, а общая тепловая мощность составляет 165 Гкал.
Все котлы выработали свой плановый ресурс и требуют периодического диагностирования для дальнейшего увеличения ресурса.
Турбоагрегат ст.№5 находится в длительной консервации. Должно
быть принято решение о целесообразности и необходимости эксплуатации Чульманской ТЭЦ с 2010 г. в связи с избытком тепловой и
электрической мощности на Нерюнгринской ГРЭС.
Якутская ГРЭС: На ЯГРЭС установлено оборудование ОАО «Турбоатом»: три газотурбинные установки ГТЭ-45-3М и четыре ГТ-35770. В данный момент завершаются опытно-промышленные испытания четвертой ГТЭ-45-3М, введение в строй которой завершит
реконструкцию ЯГРЭС 1 очереди. Общая электрическая мощность
ЯГРЭС составляет 275 МВт, а общая тепловая мощность составляет
461 Гкал. ГТЭ-45-3М находятся в удовлетворительном состоянии,
а все ГТ-35-770 выработали свой ресурс и требуют периодического
технического диагностирования и продления моторесурса заводомизготовителем. В 2007–2010 гг. предполагается монтаж новых турбоагрегатов и ввод их в работу.
Якутская ТЭЦ: На ТЭЦ установлено 5 водогрейных котлов:
ПТВМ-50 ст. № 1 «В»; ПТВМ-100 ст. № 2 «В», 3 «В»; КВГМ-100 ст.
№ 4 «В», 5 «В» общей производительностью 450 Гкал/час; три паровых котла: ГМ-50 ст. №1, ГМ-60 ст. №2, ТС-35 ст. №3 общей паропроизводительностью 145 т/ч, два турбоагрегата АП-6/35 ст. № 1,
АТ-6/35 ст. № 2 общей электрической мощностью 12 Мвт и тепловой
мощностью 44 Гкал. Паровые котлы ГМ-50 ст. № 1, ГМ-60 ст. № 2,
ТС-35 ст.№3 находятся в удовлетворительном состоянии. Всем кот136
лам проведено диагностирование и получены положительные заключения экспертизы промышленной безопасности. Недостатком
является устаревший парк КИПиА, особенно на ТС-35 ст. № 3.
Действующие паровые турбины:
• ����������������������������������������������������������
турбина АП-6 ст. № 1 и турбогенератор находятся в хорошем
состоянии,
• турбина
���������������������������������������������������������
АТ-6 ст. № 2 выработала почти тройной ресурс, физически и морально устарела, в следствии чего назрел вопрос ее замены на новую типа П-6-35/5 или модернизациии отдельных узлов
с затратами порядка 20 млн р. Генератор ст.№ 2 находится в хорошем состоянии.
Водогрейные котлы ПТВМ-50-1 ст. № 1 «В», ПТВМ-100ст. № 2
«В», ПТВМ-100 ст. № 3 «В», КВГМ-100 ст. № 4 «В», КВГМ-100 ст.
№ 5 «В» находятся в удовлетворительном состоянии, постоянно проходят этапы замены конвективных поверхностей нагрева
в период капитальных и средних ремонтов. Для повышения срока службы котлов ведется работа по модернизации конвективных
поверхностей нагрева. В частности в 2003 г. установлен дополнительный конвективный пакет из труб большого диаметра (38мм)
на КВГМ-100 ст. № 5.
Каскад Вилюйских ГЭС: На электростанциях каскада (КВГЭС)
установлено оборудование производства ОАО «Турбоатом»: 4 гидротурбины ПЛ-70/3164-ВМ-410 и 4 гидротурбины РО-75/3123-1В-450.
Общая электрическая мощность составляет 680 МВт. Все гидротурбины находятся в удовлетворительном состоянии.
Мирнинская ГРЭС: Оборудование ГРЭС находится в удовлетворительном состоянии. При выполнении диагностирования и ремонтного обслуживания, в том числе и в заводских условиях, работа
станции возможна в течение не менее 11 лет.
Генераторы электростанций: Из общего количества генераторов (36 шт.), 21 генератор или 58,3 % находятся в эксплуатации
до 20 лет, 3 генератора или 8,3 % в эксплуатации 20–25 лет, 7 генераторов или 19,5 % в эксплуатации от 25 до 30 лет и отработали
нормативный срок (30 лет) 5 генераторов или 13,8 %. К 2007 году
нормативный срок отработали 12 генераторов общей установленной мощностью 830 МВт или 42,5 % всей генерирующей мощности
электростанций, в том числе Ст. № 5, 6 ЧуТЭЦ, Ст. № 5, 6 ЯГРЭС и
все гидрогенераторы ВГЭС. На Якутской ГРЭС все ГТ-35-770 выработали свой ресурс и требуют периодического диагностирования и
продления моторесурса.
Средневзвешенный износ машин и оборудования основных электростанций ОАО АК «Якутскэнерго» составляет 65,34 %.
137
Уставленная мощность и характеристики износа электростанций малой энергетики сведены в табл. 4.4.
Таблица 4.4
Сводная характеристика ДЭС ОАО АК «Якутскэнерго»
КоличестУстан.
во ДЭС мощность,
шт.
кВт
Улусы
(районы)
Алданский
Ленский
Вилюйский
Верхневилюйский
Кобяйский
Итого
7
10
2
2
2
23
1 638
5 640
835
335
595
9 043
КолиНаработано
Срок на
чество моточасов с насписание
агрега- чала эксплуатам/ч
тов, шт.
ции, ч
21
30
8
5
3
67
265 999
566 000
102 872
47 145
662 000
963 500
125 000
58 000
На начало 2007 года усредненный износ парка ДЭС ОАО «Сахаэнерго» и ОАО «АК Якутскэнерго» составлял 59 %. Все ДЭС, как
правило, изолированные и работают на свои распределительные
электросети.
Большинство дизельных электростанций размещено в неприспособленных зданиях без учета требований пожарной безопасности, санитарных условий работы персонала и мерзлотного состояния
грунтов, которые при оттаивании приводят к деформациям зданий
и сооружений. Износ зданий и сооружений дизельных электростанций составляет 61 %. Средний срок эксплуатации агрегатов ДЭС
превышает 10 лет (табл. 4.5)������
[40]�.
Таблица 4.5
Срок эксплуатации агрегатов ДЭС «Якутскэнерго» и «Сахаэнерго»
Срок эксплуатации, лет
Количество
агрегатов, шт.
Суммарная мощность, кВт
Доля ( %) от суммарной
мощности ДЭС
До 5 лет
От 5 до 10 лет
От 10 до 15 лет
От 15 до 20 лет
От 20 до 25 лет
Более 25 лет
Не указан
Итого
156
182
179
91
54
13
22
697
57 864
43 960
70 625
49 395
33 875
10 010
39 120
304 849
19.0 %
14.4 %
23.2 %
16.2 %
11.1 %
3.3 %
12.8 %
100 %
Динамика изменения рабочих мощностей ОАО АК «Якутскэнерго»
по календарным месяцам за 2002–2006 гг. представлена на рис. 4.4.
138
139
6499,0 7389,0
2505,0 2022,0
3293,0 3106,0
4153,0 4949,0
5115,0 4737,0
1037,0 929,0
4095,0 4415,0
–
–
235,0
298,0
2360,0 2920,0
109,0
216,0
1228,0
–
1384,0
–
2298,0
–
Якутская ТЭЦ
Чульманская ТЭЦ
Итого по ТЭЦ:
Нерюнгринская ГРЭС
Якутская ГРЭС
Мирнинская ГРЭС
Итого по ГРЭС:
Западные эл.сети
Вилюйские э/сети
Южно-Якутские э/сети
Центральные э/сети
Депутатская ПЭС
Северо-Восточные э/сети
Эльдиканская ПЛЭС
2003
4703,0 4 574,0
4703,0 4 574,0
2002
2005
2006
Гидростанции
4568,0 4486,0 4 645,0
4568,0 4486,0 4 645,0
ТЭЦ
7 512,0 7332,0 6 516,0
2 717,0 2365,0 2 555,0
3 878,0 3358,0 3 347,0
ГРЭС
5 090,0 5067,0 5059,0
4 533,0 4575,0 4471,0
916,0 1056,0 1340,0
4 473,0 4514,0 4553,0
ДЭС
–
–
149,0
236,0 216,0
188,0
2 603,0 1960,0 1918,0
156,0 194,0
172,0
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2004
Число часов использования максимальной
рабочей мощности, ч.
Каскад Вилюйских ГЭС
Итого по ГЭС:
Наименование мощности
Таблица 4.6
–
35,0
0,3
49,4
26,6
49,2
27,9
572,9
251,1
94,6
918,6
11,8
48,0
59,8
656,6
656,6
2002
–
33,5
0,3
60,2
–
–
–
570,0
265,3
112,0
947,3
12,0
47,4
59,4
669,5
669,5
2003
–
33,8
0,3
62,7
–
–
–
570,0
273,2
103,5
946,7
11,5
36,0
47,5
671,5
671,5
2004
–
34,5
0,4
57,4
–
–
–
570,8
277,6
96,1
944,5
12,0
48,0
60,0
669,4
669,4
2005
30,3
35,3
1,4
58,1
–
–
–
574,6
298,4
82,9
955,9
12,0
48,0
60,0
670,4
670,4
2006
Максимальная рабочая мощность, МВт
(в течение года)
Число часов использования максимальной рабочей мощности и максимальная
рабочая мощность ОАО АК «Якутскэнерго»
140
2005
2006
2002
2003
2004
2005
Всего:
1725,0 1651,0 1590,0 1450,0
–
156,2
167,2
175,9
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
ль
ра
в
фе
2002
рь
ва
ян
рт
ма
2003
ль
ре
ап
й
ма
нь
ию
2004
ль
ию
гу
ав
ст
ь
ь
ь
ь
бр
бр
бр
бр
ка
оя
тя
тя
е
к
н
н
о
д
се
2005
2006
3899,0 4039,0 4032,0 3999,0 3885,0 1883,4 1926,4 1929,7 1942,1
–
4239,0 4254,0 1883,4 1770,2 1762,5 1766,2
Рис. 4.4. Динамика изменения рабочих мощностей «Якутскэнерго», МВт
Всего по ОАО «САХАЭНЕРГО»:
258,0
3899,0 4239,0
2004
Всего по ОАО АК «Якутскэнерго»:
2003
2085,9
274,5
1811,4
–
125,1
1141,0
2006
Максимальная рабочая мощность, МВт
(в течение года)
1964,0
–
–
–
–
60,0
–
–
–
1186,0 197,0 191,0 217,0
190,0 248,4
94,0
96,8
92,3
3469,0 4031,0 4067,0 4089,0 4025,0 1226,8 1100,7 1091,0 1096,8
2002
Число часов использования максимальной
рабочей мощности, ч.
Северные э/сети
Итого по ДЭС:
Итого по тепловым
эл.станциям:
Наименование мощности
Окончание табл. 4.6
В 2004 гг. максимальная рабочая электрическая мощность Якутской и Чульманской ТЭЦ составила 100 % располагаемой, максимальная рабочая электрическая мощность Нерюнгринской ГРЭС
превысила располагаемую (574,6 МВт при располагаемой – 570
МВт), станция работала с перегрузом.
Минимальные нагрузки тепловых электростанций имеют ярко
выраженную сезонность (рис. 4.5). Так, в летние месяцы Чульманская ТЭЦ и Мирнинская ГРЭС не имеют минимальной тепловой нагрузки.
600
500
400
300
200
ОАО АК "Якутскэнерго"
декабрь
ноябрь
октябрь
сентябрь
август
июль
июнь
май
апрель
январь
февраль
0
март
100
ОАО "Сахаэнерго"
Рис.4.5. Динамика минимальных нагрузок тепловых электростанций
энергосистемы в 2006 году, МВт
Внутригодовая структура отпуска электрической и тепловой
энергии с шин и коллекторов электростанций ОАО АК «Якутскэнерго» представлена на рис. 4.6 и рис. 4.7.
900000
700000
500000
300000
ян
ва
фе рь
вр
ал
ь
ма
рт
ап
ре
ль
ма
й
ию
нь
ию
л
ав ь
гу
с
се т
нт
яб
ок рь
тя
бр
но ь
яб
де рь
ка
бр
ь
100000
2002
2003
2004
2005
2006
Рис.4.6. Внутригодовая структура отпуска электрической энергии
с шин электростанций ОАО АК «Якутскэнерго», МВтч
141
1000000
800000
600000
400000
200000
ян
вар
фе ь
вр
ал
ь
ма
рт
ап
ре
ль
ма
й
ию
нь
ию
ль
авг
уст
се
нтя
бр
окт ь
яб
рь
но
яб
р
де ь
каб
рь
0
2002
2003
2004
2005
2006
Рис. 4.7. Внутригодовая структура отпуска тепловой энергии
с коллекторов электростанций ОАО АК «Якутскэнерго», Гкал.
Внутригодовая структура отпуска и электрической и тепловой
энергии характеризуется ярко выраженной сезонностью, при этом,
если перепады в отпуске электроэнергии между зимними и летними месяцами достигает 3 раз, то отпуск теплоэнергии характеризуется десяти кратным перепадом.
4.2. Стратегия развития региональной малой энергетики
Рассматривая стратегию развития региональной малой энергетики необходимо, прежде всего, оценить ту роль, которую выполняют эти генерирующие объекты в энергообеспечении северных
территорий. В Якутии автономные электростанции (преимущественно, дизельные) обеспечивают электроэнергией рассеянных по
огромной территории малоэнергоемких потребителей: сельское
население, северные поселки и рудники, речные и морские порты
Крайнего Севера и т. п. Инфраструктура энергообеспечения северных территорий сложилась еще во времена существования СССР
в соответствие с принятой тогда политикой освоения районов Крайнего Севера [13].
В настоящее время эта энергетическая инфраструктура не только избыточна, но и серьезно изношена. Хотя в настоящее время экономическая активность в этих районах существенно снизилась по
сравнению с уровнем 70–80-х годов прошлого века, поддержание
надежного энергоснабжения северных и сельских районов Якутии – естественная необходимость.
Значительная часть потребителей электроэнергии этих станций – население и бюджетные организации с низкой платежеспо142
собностью и низкой же платежной дисциплиной, хотя установленные тарифы для этих категорий потребителей существенно ниже
себестоимости производства.
Ликвидация перекрестного субсидирования может усугубить
финансовые проблемы содержания и развития МЭ республики Саха
(Якутия). Для нормализации финансового состояния необходима
корректировка механизмы распределения бюджетных дотаций на
энергоснабжение: они должны стать адресными и соответствовать
реальным издержкам на производство необходимого количества
энергии [27].
К объектам региональной малой энергетики (МЭ) относятся, в основном, автономные дизельные электростанции (ДЭС), изолированные от сетей трех основных энергорайонов ОАО «АК Якутскэнерго»: Южно-Якутского, Центрального и Западного. По состоянию
на декабрь 2006 года в Республике Саха (Якутия) насчитывается
141 электростанция ОАО «Сахаэнерго» общей установленной мощностью (на декабрь 2006 года) 302 МВт и 23 автономных дизельных
электростанции ОАО «АК Якутскэнерго» с установленной мощностью 9,043 МВт. Основное энергооборудование дизельных электростанций состоит из 683 ед. дизель-генераторов разных типов и модификаций и 15 ГТУ, из которых 11 ед. – передвижные генерирующие
источники мощностью 2500 кВт и 5 ед. – стационарные мощностью
12000 кВт.
В 2001 году в ОАО «АК Якутскэнерго» была разработана «Программа развития МЭ Республики Саха (Якутия) на 2001–2005 г.»
(Постановление Правительства РС (Я) №676 от 28.12.2001 г.), включающая реформирование структуры управления ДЭС с целями:
• повышения
����������������������������������������������������
управляемости и мобильности МЭ республики;
• ��������������������������������������������������������
повышения надежности работы ДЭС и проведения единой технической политики;
• снижения
�������������������������������������������������������
себестоимости производства электрической энергии;
• �������������������������������������������������������
снижения издержек производства в результате ликвидации
дублирующих служб и производств;
• снижения
����������������������������������������������������������
нагрузки на бюджет республики (в 2004 году высвобождены 207 млн р., предназначенные на возмещение разницы в тарифах на электроэнергию по ГУП «Сахасельхозэнерго»);
• оптимизации
������������������������������
тарифной политики;
• ��������������������������������������������������������
повышения прозрачности управления МЭ и аргументации прямого субсидирования энергоснабжения в районах Крайнего Севера
на федеральном уровне.
143
Итоги реализации программы за 2001–2004 гг.представлены
в табл. 4.7.
Таблица 4.7
Основные результаты реализации Программы за 2001–2004 гг.
Мероприятия
Суммарные капитальные вложения на период
реализации программы,
млнр.
Введенная мощность,
МВт
2001 г. 2002 г. 2003 г.
2004 г.
Итого
план
Итого
факт
94,74 258,6 246,11 541,15 1081,7 1140,6
1,8
26,4
7,8
38,2
40,6
Снижение удельного расхода топлива, г/кВтч
16,0
8,8
11,1
30,5
35,9
Экономия топлива, тыс.
тонн
5,0
7,2
14,0
19,9
26,2
Экономия топлива, млн
р.
52,8
78,1
170,1
225,4
301,0
Сокращение численности, чел.
10
115
25
150
150
99,3
102,7
106,4
–
Повышение производительности труда, %
4,3
3,4
3,6
–
11,8
Снижение условно-постоянных затрат, млн р.
27
66
93
–
186
79,8
144,1
263,1
–
487
53,1
55,4
39,2
–
Повышение производительности труда, тыс.
кВтч/чел
4,6
95,2
Экономия всего, млн р.
Износ, %
54,1
Фактические результаты реализации Программы на 15–20 %
превышают запланированные показатели введенной мощности,
снижения удельного расхода топлива, экономии топлива в натуральном и денежном выражении, выполнена модернизация производственного и технологического оборудования, сокращена численность обслуживающего персонала.
Сводная характеристика ДЭС ОАО «Сахаэнерго» представлена
в табл. 4.8.
В управлении ОАО «Сахаэнерго» находятся 631 агрегат ДЭС 86
различных типов и модификаций. Самые распространенные – ДГА315, ДЭУ-100, Г-72 (в сумме 230 агрегатов с мощностью 89,5 МВт).
Средний износ агрегатов ОАО «Сахаэнерго» – 47,2 %.
144
145
Абыйский
Аллаиховский
Анабарский
Булунский
Верхоянский
Верхне-колымский
Горный
Жиганский
Кобяйский
Оймяконский
Оленекский
Олекминский
Момский
Нижне-колымский
Средне-колымский
Томпонский
Усть-Майский
Усть-Янский
Хангаласский
Эвено-Бытантайский
Итого
Улусы
(районы)
7
5
2
9
20
4
2
4
12
5
3
21
4
4
10
5
7
9
6
3
141
Количество
ДЭС
шт.
Таблица 4.8
7 720
12 115
3 035
15 865
18 575
16 165
120
8 765
17 535
4 160
3 835
27 410
7 625
27 915
9 795
7 730
58 246
45 755
1 965 (2 085)
1 635
295 966
916 483
639 889
174 637
1 579 312
1 562 893
976 943
424 635
972 905
244 214
534 132
1 797 003
543 532
318 946
758 129
972 532
552 302
1 528 610
332 707
109 089
32
32
11
42
88
28
19
50
20
15
68
21
16
41
22
25
53
22
10
631
786 000
1 994 000
988 000
782 000
3 597 500
991 000
792 500
1 971 500
1 472 500
1 121 500
3 562 500
470 000
299 500
1 881 000
1 546 000
839 000
2 813 000
3 414 000
1 726 500
54.0%
48.8%
24.7%
68.3%
50.0%
54.8%
40.2%
38.5%
66.0%
49.2%
42.9%
70.8%
36.4%
47.2%
48.7%
41.4%
20.8%
56.1%
45.8%
56.6%
5
8
0
1
9
4
3
5
1
4
9
7
0
9
9
1
9
21
5
Характеристики ДЭС
Установленная мощКоличесИзнос на
Кол-во агрегатов
Нараб. м/ч на Срок на спиность,
тво агре1.01.06 г.,
с выработанным
01.01.06 г.
сание м/ч
кВт
гатов
%
моторесурсом (100%)
Сводная характеристика ДЭС ОАО «Сахаэнерго»
Основное оборудование 141 дизельной электростанции ОАО «Сахаэнерго» состоит из 631 ед. дизель-генераторов разных типов от 14
разных производителей (табл. 4.9).
Таблица 4.9
Распределение основного оборудования ДЭС ОАО «Сахаэнерго» по производителям
Завод изготовитель
Количество, ед.
Страна
изготовитель
Мощность
агрегатов, кВт
«Алтайдизель»
154
Россия
30–75
«Ярославский моторный
завод» (ЯМЗ)
131
Россия
50–200
«Первомайскдизельмаш»
109
Россия
315–320
«РУМО» (Русские моторы)
100
Россия
224–1000
«Дальдизель»
38
Россия
100–200
ХК «Коломенский завод»
34
Россия
1000–1600
Фирма «GUMMINS»
12
Великобритания
150–1600
«Барнаул Транс Маш»
12
Россия
100–200
«CKD» (Шкода)
11
Чехия
110–375
Завод им.Малышева
8
Украина
1000–1600
«Турбомоторный завод»
2
Россия
500–630
«Юждизельмаш»
2
Украина
50–75
«ЮМЗ»
2
Россия
30–45
«Минский тракторный завод»
1
Беларусь
75
Большое разнообразие парка используемого оборудования ДЭС
сложилось исторически, но создает значительные трудности с его
ремонтом и обслуживанием. Стратегией развития МЭ должна быть
предусмотрена постепенная унификация оборудования с учетом
возможностей по стоимости и качеству сервисного обслуживания
со стороны заводов-изготовителей.
На конец 2006 года усредненный износ дизель-генераторного парка ОАО «Сахаэнерго» и ОАО «АК Якутскэнерго» составлял 54 %.
Большинство дизельных электростанций размещено в неприспособленных для этого зданиях без учета требований пожарной
безопасности, санитарных условий работы персонала и мерзлотного состояния грунтов, которые при оттаивании приводят к деформациям зданий и сооружений. Износ зданий и сооружений ДЭС
составляет 58 %. Некоторые ДЭС (Исит, Суордах и т. д.) находятся
в зоне затопления во время весеннего половодья и требуют переноса
на новое место.
146
Как следует из табл. 4.10, средний срок эксплуатации агрегатов
ДЭС превышает 10 лет.
Таблица 4.10
Срок эксплуатации агрегатов дизельных электростанций
ОАО АК «Якутскэнерго» и ОАО «Сахаэнерго»
Срок эксплуатации, лет
До 5 лет
От 5 до 10 лет
От 10 до 15 лет
От 15 до 20 лет
От 20 до 25 лет
Более 25 лет
Не указан
Итого
Количество
агрегатов, шт.
Суммарная
мощность, кВт
Доля ( %) от суммарной
мощности ДЭС
156
182
179
91
54
13
22
697
57 864
43 960
70 625
49 395
33 875
10 010
39 120
304 849
19.0 %
14.4 %
23.2 %
16.2 %
11.1 %
3.3 %
12.8 %
100 %
Имеющиеся в распоряжении ОАО «Сахаэнерго» мощности позволяют хранить восьмимесячный запас дизельного топлива на ДЭС
(табл. 4.11).
Таблица 4.11
Возможности по хранению запасов дизельного топлива
ОАО «Сахаэнерго»
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Наименование
энергоузлов
Белогорский
Жиганский
Зырянский
Момский
Олекминские ЭС
Усть-Майский
Чокурдахский
Верхоянские
Кобяйский РЭС
Нижнеколымский
Оймяконский
Оленекский
С-Колымский
Анабарский
Эвено-Бытантайский
Максимальная
вместимость, тонн
Максимальный суточный расход, тонн
6 975
1 928
4 200
4 540
4 281
4 383
6 112
12 497
2 082
1 907
491
415
1 872
2 684
621
10.768
10.325
15.818
11.426
51.985
15.529
10.258
45.257
36.846
4.408
7.381
8.901
16.681
8.432
4.294
147
Окончание табл. 4.11
№
16
17
18
19
Наименование
энергоузлов
Максимальная
вместимость, тонн
Максимальный суточный расход, тонн
Янские ЭС
Булунские
Томпонский
Хангаласский
Всего ОАО «Сахаэнерго»:
4 695
1 063
958
764
96 068
54.207
29.231
10.658
4.030
422.435
ОАО «Сахаэнерго» обслуживает 4101,0 км. линий электропередач, в том числе бесхозяйных линий электропередач – 1298,4 км.,
1007 трансформаторных подстанций, в том числе бесхозяйных
–311 ед. 41 % воздушных линий электропередач отработали более
25 лет и требуют полной реконструкции. 30 % линий электропередач отработали от 15 до 25 лет и требуют капитального ремонта
с заменой деревянных опор. На подстанциях около 35 % оборудования морально и физически устарело или снято с производства. В основном все потребители получают электроэнергии по одноцепным
линиям большой протяженности (табл. 4.12), что приводит к увеличению числа аварий и сверхнормативным потерям электроэнергии.
Воздушные линии электропередач, отходящие от ДЭС, выполнены
на деревянных опорах, нормативный срок службы которых 25 лет.
Таблица 4.12
Сети автономных ДЭС ОАО «Сахаэнерго» и ОАО АК «Якутскэнерго»
148
2,49
11,58
16,36
6,9
0,32
1,12
4,96
8,86
19,02
34,99
Всего
6–10 кВ
110 кВ
35 кВ
ОАО Сахаэнерго
27,79
12,56
6,92
51,72
99,31
14
33,22
0,4 кВ
47,36
31,94
30,46
33,84
221,55
65,45
6–10 кВ
0,4 кВ
Абыйский
Аллаиховский
Анабарский
Булунский
Верхоянский
Верхнеколымский
в том числе
бесхозяйных
Всего
Улусы
43
13
19
49
80
24
в том числе
бесхозяйных
Трансформаторные
подстанции,
шт.
Линии электропередачи, км
11
2
8
4
9
Окончание табл. 4.12
Трансформаторные
подстанции,
шт.
Линии электропередачи, км
4,85
49,4
350,4
61,2
38,65
571,98
101,2
48,82
109,18
43,5
179,75
135,1
80,8
51,15
0
11,34
6,3
168,77
111,9
36,6
6,5
19,35
324,0 136,5
252,86
80,53
15,16
40,65
37,3
83,88
12,85
17,9
148,8 117,2 178 129,6
194,8
54,2
88,45
16,55
36,15
в том числе
бесхозяйных
Всего
6–10 кВ
110 кВ
35 кВ
6–10 кВ
0,4 кВ
Горный
Жиганский
Кобяйский
Оймяконский
Оленекский
Олекминский
Момский
Нижнеколымский
Среднеколымский
Томпонский
Усть-Майский
Усть-Янский
Хангаласский
Эвено-Бытантайский
Итого ОАО «Сахаэнерго»
0,4 кВ
в том числе
бесхозяйных
Всего
Улусы
0
3,6
26
62,8
86
4,5
27
1,2
10
103,76 246
16,63
26
58
1,7
49
4,6
24
131,7 101
122,1
67
45
11,95
14
11
31
6
94
12
14
7
67
31
4
2256,6 1398,7 267,7 178 811,74 486,7
4101
1298,4
1007 311
Объем полезного отпуска ОАО «Сахаэнерго» в 2004 г. составлял
235,2 млн кВтч. электроэнергии, в 2005 г. – 347,6 млн кВтч., рост
составляет 47,8 % (табл. 4.13). В 2005 г. доля отпущенной электроэнергии ОАО «Сахаэнерго» в общем объеме отпускаемой электроэнергии ОАО «АК Якутскэнерго» увеличилась с 4 % в 2004 г. до
5,5 % в 2005 г.
Таблица 4.13
Объемы выработки электроэнергии на ДЭС ОАО «Сахаэнерго»
№
1
Наименование
мощности, ДЭС
Анабарский РЭС
Количество ДЭС
Общая выработка электроэнергии,
тыс. кВтч
2001
2002
2003
2004
7 763
8 201
8 708
9 543
149
Окончание табл. 4.13
№
Наименование
мощности, ДЭС
2 Белогорский РЭС
3 Булунские ЭС
4 Верхоянские ЭС
5 Жиганский РЭС
6 Зырянский РЭС
7 Кобяйские РЭС
8 Момский РЭС
9 Нижнеколымский РЭС
10 Оймяконский РЭС
11 Олекминские ЭС
12 Оленекский РЭС
13 Среднеколымский РЭС
14 Томпонский РЭС
15 Усть-Майский РЭС
16 Хангаласский РЭС
17 Чокурдахский РЭС
18 Эвено-Бытантайский РЭС
19 Эльдиканские ЭС
20 Янские ЭС
Итого по ДЭС
Количество ДЭС
Общая выработка электроэнергии,
тыс. кВтч
2001
2002
2003
2004
10 765
10 924
11 006
11 498
10 895
15 436
6 105
11 149
3 461
4 900
42 880
6 976
17 495
12 148
10 909
15 218
6 070
10 572
3 575
5 434
41 416
7 594
16 953
12 959
11 371
15 958
5 951
10 971
3 763
5 365
41 472
7 356
17 581
14 505
14 002
14 797
10 888
3 518
61 600
29 676
269 510
10 360 10 108
3 839
4 145
57 139 60 723
41 733 37 382
276 087 279 616
11 058
30 509
36 758
11 312
19 526
28 699
11 220
3 914
6 476
48 782
7 999
17 462
8 323
16 258
3 451
10 261
4 483
58 941
53 075
398 047
Объем товарной продукции ОАО «Сахаэнерго» в 2004 г. составлял 1658 млн р., в 2005 г. – 2632 млн р., рост составляет 58,7 %. Опережающий рост товарной продукции по сравнению с ростом объема
отпуска электроэнергии обусловлен передачей на обслуживание
ОАО «Сахаэнерго» предприятий – транспортировщиков и резервной ПЛЭС-01 п. Черский Нижнеколымского улуса. В затратах ОАО
АК «Якутскэнерго» на 2006 г. доля ОАО «Сахаэнерго» составляет
28,4 %. При этом среднеотпускной тариф 1 кВтч. электроэнергии
в 2004 г. составил 7,17 р., в 2005 г. 7,69 р. и в 7 раз превышает среднеотпускной тариф на электроэнергию по АК «Якутскэнерго».
В 2002–2005 гг. при реализации «Программы развития МЭ Республики Саха (Якутия) на 2001–2005 г.» среднегодовая удельная себестоимость производства электроэнергии росла соответственно на
16,5 %, 10 % и 20 % в год (табл. 4.14). Средний фактический тариф
в течение этого периода для потребителей был значительно (на 6 р.
150
45 коп. – в 2004 г.) выше себестоимости. Средний фактический тариф рос соответственно на 24,24 %, 13,4 % и 7,53 % в год.
Таблица 4.14
Себестоимость производства и передачи единицы продукции (Гкал)
по ОАО «Сахаэнерго» (р./Гкал)
Наименование показателя
2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г.
Средний тариф по ОАО «Сахаэнерго» для
411
411
потребителей, р. /Гкал
Среднегодовая удельная себестоимость, р. 6 014 5 782
/Гкал
Средний расчетный тариф по ОАО «Саха6 195 5 955
энерго» для потребителей (по плановой
рентабельности), р. /Гкал
Плановая рентабельность теплоэнергии, % 0,03 0,03
483
483
6 602
7 332
6 800
7 552
0,03
0,03
В 2003 г. среднегодовая удельная себестоимость производства
теплоэнергии выросла на 17 % по сравнению с прёёедыдущим годом. Средний фактический тариф для потребителей значительно
(на 6 849 р. /Гкал.) выше себестоимости. В 2003–2004 гг. средний
фактический тариф рос соответственно на 14,19 % и 11,05 % в год.
Общий размер перекрестного субсидирования в отношении
электроэнергии внутри ОАО «Сахаэнерго» в 2002–2004 гг. рос
(в 2002 г. – на 45,05 %, в 2003 г. – на 26,88 %, в 2004 г. – на 50 %) и
на конец 2004 г. составил – 57 500 тыс. р. Основными субсидируемыми группами потребителей в 2004 г. внутри ОАО «Сахаэнерго»
являлись: промышленные потребители –35 079 тыс. р. (61 % субсидирования внутри ОАО «Сахаэнерго»). За 4 года структура объема
перекрестного субсидирования внутри ОАО «Сахаэнерго» существенно не менялась.
Общий размер перекрестного субсидирования в отношении электроэнергии, получаемый потребителями ОАО «Сахаэнерго», в 2002–
2004 гг. рос (в 2002 г. – на 14,62 %, в 2003 г. – на 17,56 %, в 2004 г. – на
51,27 %) и на конец 2004 г. составил – 2 210 041 тыс. р. Наибольший
вес в объеме 2004 г. имеют непромышленные потребители – 45,55 %
(–1 006 715 тыс. р. ) и население –37,26 % (–823 389 тыс. р. ).
Основными целями стратегии развития региональной малой
энергетики Республики Саха (Якутия) являются:
• повышение
��������������������������������������
надежности электроснабжения;
• ���������������������������������������������������������
снижение себестоимости продукции за счет снижения топливной составляющей;
• повышение
��������������������������������������������������������
эксплуатационной надежности и ресурса эксплуатируемого оборудования ДЭС и распределительных электросетей;
151
• улучшение
��������������������������������������������������������
экологической обстановки в пунктах размещения
ДЭС;
• повышение
�������������������������������������������������������
производительности труда, сокращение персонала;
• ����������������������������������������������������
развитие системы обучения, повышения квалификации и
улучшения условий работы персонала.
Для достижений этих целей должны быть решены задачи:
• ���������������������������������������������������������
техническое освидетельствование и паспортизация существующих ДЭС;
• строительство
�����������������������������������������������������������
новых ДЭС из легко возводимых конструкций, а
ДЭС малых мощностей до 500 кВт в контейнерном исполнении;
• реконструкция
��������������������������������������������
и расширение существующих ДЭС;
• унификация
�������������������������������������������������������
дизель-генераторов и комплектующих до 12 типов в 2010 году;
• техническое
������������������������������������������������������
перевооружение-замещение изношенного и морально устаревших дизель-генераторов на современные;
• реконструкция
����������������������������������������������������
распределительных электрических сетей;
• внедрение
�������������������������������������������������������
нетрадиционных источников электроэнергии (малая гидроэнергетика, ветроустановки,);
• использование
��������������������������������������������������������
местных углеводородных видов топлива, как
«сырая нефть», газ и т. д.;
• повышение
��������������������������������������������������������
уровня автоматизации и создание дистанционной
системы контроля и управления основным оборудованием;
• внедрение
��������������������������������������������������������
системы сервисного обслуживания и обучение обслуживающего персонала;
• ��������������������������������������������������������
снижение количества абонентов с безучетным пользованием
электроэнергией.
• ��������������������������������������������������������
ликвидация неоплачиваемого отпуска электроэнергии и стабильное поступление денежных средств на основе полного сбора
платежей.
Для снижения удельных расходов топлива, повышения надежности и эффективности функционирования автономных систем
электроснабжения, повышения производительности труда предлагается (табл. 4.15):
• строительство
�������������������������������������������������������
электростанций блочно-модульной комплектности и полной заводской готовности в северном исполнении;
• унификация
�������������������������������������������
и ремонтнопригодность парка ДЭС;
• совершенствование
���������������������������������������������������������
системы управления ДЭС за счет высокой
степени автоматизации;
• сокращение
������������������������������������������������
численности обслуживающего персонала;
• применение
�������������������������������������������������������
двигателей с увеличенным ресурсом эксплуатации;
152
• применение
���������������������������������������������������
приборов учета топлива и электроэнергии;
• ��������������������������������������������������������
применение конструкций опор из коррозийностойких материалов;
• применение
�����������������������������������������������
самонесущего изолированного провода;
• ������������������������������������������������������
применения термоусаживающих концевых и соединительных
муфт для кабельных линий.
Таблица 4.15
Мероприятия по строительству и реконструкции
дизельных электростанций и распределительных сетей
Год
2007
2008
2009
2010
2011–2015
Предусмотренные мероприятия
• Строительство ДЭС в с.Жиганск, с. Сайылык
• Строительство малой ГЭС мощностью 500 кВт в с.Тополиное Томпонского улуса
• Строительство 4-ой очереди ДЭС в г.Олекминск, ДЭС в п.
Солнечный.
• Реконструкция распределительных сетей п.Быков Мыс,
Кюсюр
• Строительство ДЭС в п.Батагай, с. Оленек.
• Реконструкция распределительных сетей в п.Батагай и
с.Оленек.
• Газификация ДЭС Хангаласского улуса.
• Строительство малой ТЭЦ в п.Зырянка и п.Сангары.
• Строительство ветроустановки в с. Юрюнг-Хая и
с.Юкагир.
При расчете предельной стоимости одного кВт установленной
мощности и 1 км ВЛ при строительстве и реконструкции за базу
принята стоимость введенных ДЭС в п. Эльдикан, с. Сылгы-Ытар,
с. Алеко-Кюель и других. Сравнительная стоимость приведена
в табл. 4.16.
Таблица 4.16
Сравнительная стоимость строительства
и реконструкции оборудования, тыс. р.
Мощность
ДЭС
ЛЭП
до 500 кВт
500–1000 кВт
Свыше 1000 кВт
ВЛ–35 кВ
ВЛ–6–10 кВ
ВЛ–0,4 кВ
Вид оборудования
отечественное
импортное
22,0
20,0
18,0
1000,0
500,0
600,0
30,0
25,0
20,0
–
–
–
153
Выполнение мероприятий по строительству и реконструкции
дизельных электростанций и линий электропередач, замене дизельгенераторов позволит обеспечить ввод новых мощностей, в том числе по годам, как представлено в табл. 4.17.
Таблица 4.17
Ввод новых мощностей
Год
Ввод, МВт
Демонтаж,
МВт
Установленная
мощность, МВт
Ввод ЛЭП, км
2007
2008
2009
2010
2005–2010
2011–2015
14,8
5,3
5,4
25,1
77,6
20,0
17,5
8,1
12,4
26,2
158,9
30,0
228,9
226,1
219,1
218,0
218,0
208,0
109
80
42,8
73,8
395,1
70
Для снижения энергетической зависимости РС(Я) от завозимых
топливных ресурсов необходимо использовать местные топливноэнергетические ресурсы, в частности, природного газа.
Важнейшим направлением развития региональной малой энергетики является использование нетрадиционных видов топлива и
энергии: строительство многофункционального комплекса (гибридная многотопливная электростанция) с использованием ветроэнергетической установки, строительство малых ГЭС на реках Республики Саха (Якутия), а также [4]:
• использование
�������������������������������������������������
«сырой» нефти, как топлива для ДЭС;
• газификация
�������������������������������������������������������������
местных твердых видов топлива (генераторный газ);
• производство
������������������������������������������������������������
моторного топлива из нефти и газового конденсата путем использования утилизированного тепла двигателей.
Реализация этих мероприятий позволит значительно сократить:
• ���������������������������������������������������������
топливную составляющую в себестоимости производства электроэнергии;
• ���������������������������������������������������������
уменьшить затраты на проведение ремонтов основного оборудования.
Для эффективного сервисного обслуживания необходимы:
• ���������������������������������������������������������
создание необходимого для регламентного цикла запаса ЗИП
в местах эксплуатации электростанций;
• индивидуальный
����������������������������������������������������
подход к сервисному обслуживанию ДЭС
в зависимости от удаленности;
• организация
��������������������������������������������������������
нескольких сервисных баз в местах расположения крупных РЭС и ДЭС;
154
• организация
��������������������������������������������������������
единой базы данных по наличию ЗИП на сервисных и снабженческих базах;
• создание
�����������������������������������������������������������
баз капитального ремонта дизелей и бригад экстренного ремонта.
Для развития региональной малой энергетики в 2007–2015 г.
требуется 6012 млн р., в том числе до 2010 г. – 3531,4 млн р. и
в 2011–2015 гг. – 2480,6 млн р., из них на капвложения в основные
производственные фонды – 4180,4 млн р., на инвестиции в оборотный капитал 1831,4 млн р. Эти инвестиции необходимы для реализации следующих мероприятий: строительство ДЭС и реконструкцию распределительных сетей; замену дизель-генераторов;
замену и ввод трансформаторных подстанций, а также их реконструкцию; инвестиции в области энергосбережения и т. д.
Развитие региональной МЭ позволит к 2015 г. получить чистой прибыли 1546,7 млн р. (при условии формирования тарифа на
электроэнергию на принципах и условиях 2006 г.) за счет (см. табл.
4.18).
Таблица 4.18
Сводная таблица оценки эффективности развития
региональной малой энергетики
Выполненная работа
Натуральный
эффект
Стоимость,
млн р.
61522 т.у.т
181899 т.у.т
512,8
1390,08
433 чел.
571 чел.
222,622
352,958
Строительство и реконструкция дизельных
электростанций и линий электропередач,
нетрадиционные источнки энергии, перевод на
газ дизельных электростанций и т. д.:
экономия топливных ресурсов:
до 2010 г.
до 2015 г.
сокращение численности персонала:
до 2010 г.
до 2015 г.
снижение затрат на ремонтные работы:
до 2010 г.
до 2015 г.
Исключение аварий с серьезным повреждением оборудования станций, недоотпуском
э/энергии и аварийным ремонтом
9,3
91,2
200
• снижения удельного расхода топлива и затрат по перевозке
топлива. Осуществление программы позволит на уровне 2010 года:
снизить удельный расход топлива с 273 гр/кВт.ч. до 260,1 гр/кВт.ч.
155
и до 250 гр/кВтч (2015 год) и уменьшить расход с 2005 г. по 2010 г.
на 42429 т.н.т., а с 2005 г. по 2015 на 125448 т.н.т – такая экономия
при стоимости 12167 руб/т.н.т. снизит издержки на топливо на 512,8
до 2010 года и 1349,3 млн р. до 2015 года.
• снижения затрат на оплату труда в связи с сокращением обслуживающего персонала. Расходы на оплату труда снизятся до
2010 года на 222,6 млн р. и на 353 млн р. в 2011–2015 гг. за счет повышения производительности труда и сокращения персонала.
• снижения затрат на ремонтные работы в связи с заменой изношенного оборудования. Затраты на ремонтные работы снизятся
до 2010 года на 9,3 млн р. и на 91,2 в 2011–2015 гг.
• исключения возможности аварийных ситуаций с повреждением оборудования станций, недоотпуска электроэнергии аварийно-восстановительных работ.
Энергообеспечение северных территорий республики – задача,
главным образом, социально-политическая, поэтому органы государственной власти должны определиться относительно целей,
направлений и темпов социально-экономического развития этих
районов, обеспечив соответствующим бюджетом содержание объектов инфраструктуры [63].
Взяв на себя ответственность за жизнеобеспечение северных и
сельских территорий республики, органы государственной власти
будут иметь полное право требовать от энергокомпании обеспечения надежного энергоснабжения этих районов и прозрачного финансового управления.
4.3. Межрегиональная интеграция энергосистем
Северо-Восточного региона
Целью межрегиональной интеграции энергосистем является
централизация и повышение эффективности управления объектами энергетики, что позволит осуществить:
• вывод
���������������������������������������������������������
из кризиса и обеспечение экономической эффективности Северо-Восточных энергосистем;
• �����������������������������������������������������������
обновление и модернизация основного и вспомогательного оборудования;
• ���������������������������������������������������������
создание единой точки управления энергосистемами и снижение рисков;
• повышение
����������������������������������������������������
надежности энергообеспечения потребителей;
• привлечение
����������������������������������������������������������
инвестиций в электроэнергетику Северо-Востока
России;
• создание
������������������������������������������������
надежного базиса для развития регионов;
156
При этом необходимо учитывать специфические особенности
технологической изолированности энергосистем Северо-Востока
РФ:
• между
������������������������������������������������������
энергосистемами отсутствуют магистральные межрегиональные сети;
• жизнеобеспечение
������������������������������������������������������
населенных пунктов зависит от локальных дизельных электростанций, техническое состояние которых
требует ремонтных и предупредительных работ в сложных условиях;
• ��������������������������������������������������������
наличие большого количества энергоисточников (также изолированных в рамках одной энергосистемы) различных типов –
ГЭС, ТЭС и ТЭЦ на угле и природном газе, дизельные энергоисточники малой мощности;
• подавляющий
�����������������������������������������������������
удельный вес ЛЭП в деревянном исполнении
большой протяженности и большой степени износа;
• слабо
������������������������������������������������������
развитая транспортная информационная инфраструктура;
• ���������������������������������������������������������
необходимость завоза дорогостоящего топлива на сезон вперед;
• сложность
�������������������������������������������������������
и многоступенчатость схем доставки топлива и
МТР.
• повышенные
�����������������������������������������������������
требования к надежности энергообеспечения
в условиях низких температур и климатических особенностей
Крайнего Севера.
Общими проблемами для изолированных энергосистем СевероВосточного региона (СВР) являются:
• ��������������������������������������������������������
Высокий физический и моральный износ основного и вспомогательного оборудования и отсутствие инвестиций для его обновления;
• Высокая
�������������������������������������������������������
себестоимость продукции, обусловленная высокой
стоимостью дизельного топлива, а также сложной схемой завоза
топлива.
• Недостаточность
������������������������������������������������������
тарифных источников на эксплуатацию и
ремонт.
• ��������������������������������������������������������
Недостаток оборотных средств, невозможность обеспечения
нормативных запасов топлива, страховых и аварийных запасов
МТР, неустойчивое финансовое состояние, значительные объемы
кредиторской задолженности, в основном в бюджеты всех уровней;
• �������������������������������������������������������
Значительные объемы перекрестного субсидирования, которое ведет к отсутствию (или искажению) ценовых сигналов для
157
потенциальных инвесторов и исключает условия для притока инвестиционных средств;
• ��������������������������������������������������������
Низкий уровень доходов потребителей в СВР, обуславливающий низкую значительный объем неплатежей и дебиторской задолженности.
• Зависимость
���������������������������������������������������������
большинства потребителей от государственного
бюджетного финансирования (дотаций).
• �������������������������������������������������������
Отсутствие квалифицированных кадров, обусловленное низким уровнем социально-бытовых условий и условий труда, отсутствие адекватной системы обучения, повышения квалификации и
переподготовки кадров.
В настоящее время существует ряд технологических, организационных, технических и правовых факторов, объединяющих электроэнергетику изолированных энергосистем в особое направление
деятельности, что создает предпосылки для межрегиональной интеграции энергосистем Северо-Восточного региона с целью повышения эффективности управления объектами энергетики и решения
указанных выше проблем.
Ожидаемыми результатами осуществления межрегиональной
интеграции Северо-Восточных энергосистем РФ являются:
• �������������������������������������������������������
обеспечение технологической надежности энергоснабжения
за счет аккумуляции ресурсов как сырьевых, производственных,
человеческих, так и интеллектуальных, и управленческих; проведение единой техно-логической и инновационной политики; централизации управления.
• ��������������������������������������������������������
оптимизация издержек за счет использования эффекта масштаба вследствие снижения трансакционных издержек, оптимизации численности персонала, снижения затрат в области логистики,
осуществления эффективной политики управления персоналом,
в том числе централизации подготовки кадров, концентрации функций и ответственности, мониторинга и контроля, планирования
сервисной и ремонтной программы, а также оптимизации уровня
запасов.
• ��������������������������������������������������������
консолидация собственных инвестиционных ресурсов, эффективное распределение и перераспределение финансовых потоков
с целью выстраивания единой инвестиционной и инновационной
политики посредством использования эффективной системы управления.
• ��������������������������������������������������������
обеспечение социальной функции: увеличение денежных поступлений в бюджет РФ и субъектов Федерации и создание условий
для обеспечения бесперебойности и надежности энергоснабжения,
освоения и удержания северных территорий в составе РФ.
158
Структура управления изолированными энергосистемами СВР
может быть реализована в виде холдинговой или операционной
компании:
• ��������������������������������������������������������
холдинговая компания: преобразование энергосистем в холдинг через реализацию механизма владения или управления акциями компаний. В данном случае реализуются подварианты:
− создание
����������������������������������������������������
управляющей компании в форме 100 % ДЗО РАО
«ЕЭС России» (или его правопреемника), с внесением в уставный
капитал пакетов акций.
− �����������������������������������������������������������
передача акций энергокомпаний в управление вновь созданной
(в форме 100 % ДЗО РАО «ЕЭС России» (или его правопреемника))
или существующей компании (ОАО «Якутскэнерго», другие энергосистемы).
− прочие
�������������
формы.
• �����������������������������������������������������
операционная компания: преобразование энергокомпаний
в единую вертикально-интегрированную структуру. При такой схеме реализуются подварианты:
− создание
��������������������������������������������������������
новой компании через переход на «единую акцию»
с использованием различных корпоративных процедур (слияние,
присоединение, прочие).
− �������������������������������������������������������
создание управляющей компании (или использование существующей компании в качестве управляющей) и передача ей корпоративными процедурами функций исполнительного органа региональных энергокомпаний.
− использование
����������������������������������������������������������
механизмов аренды на начальных (переходных)
этапах интеграции.
Экономический выигрыш от межрегиональной интеграции определяются действием эффекта масштаба, т. е. увеличением объемов производства за счет объединения с другими компаниями при
одновременном снижении затрат на производство и, соответственно, снижении себестоимости.
ОАО АК «Якутскэнерго» является бесспорным лидером среди
энергосистем Северо-восточного региона (табл. 4.19). При объединении компаний изолированных энергосистем Северо-восточного
региона образуется новый крупный субъект электроэнергетики со
значительной совокупной установленной мощностью, полезным
отпуском электрической и тепловой энергии. В свою очередь, снизятся затраты на топливо для электростанций, что существенно
снизит себестоимость товарной продукции объединенной компании. Доказательством данного утверждения являются финансовые
показатели по ОАО АК «Якутскэнерго», ОАО «Магаданэнерго», ОАО
159
«Чукотскэнерго», ОАО «Колымаэнерго» и ОАО «Камчатскэнерго» до
объединения (табл. 4.19, рис. 4.8)
Таблица 4.19
Рентабельность энергосистем Северо-Восточного региона
за период 1999–2006 гг.
Год
Камчатскэнерго
Колымаэнерго
Якутскэнерго
Магаданэнерго
Чукотскэнерго
2001
2002
2003
2004
2005
2006
5,03
–14,02
–27,75
–8,14
–6,27
–3,14
36,30
36,40
56,20
61,03
49,7
55,7
5,40
13,20
9,06
3,32
6,37
11,8
–5,09
–22,05
–16,72
–15,18
–21,7
–11,4
–29,71
–32,08
–23,86
–11,15
–22,1
–8,5
Рентабельность по годам
80
60
40
20
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
–20
Камчатка
Колыма
Якутск
Магадан
Чукотка
–40
–60
Рис. 4.8. Рентабельность энергосистем СВР за 1999–2006 гг.
По уровню рентабельности среди всех энергосистем лучшие показатели имеет «Колымаэнерго», в структуре которой находится
Колымская ГЭС. ОАО АК «Якутскэнерго» по данному показателю
является второй. Все остальные системы нерентабельны и к 2006 г.
достигли примерно одного уровня с отрицательной рентабельностью.
Оценивая показатель рентабельности, необходимо проанализировать динамику прибылей энергокомпаний СВР. Динамика этого
показателя определяет прибыльность (убыточность) компани и будущий размер прибыли, который будет результатом межрегиональной интеграции. Динамика прибылей энергокомпаний представлена в табл. 4.20.
160
Таблица 4.20
Динамика прибылей энергосистем Северо-восточного региона РФ, млн р.
Год
Камчатск- Колымаэнерэнерго
го
Якутскэнерго
Магаданэнерго
Чукотскэнерго
2001
–215,79
72,14
254,00
–115,65
–196,60
2002
–85,69
75,07
396,55
–322,03
–221,92
2003
–116,96
51,10
240,34
–93,67
–203,01
2004
–463,96
66,90
757,51
–542,28
–560,64
2005
–1079,24
101,89
628,88
–463,72
–211,06
2006
–192,55
77,01
202,42
–333,97
–78,28
Наиболее прибыльной компанией по итогам 2006 г. является
компания ОАО АК «Якутскэнерго».
Далее проанализируем динамику изменения данного показателя, а также зависимость его от изменений в структуре затрат.
Себестоимость каждой из рассматриваемых компаний состоит,
главным образом, из двух составляющих – затраты на закупку и
завоз топлива и затраты на оплату труда. Доли затрат в структуре
себестоимости электроэнергии представлены на рис. 4.9.
Основная доля затрат энергокомпаний на производство электроэнергии приходится на закупку топлива. Причем доля данной статьи в себестоимости различных компаний варьируется от 37 % до
70 %. В качестве топлива для электростанций в основном используется уголь (все компании кроме ОАО «Магаданэнерго»). Вторыми по
величине в структуре затрат являются затраты на персонал. Доля
данного фактора в себестоимости различных компаний варьируется от 21 % до 42 %. Сводные данные по динамике изменения себестоимости по годам приведена в табл. 4.21.
Таблица 4.21
Динамика значений себестоимостей электроэнергии,
производимой компаниями участниками интеграции, тыс. р.
Год
Камчатскэнерго
Колымаэнерго
Якутскэнерго
Магаданэнерго
Чукотскэнерго
2001
1809296
2002
2507874
118623
2688666
1352084
541299
109454
3630537
1547522
592516
2003
3148193
140774
2004
3327946
184957
4715440
1882859
701392
5740698
2505523
796008
2005
3900984
181298
2006
2394057
126188
6945017
2829923
910041
6104776
2252384
728895
161
а)
Структура себестоимости электроэнергии,
производимой ОАО "Якутскэнерго"
6%
17%
Сырье и материалы
Топливо
Оплата труда
43%
Амортизация ОС
34%
б)
Структура себестоимости электроэнергии,
7%
произвоимой ОАО "Камчатскэнерго"
2%
21%
Сырье и материалы
Топливо
Оплата труда
Амортизация ОС
70%
в)
Структура себестоимости электроэнергии,
6%
9%
39%
46%
г)
производимой ОАО "Чукотскэнерго"
Сырье и материалы
Топливо
Оплата труда
Амортизация ОС
Структура себестоимости электроэнергии, производимой ОАО «Магаданэнерго»
13%
8%
37%
Сырье и материалы
Топливо
Оплата труда
Амортизация ОС
42%
Рис. 4.9. Структура себестоимости, электроэнергии, производимой ОАО
«Якутскэнерго» (а), ОАО «Камчатскэнерго» (б), ОАО «Чукотскэнерго» (в),
ОАО «Магаданэнерго» (г)
162
Наиболее затратной является компания ОАО АК «Якутскэнерго», что связано с принадлежностью ей наибольшего числа электростанций. Межрегиональная интеграция энергосистем позволитсократить издержки на закупку, завоз и хранение топлива, на
передачу электрической и тепловой энергии, а также затраты на
оплату труда персонала.
Топливо является основной затратной статьей энергокомпаний
СВР (табл. 4.22). Межрегиональная интеграция и создание единой
энергокомпании изменит это положение: централизованная закупка топлива привлечет дополнительную экономию оборотных
средств компаний.
Таблица 4.22
Затраты на закупку и завоз топлива в 2006 году, млн р.
Млн. р.
Якутскэнерго
Магаданэнерго
Камчатскэнерго
Чукотскэнерго
Затраты,
1538
452,5
1115,8
298,3
Кроме того при интеграции энергосистем существенно сокращаются совокупные затраты на персонал за счет оптимизации его
структуры и численности. В настоящее время данная статья затрат
в энергокомпаниях составляет 21 % – 42 % себестоимости.
Прогнозируемые последствия межрегиональной интеграции
изолированных энергосистем Северо-Восточного региона:
• достижение
����������������������������
эффекта масштаба;
• ����������������������������������������������������������
контроль за распределением, целевым использованием и оптимизацией бюджетных дотаций;
• повышение
��������������������������������������������������������
точности планирования при составлении прогнозных государственных бюджетов разных уровней;
• привлечение
���������������������������������
инвестиций в отрасль;
• модернизация
��������������������������������������������������������
отрасли, повышение надежности энергоснабжения;
• создание
������������������������������������������������������������
надежного базиса для экономического роста регионов
и частичная интеграция экономик северных субъектов.
Общегосударственный эффект от межрегиональной интеграции
заключается в следующем:
• Процесс
�������������������������������������������������������
интеграции электроэнергетики СВР автоматически
повлечет за собой частичную интеграцию экономик северных субъектов – такие отрасли как транспорт, строительство, ремонтные услуги, снабжение и др. вслед за электроэнергетикой выйдут за рамки границ регионов.
• Значительно
���������������������������������������������������������
расширятся сферы влияния представителей энергетической отрасли на органы государственной власти СВР за счет
163
централизации управления энергетическим комплексом и создания единого центра лоббирования интересов.
• ����������������������������������������������������������
Особенную значимость имеет стратегическая возможность осуществления более эффективного для всех регионов процесса северного завоза, что подразумевает появление новых каналов доставки
и развитие межрегиональной транспортной инфраструктуры.
• ��������������������������������������������������������
По примеру отрасли электроэнергетики возможно начало эффективной интеграции аналогичных отраслей промышленности
регионов, таких как золотодобывающая, угледобывающая и пр.
• Расширятся
���������������������������������������������������������
возможности участия в федеральных и региональных программах развития северных территорий (на межтерриториальном уровне).
4.4. Региональная стратегия в сфере теплоснабжения и ЖКХ
Климат Республики Саха (Якутия) резко-континентальный с жарким летом и продолжительной холодной зимой. Отопительный период проходит в особых условиях, температура воздуха достигает в некоторых районах –57÷–61°: географическая и климатическая специфика вызывает необходимость обеспечения работы технологического
оборудования ТЭЦ и сетей в жестких, бесперебойных режимах.
На энергопотребление и полезный отпуск теплоэнергии влияют: климатические условия, изменение состава населения (прирост
или убыль, урбанизация и т. д.), изменение благосостояния населения, внедрение энергосберегающих технологий, а также улучшение систем учета потребителей, ограничения энергоснабжения по
технологическим или иным причинам, появление новых крупных
промышленных потребителей, динамика промышленного производства, появление или устранение конкурентов на рынках тепло- и
электроснабжения [59].
Внутригодовая структура отпуска тепловой энергии с коллекторов
электростанций ОАО АК «Якутскэнерго» представлена на рис. 4.10.
Основными потребителями теплоэнергии являются: жилищные
организации (44,5–45,2 %) и промышленность (44,6–50,9 %). Остальные группы потребляют совокупно менее 11 % теплоэнергии
(рис. 4.11, 4.12).
Можно отметить резкое увеличение по сравнению с 2002 годом
потребления тепла группами «Коммунальное хозяйство» – с 78 тыс.
Гкал до 229 тыс. Гкал, «Жилищно-строительные кооперативы» – с
44 тыс. Гкал до 66 тыс. Гкал – и «Гаражно-строительные кооперативы» – с 59 тыс. Гкал до 100 тыс. Гкал. При этом общий объем теплопотребления по региону немного уменьшился – с 3 990 тыс. Гкал до
164
ян
ва
фе рь
вр
ал
ь
ма
рт
ап
ре
ль
ма
й
ию
нь
ию
ль
ав
гус
се т
нт
яб
ок рь
тя
б
но рь
яб
де рь
ка
бр
ь
1000000
900000
800000
700000
600000
500000
400000
300000
200000
100000
0
2002
2003
2004
2005
2006
Рис. 4.10. Внутригодовая структура отпуска тепловой энергии с коллекторов электростанций ОАО АК «Якутскэнерго», Гкал.
Жилищно�строительные
кооперативы
1,7%
Гаражно�строительные
кооперативы
2,6%
Жилищные организации
45,2%
Промышленность
44,6%
Коммунальное
хозяйство
5,9%
Рис. 4.11. Структура отпуска теплоэнергии по группам потребителей
в 2006 г.
его
Вс
н.
аж
Гар
К,
ЖС
Ж
ТС
н.
рга
О
л.
Жи
сть
но
ен
шл
ы
ом
оз.
м.х
м
Ко
Пр
т.
ра
пе
о
Ко
0
500
2002
1000
1500
2000
2004
2500
3000
3500
4000
4500
2006
Рис. 4.12. Сравнение потребления теплоэнергии различными группами
потребителей в 2002, 2004 и 2006 гг., тыс. Гкал.
165
3 865 тыс. Гкал или на 3,1 % за счет уменьшения потребления теплоэнергии промышленностью – с 2 033 тыс. Гкал до 1 723 тыс. Гкал.
Система теплоснабжения г. Якутска имеет схему непосредственного присоединения систем отопления и закрытую систему ГВС со
смешанной схемой включения подогревателей горячего водоснабжения на ЦТП, степень автоматизации систем ГВС достигает 80 %.
Система теплоснабжения присоединена к двум теплоисточникам:
Якутской ТЭЦ и Якутской ГРЭС. Потребители тепла и горячей
воды – производственные предприятия и жилищный фонд г. Якутска (табл. 4.23, 4.24). Система расположена на местности с ровным
рельефом. Прокладка магистральных тепловых сетей надземная,
на низких, отдельно стоящих сваях-стояках.
Таблица 4.23
Структура теплоснабжения ОАО АК «Якутскэнерго» г. Якутск, %
Вид потребления
Предприятия ЖКХ
Коммунально–бытовые нужды
Производственные нужды
Прочие нужды
Потери тепловые
2002
2003
2004
2005
2006
42,6
–
–
57,4
–
43,9
8,1
–
48,0
–
47,7
9,2
–
43,1
–
45,3
10,7
–
44,0
–
46,7
9,6
–
43,7
–
Таблица 4.24
Подключенное потребление ОАО АК «Якутскэнерго» г. Якутск, Гкал/час
Потребители
Теплоноситель
2003
2004
2005
2006
гор. вода 253,43
227,94
260,71
271,04
299,98
гор. вода
38,18
39,54
45,54
54,65
54,30
гор. вода 215,25
188,4
215,17
216,39
245,68
гор. вода
гор. вода
8,19
13,31
6,87
13,58
7,65
15,00
7,56
16,70
11,57
17,50
4 Промышлен- гор. вода 237,90
ные потребипар
4,00
тели
Итого:
516,83
229,59
201,34
202,10
219,30
3,16
–*
–
–
481,14
484,70
497,40
548,35
1
Предприятия ЖКХ,
в т.ч.:
МУП Водоканал
Жилищные
организации
(ДЕЗ)
2 ЖСК, ТСЖ
3
ГСК
*
2002
С 2002 года предприятие Сахамебель, потребляющее пар, расторгло
договор в связи с переходом на автономное отопление.
166
В 2006 году крупнейшими потребителями теплоэнергии являются ДЭЗ Якутск (долей в потреблении 22,2 % и в выручке по теплоэнергии – 18,7 %), и ЖКХ г. Нерюнгри (20,7 % и 17 % соответственно). Третьим крупнейшим потребителем теплоэнергии и главным
источником перекрестного субсидирования (10 % объемов потребления и 15 % объемов выручки) является ОАО «Якутуголь».
Суммарная тепловая нагрузка потребителей г. Якутска, с учетом
потерь тепла в тепловых сетях, составляет – 866,72 Гкал/ч. Годовое
потребление тепла – 3172 тыс.Гкал. Установленная тепловая мощность теплоисточников Якутска (рис. 4.13) 1537,66 Гкал: Якутская
ТЭЦ –500 Гкал/ч; Якутская ГРЭС – 387 Гкал/ч; котельные в составе ЯТЭЦ –69,66 Гкал/ч; котельные МУП «Теплоэнергия» – 377
Гкал/ч; прочие котельные – 204 Гкал/ч.
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
2002
ОАО АК "Якутскэнерго"
2003
2004
котельные сторонних организаций
Рис. 4.13. Реализации теплоэнергии в г. Якутск котельными
«Якутскэнерго» и котельными сторонних производителей
в 2004–2006 гг., тыс. Гкал.
Общая протяженность тепловых сетей в Республике Саха (Якутия) составляет 1073,56 км, из которых ОАО АК «Якутскэнерго»
принадлежат 550,88 км или 51 %. За счет специфики региона, состоящей в том, что большую часть площади территории покрывает
зона вечной мерзлоты, более 50 % всех теплотрасс проложены по
поверхности земли, а само теплосетевое хозяйство характеризуется
высокой степенью износа (табл. 4.25).
За последние годы ряд потребителей Центрального энергорайона
перешли на автономные газовые котельные установки, отказавшись
от централизованного теплоснабжения. Эти котельные отличаются
низкой, по сравнению с тарифом АК «Якутскэнерго», себестоимостью вырабатываемой тепловой энергией, имеют возможность опера167
тивно изменять режимы работы котельной при изменении температуры наружного воздуха, снижая этим расходы топлива на выработку тепла. В других энергорайонах, ввиду отсутствия природного
газа, подобной проблемы не существует.
В Западном энергорайоне расширению теплового бизнеса ОАО
АК «Якутскэнерго» препятствует стратегия АК «Алроса», заключающаяся в развитии собственных тепловых мощностей. Потребности в теплоэнергии АК «Алроса» покрывает за счет собственных
электрокотельных и планирует строительство ДЭС и огневых котельных на Накынском месторождении.
В настоящее время основной стратегией развития теплового бизнеса в регионе является централизация теплоснабжения, включающая:
• повышение
����������������������������������������������������
эффективности и надежности теплоснабжения;
• снижение
��������������������������������������������������������
себестоимости производства и передачи тепловой
энергии;
• ��������������������������������������������������������
привлечение инвестиций в реконструкцию тепловых сетей и
оборудования ЦТП;
• ���������������������������������������������������������
снижение бюджетной нагрузки и оптимизация тарифов на тепловую энергию для населения, проживающего в зоне присоединяемой к системе централизованного теплоснабжения.
Стратегические задачи: расширение зоны централизованного
тепло-снабжения; расширение сбыта тепловой энергии АК «Якутскэнерго»; обновление и реконструкция оборудования и сетей; строительство новых сетевых объектов; снижение издержек производства и транспорта тепловой энергии.
Стратегию предлагается реализовать в три этапа:
• первый
�������������������������������������������������������������
этап – 2006–2007 гг. с затратами – 242 258,4 тыс. р. ;
• второй
�������������������������������������������������������������
этап – 2008–2010 гг. с затратами – 310 783,3 тыс. р. ;
• третий
���������������������������������������������������������
этап – 2011–2015 гг. с затратами – 242 119 тыс. р.
Основными направлениями развития системы централизованного теплоснабжения (ЦТС) являются: оптимизация существующей
системы ЦТС за счет расширения зоны снабжения от источников
«Якутскэнерго», ликвидации котельных с высокой себестоимостью
тепловой энергии и переключения потребителей на теплоснабжение от «Якутскэнерго»; расширение зоны ЦТС путем строительства новых сетевых объектов в зонах застройки с учетом Генплана
развития г.Якутска до 2020 г.; мероприятия по энергоэффективности, модернизации и реконструкции оборудования и тепловых
сетей ОАО АК «Якутскэнерго».
Первый этап стратегии предусматривает перевод потребителей от
котельных, которые находятся в зоне теплоснабжения теплоисточ168
ников ОАО АК «Якутскэнерго» и не требуют больших капиталовложений на строительство подводящих тепловых сетей. Основные
затраты возникнут по монтажу элеваторных узлов присоединения
при переключении потребителей на 1 контур или монтажу установки для перевода потребителей на независимую схему подключения.
Затраты на реконструкцию тепловых сетей ЯТЭЦ для перевода потребителей от котельных по первому этапу, составят – 17 490.2 тыс.
р. При этом отпуск тепла с теплоисточников ОАО АК «Якутскэнерго» возрастет на 79 229 Гкал/год.
Для переключения потребителей от котельных, включенных во
второй этап необходимо строительство тепловых сетей и ЦТП – для
переключения потребителей по независимой схеме. Перевод объектов котельных ЯГУ-1, ЯГУ-2 и 66–67 кв. на теплоснабжение от
котельной 106 квартала. Укрупненные затраты на реконструкцию
и строительство теплосетей, для переключения потребителей 2-го
этапа составят – 58 124,3 тыс. р. При этом прирост отпуска тепла от
теплоисточников ОАО АК «Якутскэнерго» составит 142 215 Гкал/
год.
Для переключения потребителей от котельных по 3 этапу необходимо строительство магистральных сетей: 2Ду500 ТП-136 – ТП-8
и реконструкция тепловых сетей 2Ду500 от ТК-23 до перехода через
ул. Каландарашвили, год ввода 1977, со строительством дополнительных двух ниток 2Ду500. Затраты на строительство тепловых
сетей – 36 799 тыс. р.
Перевод потребителей, имеющих автономные источники теплоснабжения, находящихся в зоне действия тепловых сетей ЯТЭЦ
будет приниматься собственником исходя из оценки технико-экономической эффективности дальнейшего содержания котельных
с учетом возможности заключения договоров на резервирование
поставки тепловой энергии.
При реализации предлагаемой стратегии существует риск отказа потребителей от централизованного теплоснабжения и перехода
на автономные котельные установки с заведомо более низкой себестоимостью теплоэнергии, чем у ОАО АК «Якутскэнерго». Так, для
потребителей Центрального энергорайона в течение последних лет
существует тенденция перехода на установки, использующие в качестве котельного топлива природный газ. В Западном энергорайоне существует возможность строительства потребителями электрокотлов. Присоединению объектов коммунальной энергетики может
воспрепятствовать изменение позиции органов власти по отношению к стратегии централизации теплоснабжения, осуществляемой
ОАО АК «Якутскэнерго».
169
Таблица 4.25
Балансовая стоимость и износ теплосетевого хозяйства
Западный
Энергорайоны
Централь- Южноный
Якутский
Здания насосных станций
балансовая стоимость, тыс. р.
13 500
878
балансовый износ, %
13,80
100,00
реальный износ, %
30,10
100,00
ежегодные затраты на обслужи- 3 983
26 428
вание, тыс. р.
Тепловые сети
балансовая стоимость, тыс. р.
100 706 552 742
балансовый износ, %
92,10
31,97
реальный износ, %
35,10
31,97
ежегодные затраты на обслужи- 19 739 188 433
вание, тыс. р.
Оборудование насосных станций
балансовая стоимость, тыс. р.
1 882
54
балансовый износ, %
92,60
84,74
реальный износ, %
63,40
84,74
ежегодные затраты на обслужи- 5 514
49 420
вание, тыс. р.
Всего
52 745
–
29,00
143
67 123
30,15
30 554
893 298
–
67,00
15 515
1 546 746
52,40
223 687
–*
55,00
44 899
1 936
64,00
99 833
*
Оборудование насосных станций по стоимости по бух. учету заложено
в зданиях насосных станций.
В ближайшие годы ожидается применение энергосберегающих
технологий потребителями тепла, особенно при строительстве новых объектов, что может компенсировать естественный прирост
потребления теплоэнергии и привести к падению теплопотребления.
В рамках базового (оптимистического) сценария подразумевается, что по итогам 2006 гг. в Центральном энергорайоне теплопотребление возрастет на 1,5–2 % за счет ввода нового жилья в г. Якутск
и, при условии проведения реконструкции ЦТП и строительства
внутриквартальных тепловых сетей, от источников ОАО АК «Якутскэнерго» будут «запитаны» потребители 114, 36 и 69 кварталов
города, ранее получающие тепловую энергию от ведомственных котельных. При этом полезный отпуск тепловой энергии возрастет на
5,4 %. Увеличения теплопотребления ни в Западном, ни в ЮжноЯкутском энергорайонах не ожидается.
170
Учитывая большие потери при транспортировке тепловой энергии, планируется увеличение доли ремонта тепловой изоляции современными материалами (скорлупы, базальтовое волокно и т.п.).
Последующее развитие региональной теплоэнергетики ориентировано на присоединение коммунальной энергетики и изменения
активов ОАО АК «Якутскэнерго» в результате приема от сторонних
организаций структурных подразделений по профильным видам
деятельности:
• тепловые
�������������������������������������������������
сети ГУП «Теплоэнергия» – в состав ЯТЭЦ;
• тепловые
��������������������������������������������������
сети Горэнерго г. Якутска – в состав ЦЭС;
• ��������������������������������������������������������
тепловые сети Алданэнерго и УТВК г.Нерюнгри – в состав
ЮЯЭС;
• тепловые
���������������������������������������������
сети Ленскулусэнерго – в состав ЗЭС.
Поглощение коммунальной энергетики в таком случае ограничится присоединением ГУП «Теплоэнергия», оставшаяся часть просроченной дебиторской задолженности бюджетной сферы перейдет
в разряд «мертвой».
Выводы по разделу 4
1. ����������������������������������������������������������
По результатам анализа состава и текущего технического состояния генерирующих мощностей ОАО АК «Якутэнерго» сформулированы предложения по их технической модернизации.
2. Для
�����������������������������������������������������
нормализации финансового состояния регионального
энергоснабжения необходима корректировка механизмы распределения бюджетных дотаций на энергоснабжение: они должны стать
адресными и соответствовать реальным издержкам на производство необходимого количества энергии.
3. �����������������������������������������������������
Сравнительная оценка дизельных электростанций ОАО АК
«Якутскэнерго» и ОАО «Сахаэнерго» по техническому состоянию,
по производителям и возможностям по хранению запасов дизельного топлива подтвердила существенное влияние износа генерирующих мощностей на ежегодный рост среднегодовой удельной себестоимости производства электроэнергии и рост среднего фактического
тарифа для потребителей. Определена техническая необходимость
замены более трети парка действующего оборудования и изношенных линий электропередачи.
4. ���������������������������������������������������������
Основные цели стратегии развития региональной малой энергетики заключаются в повышении надежности электроснабжения;
снижении себестоимости продукции за счет снижения топливной
составляющей; повышении эксплуатационной надежности и ресурса эксплуатируемого оборудования ДЭС и распределительных электросетей; улучшении экологической обстановки; повышении про171
изводительности труда, сокращении персонала; развитии системы
обучения, повышении квалификации и улучшении условий работы
персонала.
5. Для
�����������������������������������������������������
снижения удельных расходов топлива, повышения надежности и эффективности функционирования автономных систем
электро-снабжения, повышения производительности труда разработаны комплекс мероприятий по строительству и реконструкции
дизельных электростанций и распределительных сетей и выполнена оценка сравнительной стоимости строительства и реконструкции оборудования, выявлена возможность ввода новых генерирующих мощностей и ЛЭП на период 2007–2015 гг.
6. ���������������������������������������������������
Важнейшим направлением развития региональной малой
энергетики определено использование нетрадиционных видов топлива и энергии: строительство многофункционального комплекса
(гибридная многотопливная электростанция) с использованием
ветроэнергетической установки, строительство малых ГЭС на реках
Республики Саха (Якутия), а также использование «сырой нефти»
как топлива для ДЭС.
7. Конкретизированы
�����������������������������������������������������
объемы инвестиций на развитие региональной малой энергетики: в 2007–2015 гг. требуется 6012 млн р.,
в том числе до 2010 г. – 3531,4 млн р. и в 2011–2015 гг. – 2480,6 млн
р., из них на капвложения в основные производственные фонды –
4180,4 млн р., на инвестиции в оборотный капитал 1831,4 млн р.
8. ��������������������������������������������������������
Установлены условия эффективности развития региональной
малой энергетики и получения к 2015 г. чистой прибыли 1546,7 млн
р. за счет снижения удельного расхода топлива и затрат по перевозке топлива, снижения затрат на оплату труда в связи с сокращением обслуживающего персонала, снижения затрат на ремонтные
работы в связи с заменой изношенного оборудования и исключения
возможности аварийных ситуаций с повреждением оборудования
станций, недоотпуска электроэнергии аварийно-восстановительных работ.
9. ��������������������������������������������������������
С учетом специфических особенностей технологической изолированности энергосистем Северо-Востока РФ цели межрегиональной интеграции энергосистем сведены к централизации и повышению эффективности управления объектами энергетики, представлены прогнозные оценки межрегиональной интеграции Северо-Восточных энергосистем России.
10. На
������������������������������������������������������
основании анализа динамики рентабельности, себестоимости производимой электроэнергии, прибылей региональных
энергокомпаний – участников интеграции, и затрат на закупку и
завоз топлива предложены и обоснованы варианты реализации
172
структуры управления изолированными энергосистемами Северо-Восточных энергосистем в виде холдинговой или операционной
компании, выполнен прогноз последствий интеграции
11. �����������������������������������������������������
Рассмотрены возможности и сформулированы основные положения стратегии региональных ЭСК в сфере теплоснабжения и
ЖКХ, включающей повышение эффективности и надежности теплоснабжения; снижение себестоимости производства и передачи
тепловой энергии; привлечение инвестиций в реконструкцию тепловых сетей и оборудования ЦТП и снижение бюджетной нагрузки
и оптимизация тарифов на тепловую энергию для населения, проживающего в зоне присоединяемой к системе централизованного
теплоснабжения.
12. Уточнены
��������������������������������������������������
и конкретизированы затраты на реализацию
в 2007–2015 гг. мероприятий по обеспечению энергоэффективности,
модернизации и реконструкции оборудования и тепловых сетей.
173
5. стратегическое планирование деятельности
энергосбытовых компаний в сибири
и на дальнем востоке
5.1. Последствия введения рынка электроэнергии
в ОЭС Дальнего Востока
Объединенная энергосистема Дальнего Востока образована четырьмя связанными между собой энергосистемами: ОАО «Амурэнерго» (установленная мощность 502 МВт, пиковое потребление 1000
МВт); ОАО «Хабаровскэнерго» (установленная мощность 2125,6 МВт,
пиковое потребление 1500 МВт); ОАО «Дальэнерго» (установленная
мощность 1174 МВт, пиковое потребление 1800); Южно-Якутский
энергоузел (установленная мощность 618 МВт, пиковое потребление
242 МВт); а также тремя Федеральными электростанциями: Зейская
ГЭС (территория ОАО «Амурэнерго», установленная мощность 1330
МВт); Бурейская ГЭС (территория ОАО «Амурэнерго», планируемая
установленная мощность 2000 МВт – в 2009 год, в настоящее время
введены 3 блока мощностью 670 МВт); Приморская ГРЭС (территория ОАО «Дальэнерго», установленная мощность 1467 МВт)������
[42]�.
Таким образом, установленная мощность указанных энергетических объектов составляла в 2006 г. 7886,6 МВт, а к 2009 г. увеличивается до 8990,6 МВт.
Проект реформирования энергосистем Дальнего Востока, предусматривает:
• Создание единой Холдинговой компании на основе активов
ОАО «Дальэнерго», ОАО «Хабаровскэнерго», ЗАО «ЛуТЭК», ОАО
«Амурэнерго» и ОАО «Якутскэнерго» (Южный энергорайон).
• Создание дочерних обществ Холдинговой компании по видам
деятельности: генерирующая компания и распределительная
сетевая компания, на основе активов ОАО «Дальэнерго», ОАО
«Хабаровскэнерго», ЗАО «ЛуТЭК», ОАО «Амурэнерго» и ОАО
«Якутскэнерго» (Южный энергорайон).
• ��������������������������������������������������������
Выделение в процессе реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России»
– РАО «ЕЭС Востока», владеющего акциями изолированных энергосистем Дальнего Востока, а также акциями ОАО «Дальневосточная
энергетическая компания» (Головная компания Холдинга).
В ближайшей перспективе создание чистой конкуренции между
генерацией на рынке ОЭС Востока ограничивается следующими обстоятельствами:
• ограничено
�������������������������������������������������������
число участников рынка, влияющих на цены, и
как следствие, возможен сговор локальных монополистов,
174
• �����������������������������������������������������������
регулируема и высока плата за мощность в результате высокого резерва мощности,
• ���������������������������������������������������������
доля двух собственников: РАО «ЕЭС России» и ОАО «СУЭК уставном капитале больше 70 %.
Именно поэтому ОЭС Востока должна быть отнесена к неценовым
зонам оптового рынка и в краткосрочном периоде (в перспективе на
5–7 лет) ориентирована на модели регулируемого рынка энергии и
единого закупщика. Эти модели предполагают (рис. 5.1)������
[42]�:
• наличие
���������������������������������������������������������
поставщиков электрической энергии и единого покупателя, приобретающего электроэнергию (мощность) у данных поставщиков по установленным тарифам;
• наличие
�������������������������������������������������������
единого покупателя и энергоснабжающих организаций (гарантирующих поставщиков), которым единый покупатель
продает купленную у производителей электрическую энергию.
Оптовый
рынок
ТГК
ОГК
Единый
закупщик
ГП 1
ГП 2
ГП 3
Рис. 5.1. Организация оптового рынка электроэнергии (мощности)
в неценовой зоне оптового рынка
Единый закупщик осуществляет покупку/продажу электрической энергии (мощности) по точкам (группам точек) поставки, располагающимся по границе ценовой зоны оптового рынка, в объемах,
рассчитываемых путем сальдирования объемов разнонаправленных перетоков электрической энергии по данным точкам (группам
точек) поставки (далее именуется – сальдо-переток электрической
энергии).
Единый закупщик оплачивает отклонения, соответствующие
разнице между фактическими объемами сальдо-перетоков электрической энергии по определенным для них точкам (группам точек)
поставки от плановых по правилам БР.
Внутри неценовой зоны управление режимами осуществляет
Системный оператор. Главным принципом при составлении режима работы оборудования является минимизация затрат на произ175
водство электроэнергии или стоимости купленной/проданной электроэнергии.
Тарифы на поставку и покупку рассчитываются на основании
прогнозного баланса, составленного на основании заявок покупателей. Отклонения от заявок должны оплачиваться по методике отклонений со штрафными коэффициентами.
АО-энерго и ГП после распаковки вправе выбирать осуществлять
ли им поставку/покупку сальдо либо отдельно объемов производства/потребления.
Целевая модель регулирования энергосистемы Дальнего Востока предполагает (рис. 5.2):
1. ��������������������������������������������������������
Выделение в процессе реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России»
компании – РАО «ЕЭС Востока», которая будет владеть акциями
ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» и акциями изолированных энергосистем, обеспечит сохранение государственного
контроля над энергосистемами Дальнего Востока.
Рис. 5.2. Модель регулирования энергосистемы Дальнего Востока
2. ��������������������������������������������������������
Интеграция активов ОАО «Дальэнерго», ОАО «Хабаровскэнерго», ЗАО «ЛуТЭК», ОАО «Амурэнерго» и ОАО «Якутскэнерго» (Южный энергорайон) в рамках ОАО «Дальневосточная энергетическая
компания» обеспечит:
– �����������������������������������������������������������
консолидацию средств на решение первостепенных задач и возможность формирования инвестиционного ресурса, за счет аккумуляции амортизационных отчислений в компаниях по видам деятельности (генерирующая и распределительная сетевая компании).
176
– �������������������������������������������������������
оптимизацию парка генерирующих мощностей и графика проведения ремонтов исходя из организации ОЭС Востока в целом.
– финансовую
�������������������������������������������������������
устойчивость создаваемых в ходе реформирования компаний за счет централизованного управления финансовыми потоками.
Выделение активов по видам деятельности в дочерние компании
Холдинга
– создает
��������������������������������������������������������
предпосылки для организации конкурентного рынка
электроэнергии (в перспективе 5–7 лет).
– ���������������������������������������������������������
повышает эффективность компаний по видам деятельности за
счет специализации на одном виде деятельности и оптимизации обслуживающих функций: ремонты, топливообеспечение, закупки и
т. д.
– повышает
����������������������������������������������������������
прозрачность и управляемость Холдинга, в том числе для тарифного регулирования.
– �����������������������������������������������������������
позволяет проводить единую по энергосистеме Дальнего Востока политику относительно генерирующих мощностей (оптимизация
парка мощностей, строительство новых мощностей, ремонты и т. д.).
Централизация функции сбыта энергии в головной компании
Холдинга консолидирует денежный поток энергосистемы, и за счет
этого позволяет повысить финансовую устойчивость Холдинга в целом, эффективно управлять дебиторской и кредиторской задолженностью
До момента решения проблем, препятствующих созданию конкурентного рынка на территории Дальнего Востока, в границах
ОЭС Востока предпочтительно сохранение регулирования в отношении всех видов деятельности в энергетике. Однако для создания
конкурентных механизмов в функционировании оптового рынка
необходимо провести следующие преобразования:
3. ����������������������������������������������������������
Всю генерацию энергосистем Дальнего Востока (включая генерацию Южного узла Якутской энергосистемы) вывести на оптовый
рынок электроэнергии и мощности с присвоением ФСТ РФ постанционных тарифов на производство электроэнергии.
4. Ввести
�������������������������������������������������������
механизмы экономической диспетчеризации на оптовом рынке.
5. �����������������������������������������������������
Создать Единого закупщика на территории ОЭС Дальнего
Востока (Единая сбытовая компания ДВ) – ОАО «Дальневосточная
энергетическая компания».
6. Ввести
�����������������������������������������������������
механизм долгосрочного ценообразования «инфляция –».
После вывода генерации АО-энерго на ОРЭМ ФСТ устанавливает
тарифы на производство электрической энергии для каждой стан177
ции в отдельности на основе затратного принципа. С начала года,
следующего за выводом генерации на ОРЭМ, цена на производство
каждой из станций начинает определяться по формуле цены, учитывающей рост цен на факторы производство для станций (принцип «инфляция –»).
Такой механизм установления цены позволит долгосрочно планировать объем поступлений и вкладывать средства в повышение
эффективности производства. Если Генерирующая компания привлечет средства на снижение издержек и снизит себестоимость выработки электроэнергии, то разница между установленным тарифом и себестоимостью в последующие годы будет идти на выплату
по привлеченным средствам и в прибыль, что позволит заключать
долгосрочные контракты на поставку топлива и значительно повысить устойчивость компании (хеджируются риски повышения цен
на топливо).
Тариф на покупку на ОРЭМ для Единого закупщика (Единой
сбытовой компании) формируется исходя из фактической средневзвешенной цены продажи генераторов на ОРЭМ.
С момента введения на территории Европейской части, Урала
и Сибири системы Регулируемых двусторонних договоров сделки
между поставщиками и покупателями указанных зон с зоной Востока заключаться не будут.
Режим загрузки станций осуществляет Системный оператор.
Системный оператор на основании утвержденных тарифов, системных ограничений по перетокам, тепловой загрузки станций (�������
P������
�����
min��,
P max), соображений надежности и т. д. производит экономическую
диспетчеризацию по принципу наименьшей цены (наименьшего тарифа) за произведенную электроэнергию.
Регулирование тарифов для ОАО «Федеральная сетевая компания» предполагает переход на единую тарифную ставку. С 2006 г.
установлена единая тарифная ставка за МВт заявленной мощности
для Федеральной сетевой компании по все объектам ЕНЭС, находящимся да Дальнем Востоке и передаваемым в ОАО «ФСК» в процессе реформирования. При этом изменение методики тарифообразования не сопровождается ростом размера тарифов.
Для каждого региона ДВ ФСТ устанавливает предельные тарифы для потребителей по группам при взаимодействии с главами
субъектов РФ исходя из: социально-экономического положения
региона, геополитических соображений и т. д., но, не ориентируясь на себестоимость электроэнергии (так как потребители не могут оплатить в полном объеме избыточную мощность электроэнергии).
178
Таким образом, исключается возможности влияния Холдинга
на перекрестное субсидирование между регионами путем перераспределения затрат между филиалами по территориям.
Конечные тарифы для потребителей устанавливают региональные тарифные службы.
Начиная с 2007 года в Федеральном бюджете должна быть зафиксирована отдельной строкой сумма для компенсации перекрестного субсидирования, соответствующая нынешнему уровню перекрестного субсидирования между зонами «Европа-Урал-Сибирь» и
«Восток».
Данная сумма должна направляться Единому закупщику и изолированным АО-энерго для компенсации разницы между затратами
на покупку электроэнергии на оптовом рынке, ее транспортировку
и сбыт и суммой, получаемой от розничных потребителей, в соответствии с установленными конечными тарифами
При этом учитываются следующие ограничения:
• ��������������������������������������������������������
доведение субсидий до Единого закупщика и изолированных
АО-энерго в энергозоне Востока должно происходить, минуя бюджеты разных уровней и без промежуточной их концентрации в рамках одной организации (без создания специальных фондов);
• объем
�������������������������������������������������������
средств, направляемых на компенсацию перекрестного субсидирования не должен увеличиваться, а процесс снижения
объемов дотации должен быть синхронизирован с инвестиционным
процессом в энергетике Дальнего Востока и процессом снижения
издержек.
Предлагается следующий алгоритм создания целевой модели
оптового рынка:
С 1 января 2006 года на территории зоны Европы, Урала, Сибири
введена система регулируемых двусторонних договоров, что означает прекращение сделок по купле-продаже между указанными зонами и зоной Востока.
Перед запуском данной модели был введен механизм, обеспечивающий сбор средств с потребителей данных зон для компенсации
объемов перекрестного субсидирования, в том числе для компенсации объемов перекрестного субсидирования на Дальнем Востоке
в течение 2006 г. (до момента включения в Федеральный бюджет соответствующих сумм).
До момента образования Единого закупщика получателем субсидий на Дальнем Востоке будут соответствующие АО-энерго.
С 2007 года вся генерация ОЭС Востока выводится на оптовый
рынок и запускаются механизмы экономической диспетчеризации
на оптовом рынке, начинает функционировать Единый закупщик,
179
в Федеральный бюджет включаются средства для компенсации перекрестного субсидирования.
Специальное представительство ФСТ на Дальнем Востоке обеспечивает четкое распределение функций между этим органом и региональными тарифными органами, а также координацию:
1) ��������������������������������������������������������
процесса установления розничных тарифов с процессами дотирования Единого закупщика из Федерального бюджета.
2) отнесения
����������������������������������������������������������
затрат на производство тепловой и электрической
энергии для станций с комбинированной выработкой, так как это
напрямую влечет их конкурентоспособность с введением экономической диспетчеризации.
3) ���������������������������������������������������������
регулирования тарифов распределительной сетевой компании
для избежания «переброса затрат на соседние регионы».
Указанные мероприятия позволят достичь целей реформирования энергосистемы Дальнего Востока:
• повышение
��������������������������������������������������������
надежности работы энергосистем Дальнего Востока, в т.ч. технологической, организационно-управленческой, экономической, финансовой и т. д.;
• создание
����������������������������������������������������������
системы управления энергетикой Дальнего Востока,
функционирующей после реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России»;
• ��������������������������������������������������������
развитие экспортного потенциала и формирование централизованной политики по отношению к иностранным партнерам (Китаю, Корее);
• ���������������������������������������������������������
создание стимулов для оптимизации баланса поставок электроэнергии;
• повышение
������������������������������������������������������
капитализации и инвестиционной привлекательности энергосистемы и создание механизмов привлечения инвестиционных ресурсов;
• ��������������������������������������������������������
создание предпосылок для формирования в перспективе конкуренции между производителями электроэнергии на Дальнем
Востоке.
Проведенный анализ прогнозов долгосрочного изменения потребления электроэнергии в Сибирском и Дальневосточном регионах
и скорректированного прогноза в период до 2015 г., прогнозов долгосрочного изменения предложения электроэнергии в рассматриваемых энергозонах и построенные на их основе балансы мощности и
электроэнергии для ОЭС Сибири и ОЭС Востока с учетом ввода дополнительной генерирующей мощности позволяют сделать вывод
об отсутствии дефицита генерирующей мощности и электроэнергии
в рассматриваемых энергозонах. Однако в случае реализации худшего варианта развития энергосистемы Сибири после 2009 г. возможно возникновение дефицита электроэнергии, который может
180
быть компенсирован за счет снижения резерва мощности. При этом
снижение резерва мощности приводит к снижению надежности
электрообеспечения. Вероятность возникновения дефицита электроэнергии в ОЭС Сибири достаточно низка с учетом межсистемных
связей, развитие которых запланировано в инвестиционной программе РАО «ЕЭС России» между ОЭС Сибири и ОЭС Востока и энергоизбыточностью энергозоны Востока в период после 2009 г.
5.2. Долгосрочный прогноз потребления электроэнергии
в Сибири и на Дальнем Востоке
Потребление электроэнергии, млрд.кВтч
Прогноз уровня спроса на электроэнергию предложен консультантами NERA�������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
, исходя из оптимистического сценария макроэкономического развития (рис. 5.3). Но уже на уровне 2004–2005 г. произошло отклонение прогнозных величин от фактических значений
прироста потребления электроэнергии: в Красноярской, Кемеровской, Новосибирской, Омской областях и Республике Хакасии темпы роста производства электроэнергии снизились [60].
Прогноз динамики электропотребления в Сибири и на Дальнем Востоке (NERA)
350,0
Сибирь � динамика потребления
электроэнергии (высокий рост)
300,0
250,0
Сибирь � динамика потребления
электроэнергии (умеренный рост)
200,0
Сибирь � динамика потребления
электроэнергии (низкий рост)
150,0
100,0
50,0
20
0
20 2
0
20 3
0
20 4
0
20 5
0
20 6
0
20 7
0
20 8
0
20 9
1
20 0
11
20
1
20 2
1
20 3
14
20
1
20 5
16
20
1
20 7
18
20
1
20 9
20
0,0
Дальний Восток � динамика
потребления электроэнергии
(высокий рост)
Дальний Восток � динамика
потребленияэлектроэнергии
(умеренный рост)
Дальний Восток � динамика
потребленияэлектроэнергии
(низкий рост)
Год
Рис. 5.3. Прогноз динамики электропотребления в Сибири
и на Дальнем Востоке
В данном прогнозе были учтены следующие АО-энерго:
• ����������������������������������������������������������
По Сибири – Алтай-, Бурят-, Иркутск-, Красноярск-, Тыва-,
Кузбасс-, Новосибирск-, Омск-, Томск-, Хакас-, Читаэнерго.
• По
���������������������������������������������������
Дальнему Востоку: Амур-, Даль-, Хабаровскэнерго.
Отмеченные в прогнозе NERA��������������������������������
������������������������������������
тенденции, в целом, представляются объективно отражающими реальность на качественном уров181
не, однако количественные прогнозные показатели являются завышенными, а методика построения прогностической модели является
спорной. Методика построения модели прогноза энергопотребления
использует экспоненциальную аппроксимацию данных на прогнозный период (за базу берется расчетный показатель предыдущего
года), что ведет к завышению ожидаемых значений показателей
социально-экономического развития и спроса на электроэнергию.
Так, предполагается ежегодный прирост электропотребления на
2 %. В настоящий момент (2006 г.) прирост энергопотребления составляет 1 % в год. Скорость прироста может увеличиться до 1,5 %
в год при оптимистическом сценарии развития промышленного потенциала рассматриваемых округов [35, 46].
В прогнозе �����������������������������������������������
NERA�������������������������������������������
рассматриваются два сценария развития потребности в электропотреблении: базовый и оптимистический – при
высоком уровне неопределенности изменения объема спроса на
электроэнергию в рассматриваемых регионах. Высока неопределенность спроса на электроэнергию в тех регионах ОЭС Сибири (Иркутская область, Красноярский край и Хакассия), где возможно сооружение новых алюминиевых заводов. В базовом варианте прогноза
потребности в электроэнергии предусмотрены умеренные темпы
развития этих региональных энергосистем, а также учтена возможность роста до 2009 г. потребности Красноярского края с Хакассией
дополнительно на 2 млрд кВт⋅ч и Иркутской области – на 11 млрд
кВт⋅ч.
По динамике экспорта мощности также предлагается два сценария.
Минимальный вариант предусматривает только существующий
экспорт мощности: из ОЭС Сибири в Монголию и в Казахстан для
электроснабжения районов, присоединенных к ОЭС Центра, Средней Волги и Урала. Увеличение экспорта из ОЭС Востока мощности
прогнозируется только в Китай.
В максимальном варианте в 2008 и 2009 гг. рассматривается
возможность увеличения экспорта в Китай при вводе 5 и 6-го блоков Бурейской ГЭС, а также при модернизации действующих ГЭС.
С учетом вышесказанного прогноз энергопотребления NERA�
�����
представляется недостоверным (в силу неадекватности исходных
данных и методики прогнозирования) и завышающим величину
темпа прироста электропотребления
Для достоверного прогнозирования динамики регионального
электро-потребления необходимо уточнить факторы, влияющие на
электропотребление, проанализировав статистику их экономического развития, и, используя метод свертки критериев определить
182
корреляционный коэффициент для получения параметров развития Сибири и Дальнего Востока.
Факторы, влияющие на уровень и динамику энергопотребления
в рассматриваемых регионах, могут быть разбиты на две основные
группы:
• ��������������������������������������������������������
факторы, влияющие на потребление электроэнергии физическими лицами;
• ������������������������������������������������������
факторы, влияющие на потребление электроэнергии юридическими лицами.
Факторы, влияющие на энергопотребление физических лиц, характеризуются следующими социально-экономическими показателями:
• Численность населения. Динамика численности населения напрямую влияет на динамику потребления электроэнергии. В среднем доля населения в структуре электропотребления составляет
около 10 %.
• Естественная убыль населения. Показатель оценивает динамику численности населения в регионе и динамику потребления
электроэнергии.
• Миграция населения. Показатель прогнозирует динамику
численности населения в регионе и динамику потребления электрической энергии.
• Средняя реальная заработная плата. Учитывает взаимосвязь
роста потребления электроэнергии с ростом доходов населения, что
вызвано с ростом платежеспособного спроса на товары бытовой техники.
• Среднегодовая численность занятых в экономике. Увеличение показателя свидетельствует о развитии региона. Он косвенно
характеризует динамику роста потребления электроэнергии населением.
• Уровень безработицы. Уровень безработицы отражает динамику неплатежеспособного спроса и показывает динамику электропотребления.
• Ввод в действие жилых домов. Данный показатель напрямую
характеризует динамику электропотребления.
К факторам, влияющим на электропотребление юридическими
лицам, относятся:
• Количество действующих предприятий на территории региона. Показатель отражает потенциал роста промышленности региона и роста потребления электроэнергии. В структуре электропотребления доля промышленных предприятий составляет около
50 %, доля транспорта – около 5–6 %, доля непромышленных пот183
ребителей – около 2 – 3 %, доля производственных сельскохозяйственных потребителей – около 10 %.
• Индекс промышленного производства показывает динамику
роста промышленности по отношению к базовому году. Для большинства предприятий затраты на потребление электроэнергии являются условно-переменными, а изменения объема физического
производства и уровня потребления электроэнергии происходят однонаправлено.
• Объем инвестиций в основной капитал. Посредством инвестиций в производство создаются новые производственные мощности,
требующие дополнительного потребления электроэнергии.
• Вакансии. Потребность в рабочей силе отражает потенциал
роста промышленности, что влечет рост объемов потребления электроэнергии.
Рассмотрим развитие экономики Сибирского и Дальневосточного
регионов в динамике. Для качественного анализа динамики развития регионов использовались данные Министерства экономического развития и торговли РФ, статистические данные и годовые отчеты Роскомстата и региональных представительств органов статистики. Необходимо отметить, что официальные данные, полученные
из указанных выше источников, в некоторых частях противоречат
друг другу, расхождение составляет по определенным параметрам
до 50 %.
Качественный анализ динамики развития Сибирского ФО РФ
дает возможность сделать следующие выводы относительно роли
и изменения факторов, влияющих на динамику уровня спроса на
электроэнергию. На уровень спроса на электроэнергию в Сибирском
ФО РФ в настоящее время и перспективе будут оказывать влияние
следующие факторы:
• Динамика численности населения. Численность населения
в регионе, начиная 90-х годов, имеет отрицательную тенденцию.
В 2005г. темпы естественной убыли начинают сокращаться, но
сальдо убыли населения во всех промышленно развитых областях
остается отрицательным, что требует стимулирования миграционного притока. Тенденция снижения электропотребления вследствие
динамики численности населения имеет незначительный удельный
вес среди факторов, влияющих на уровень потребления электроэнергии, более того, в долгосрочной перспективе в силу роста промышленного производства может нивелироваться за счет прироста
мигрантов в регион. Аналогичный эффект в долгосрочной перспективе окажет рост ввода жилых домов, который в целом по СФО РФ
имеет положительный темп роста, начиная с 2004 г.
184
• Динамика уровня жизни населения. Динамика изменения
уровня реальных доходов имеет положительную направленность,
что свидетельствует о росте уровня жизни населения. Рост реальных доходов населения характеризует повышение покупательной
способности и платежеспособного спроса, и, как следствие, косвенно ведет к росту потребления электроэнергии. Нивелирующее влияние оказывает рост цен. Таким образом, нельзя принимать фактор
динамики уровня жизни населения в качестве определяющего.
• Динамика развития промышленного производства. Состояние и развитие промышленности является основным фактором влияния на электропотребление. Рост индекса промышленного производства в округе свидетельствует о большом потенциале округа, за
исключением Читинской области, где наблюдается снижение темпов роста промышленности, и республики Алтай, Алтайского края,
Томской области, республики Бурятия и Красноярского края, где
четкий тренд динамики промышленного производства в настоящее
время еще не сформировался.
Результаты анализа динамики развития Дальнего Востока подтверждают влияние на динамику спроса на электроэнергию следующих факторов:
• Динамика численности населения. Регион характеризуется
относительно высокой долей населения в трудоспособном возрасте,
миграционный отток населения в европейскую часть РФ отчасти
компенсируется несанкционированной миграцией из стран Азиатско-Тихоокеанского региона (в первую очередь из Китая). На уровне
экспертных оценок следует вывод о невысоком удельном весе данного фактора влияния на электропотребление.
• Динамика уровня жизни населения. В округе наблюдается
рост денежных доходов на фоне сокращения задолженности по заработной платы, отстающий по темпам роста от динамики изменения цен в условиях высокой степени дифференциации населения по
доходам. Изменение показателей является направленным в противоположные стороны. Фактор динамики уровня жизни не является
определяющим энергопотребление.
• Динамика развития промышленного производства и инвестиций. Энергопотребление в округе определяет состояние и развитие промышленного производства. Развитие регионов ДВФО осуществляется неравномерно; преимущество у регионов с моноотраслевой структурой производства. В основной отрасли – цветной
металлургии – недостаточна глубина переработки сырья. Имеющийся потенциал развития промышленности округа после пуска
агрегатов Бурейской ГЭС, мощностью 2000 МВт, будет полностью
185
обеспечен в части внутреннего электропотребления, более того,
два гидроагрегата Бурейской ГЭС планируются для обеспечения
экспортных поставок электроэнергии в страны АТР, в частности
Китай. В энергетической базе ОЭС велика доля тепловых электростанций – 82 %, остальные 18 % приходятся на Зейскую ГЭС.
Увеличение цен на сырье (уголь) и, соответственно, транспортных
расходов усугубляет финансовое положение энергосистем Дальнего Востока. В связи с этим ввод Бурейской ГЭС позволит решить
эту проблему и удешевить выработку энергии, а также снизить
тарифы на нее. Строительство Бурейской ГЭС предполагается завершить в 2008 г., но перспектива строительства 5 и 6-го агрегатов
пока туманны. Инвестиции в Бурейскую ГЭС оценивают в 2 млрд
дол., и пока самым логичным выходом из ситуации называется
«китайский кредит». Если исключить экспорт в КНР, Бурейская
ГЭС будет производить избыточное количество энергии для такого изолированного региона, как Дальний Восток, и не исключено,
что блоки будут простаивать. В этом случае существует проект создания межсистемных связей с ОЭС Сибири. Перспективное развитие ТЭК Дальневосточного региона до 2015 г. предусматривает
увеличение добычи, переработки и потребления природного газа и
нефти в регионе, что повлечет за собой строительство магистральных нефте- и газопроводов. До 2015 г. планируется провести газопровод от Западной Якутии до Иркутска и далее через Улан-Удэ,
Читу, Хабаровск до Южно-Сахалинска, при этом протянуть ветки
от Иркутска и Хабаровска в страны Северо-Восточной Азии. Строительство газопровода не может повлиять на потребление электроэнергии ДВР, но развитие сопутствующих отраслей экономики
может иметь место. Годовое потребление электроэнергии нефтепровода составит 5700 млн кВт.ч в год, установленная мощность
700 МВт. С 2006 г. потребность в электроэнергии будет перекрыта
вновь вводимыми блоками Бурейской ГЭС.
Таким образом, можно выделить особо значимые факторы, которые должны быть учтены при переходе к показателям экономического развития: индекс промышленного развития, плотность населения, показатели развития рынка труда, инвестиционная активность в регионах.
Для получения достоверного прогноза электропотребления на
период до 2015 г. использованы: прогноз развития электроэнергетики РАО «ЕЭС России» на среднесрочную перспективу, среднесрочный прогноз развития России в 2006 г. и на период до 2008 г., энергетическая стратегия России на период до 2020 г. Аппроксимация
исходных для прогноза электропотребления данных основана на
186
эконометрических методах с учетом корреляционных зависимостей
энергопотребления и показателей развития экономики по структуре потребления, описываемых выражениями типа:
Пet = f (эt,..., эti ,..., эtn ),
где Пet – потребление энергии в году t; эt – показатель развития
экономики в году t, рассчитанный на основе многофакторного анализа; i� – номер фактора при ранжировании в процессе свертки критериев.
Эконометрическая модель построена на основе результатов линейного регрессионного анализа односторонней зависимости потребности в электроэнергии от уровня развития промышленности (с
поправкой на корреляционный коэффициент, учитывающий сезонность нагрузки, динамику изменения численности экономически
активного населения, инвестиционный климат) [48, 51]. Корреляционный коэффициент определялся с использованием метода свертки критериев, который используется при многокритериальной оптимизации. Ранжирование (взвешивание) факторов осущестляется
экспертным путем. При «свертке» критериев определяется обобщенный корреляционный коэффициент, учитывающий региональную специфику. В процессе линеаризации использовался метод наименьших квадратов������
[48]�.
5
5
5
i =0
i =0
i =0
Пet = α ∑ сi + β∑ ci эti + ∑ ciui
α, β – показатели линеаризации; сi� – коэффициенты веса; Эti – показатель развития экономики региона в году t (по прогнозу МЭРТ
с корреляцион-ной поправкой с учетом выделенных качественных
факторов).
ui – стохастический член, отражающие величину отклонения
развития экономики региона от общероссийских значений.
С целью выявления и учета региональной специфики динамики спроса на электроэнергию в эконометрической модели введены
корреляционные коэффициенты, отражающие соотношение регионального и национального индекса развития промышленного производства в динамике (временной ряд продолжительностью 5 лет);
соотношение численности населения с учетом естественной убыли
(прибыли) населения и миграционного оттока (притока) населения;
показателей развития рынка труда: численность экономически активного населения и численность занятых на рынке труда; показа187
телей темпов изменения реального денежного дохода и сводного индекса потребительских цен. При прогнозировании учтена возможность увеличения экспорта электроэнергии в Китай в соответствии
с соглашением между РАО «ЕЭС России» и Государственной электросетевой компанией Китая.
Корректировка прогнозов электропотребления производилась
путем использования метода свертки критериев в многофакторном
экономическом анализе для получения динамики региональных
показателей на основе среднесрочных и долгосрочных прогнозов по
РФ в целом.
Полученные данные прогноза скорректированного прогноза потребности в электроэнергии с учетом сальдо экспорта-импорта представлены в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Прогноз потребления электроэнергии для ОЭС Сибири
и ОЭС Востока на период до 2015 г.
Показатели Прогноз
Един. Отчет
измер. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.
2015 г.
ОЭС Сибири
Внутреннее
электропотребление
Сальдо экспорта – импорта
Потребность
в электроэнергии –
всего
Совокупный
прирост
электропотребления*
млрд. 189,2
кВтч
192,2
195,9 199,5 202,6 205,26 222,50
млрд.
кВтч
–3,4
–3,4
–3,4
млрд. 185,8
кВтч
188,8
192,5 196,1 199,2 201,86 219,10
Внутреннее
электропотребление
Сальдо экспорта – импорта
млрд.
кВтч
39,4
ОЭС Востока
40,1
40,9
41,7
42,5
43,35
46,82
млрд.
кВтч
0,3
0,6
1,3
2,6
3,9
188
%
–3,4
–3,4
–3,4
102,03 101,61 101,95 101,87 101,58 101,34
0,8
1,1
–3,4
108,54
(в среднем за
год
101,71)
Окончание табл. 5.1
Показатели Прогноз
Един. Отчет
измер. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.
2015 г.
Потребмлрд. 39,6
40,8
41,7
42,7
43,8 45,95 50,72
ность
кВтч
в электроэнергии –
всего
Прирост
% 102,07 101,77 101,99 101,95 101,91 102,0 108,01
внутренне(в средго электронем за
потреблегод
ния*
101,6)
Сово % 101,54 103,03 102,21 102,39 102,57 104,79 110,38
купный
(в средприрост
нем за
электропотгод
ребления*
102,08)
* – рассчитывается по отношению к предыдущему году (периоду).
Результаты прогноза коррелируют с результатами приведенных
прогнозов. При этом относительно долгосрочного прогноза цен и
объемов на рынке электроэнергии, разработанного NERA������
����������
, можно говорить о принципиальном совпадении результатов с базовым
сценарием, хотя ��������������������������������������������
NERA����������������������������������������
рекомендуется оптимистический сценарий
развития энергопотребления. Кроме того, приближение значений
обоих прогнозов происходят неравномерно, в частности, есть совпадения в 2015 г., в другие года прогнозного периода существует расхождение, которое может быть объяснено методикой экспоненциальной аппроксимации, заложенной в прогноз ������
NERA��.
По предложенной прогнозной модели следует, что темп роста
электропотребления в Сибири и на Дальнем Востоке будет ниже
(1,5–1,7 % в год) чем в России в целом (2,0–2,2 % в год), предполагаемый темп прироста в год в среднем: на 1,7 % – энергозона Востока
(внутреннее потребление), а с учетом роста экспорта электроэнергии
в КНР за счет пуска новых агрегатов Бурейской ГЭС – на более чем
2 % (в среднем на 2,4 %); на 1,5–1,7 % – энергозона Сибири. Вывод
подтверждается качественным анализом факторов, влияющих на
электропотребления как со стороны физических лиц, так и со стороны юридических лиц – в первую очередь крупных промышленных предприятий.
Среди факторов, определяющих потребность в установленной
мощности, основополагающим является годовой максимум нагруз189
ки (пиковый спрос), который определяется ростом электропотребления в зависимости от времени суток и сезонности. При определении пикового спроса на электроэнергию, как правило, наблюдается воздействие случайных факторов. Поэтому колебания электропотребления в период пиковых нагрузок по отчетным режимам
электропотребления имеют значительные колебания. В методике
прогнозирования пикового спроса, предложенной �������������
NERA���������
, заложена экспоненциальная зависимость по отношению к значениям предыдущего года, а исходными данными для модели пикового спроса
завышенные значения результатов расчета среднегодового спроса
на электроэнергию. Следовательно, полученные значения годового
максимума нагрузки априори являются завышенными.
С целью уточнения прогноза пиковых нагрузок были проанализированы отчетные режимы электропотребления и выявлены следующие взаимосвязи:
• Сезонность пиковых нагрузок: относительная стабильность
числа часов использования максимума нагрузки в зимний период;
• Увеличение плотности годовых графиков максимальной нагрузки: наличие некоторого роста доли летнего электропотребления.
Выявленные тенденции не нашли отражения в прогнозе пикового спроса на электроэнергию ������
NERA��.
С целью получения объективных значений пикового спроса на
электроэнергию на основании выявленных тенденций сделаны прогнозы минимального и максимального вариантов изменения пикового спроса на электроэнергию в ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Максимальный вариант предполагает продолжение увеличения летнего
электропотребления, минимальный вариант – прекращение роста
летнего электропотребления (достижение нормальной сезонной загрузки промышленного сектора экономики). Прогноз годового максимума нагрузки представлен в табл. 5.2.
Таблица 5.2
Годовой максимум нагрузки, млн кВт.
2002
2003
Отчет
2004
2005
2006
Прогноз
2007 2008 2009 2010 2015
Россия,
140,5 137,3 140,1 143,2 147,9 146– 148–
всего
152 155
ОЭС Сибири 28,02 26,5 27,25 28,5 28,5 28,6– 29,1–
29,2 29,8
ОЭС Дальне- 4,64 4,58
4,6
5,1
5,3 4,9– 5,0–
го Востока
5,4
5,5
190
151–
158
29,6–
30,2
5,1–
5,6
154–
160
30,1–
30,7
5,2–
5,7
166–
175
32,6–
33,2
7,2–
7,7
Диапазоны прогнозных значений максимума нагрузки составляют: в ОЭС Сибири увеличиваются с 0,2 млн кВт в 2005 г. до 0,5
млн кВт в 2009 г. и до 0,6 млн кВт в 2015 г.; в ОЭС Востока – с 0,4
млн кВт в 2005 г. до 0,5 млн кВт в 2015 г. Прогноз пикового спроса на электропотребление учтен при прогнозировании изменения
энергобаланса, представленном в подразделе 5.4.
5.3. Прогноз регионального предложения электроэнергии
В ОЭС Сибири и Дальнего Востока на сегодняшний день существует недостаточность электрических связей с остальными системами. Для региона характерен высокий потенциал, в том числе и не
использованный, гидроэнергетики (рис. 5.4, 5.5)
Потенциал гидроэнергетических ресурсов на Дальнем Востоке и
в Сибири составляет более 30 % от общероссийских (табл. 5.3). Установленная мощность ГЭС Сибири и Дальнего Востока составляет
22 850 МВт. В этих регионах имеются достаточно большие объемы
запертой мощности, в основном на ГЭС. Гидроресурсы России по
своему потенциалу сопоставимы с современными объемами выработки электроэнергии всеми электростанциями страны, однако используются они всего на 15 процентов.
Структура производства электроэнергии в ОЭС Сибири, млн кВт
100%
80%
23,30
23,60
23,50
23,10
22,90
23,60
23,60
24,90
22,30
22,30
22,30
22,30
22,50
22,80
23,20
24,30
60%
Тепловые электростанции
Гидроэлектростанции
40%
20%
0%
Тепловые электростанции
Гидроэлектростанции
2004 г.
2005 г.
2006 г.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г. 2015 г.
23,30
22,30
23,60
22,30
23,50
22,30
23,10
22,30
22,90
22,50
23,60
22,80
23,60
23,20
Год
24,90
24,30
Рис. 5.4. Структура производства электроэнергии в ОЭС Сибири, млн кВт
191
Структура производства электрической энергии ОЭС Востока, млн кВт
100%
80%
Тепловые электростанции
Прочие электростанции
Гидроэлектростанции
60%
40%
20%
0%
Тепловые электростанции
Прочие электростанции
Гидроэлектростанции
2004 г.
2005 г.
2006 г.
2007 г.
8,00
0,10
3,60
8,00
0,10
3,90
8,20
0,10
3,90
8,20
0,10
3,90
2008 г.
8,20
0,10
4,30
2009 г.
8,20
0,10
4,60
2010 г.
8,40
0,10
5,90
2015 г.
11,30
0,10
6,30
Год
Рис.5.5. Структура производства электрической энергии ОЭС Востока,
млн кВт
При оптимистическом варианте развития электроэнергетики и
национальной экономики выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях возрастет до 180 млрд кВтч в 2010 году и до 215 млрд
кВтч в 2020 году с дальнейшим увеличением до 350 млрд кВт · ч за
счет сооружения новых гидроэлектростанций.
Таблица 5.3
Гидроэнергетические ресурсы России
Гидроэнергетический
потенциал, млрд кВт.ч
Освоено действующими
ГЭС, %
Россия
852
18,2
Европейская часть
131
46,4
Сибирь
427
19,8
Дальний Восток
294
3,4
Регионы
Для анализа предложения электроэнергии необходим прогноз
водности, выраженный в энергетическом потенциале. В качестве
исходных данных использовались данные водности за период с 1950
по 2004 гг. Прогноз водности проводился с использованием моделей
192
ARIMA, ARIMA-������
GARCH���������������������������������������
и
��������������������������������������
нейронных сетей. Для построения прогноза использованы альтернативные подходы – анализ временного
ряда через ARIMA���������
��������������
и ������
GARCH����������������������������������
���������������������������������
и подход, связанный с нейронными
сетями. ARIMA���������
��������������
и ������
GARCH���������������������������������������
��������������������������������������
используются для учета эффекта кластеризации пиков временного ряда. Выбор параметров моделей производился на основе анализа частной автокорреляционной и автокорреляционной функции. Параметры модели и численные результаты
приведены в табл. 5.4 и 5.5 соответственно.
Таблица 5.4
Параметры модели для определения водности
GARCH(Normal)
LLF
C
2
4
6
8
16
19
20
23
4
5
82,435
–0,00076838
AR
–0.22573
–0.45796
–0.086634
–0.14106
–0.036683
0.020724
–0.57224
–0.13387
MA
–0,78662
–0,17032
ARIMA
C
2
4
6
8
16
19
20
23
4
5
–0.00076838
AR
–0,65955
–0,58031
–0,39573
–0,36081
–0,15455
–0,055479
–0,18496
0,010006
MA
–0,075244
–0,41839
Таблица 5.5
Численные данные прогноза водности
Год
GARCH(Normal)
ARIMA
NeuroNet
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
100,96
101,11
109,62
90,811
111,52
83,796
100,76
97,707
82,821
95,347
81,223
101,19
85,509
95,918
85,679
97,788
85,417
99,148
83,947
98,397
113,2809
84,95185
97,53372
84,3007
93,82092
80,86992
77,77407
91,92623
80,05929
92,74462
193
Окончание табл. 5.5
Год
GARCH(Normal)
ARIMA
NeuroNet
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
72,41
115,25
107,64
74,057
108,67
93,355
82,763
99,739
89,501
83,992
81,748
75,4
100,53
75,941
92,365
82,078
95,137
75,066
99,698
73,641
99,337
76,054
97,72529
109,7617
103,4057
97,93104
84,57835
97,96372
71,14902
90,73656
85,24496
87,80193
106,6323
Результаты прогноза водности приведены на рис. 5.6.
140
120
100
80
y = 0,0685x + 94,201
Водность
60
40
20
Min
Real
GARCH(Normal)
ARIMA
NeuroNet
Max
Linear (Real)
0
1950 1952 1954 1956 1958 1960 1962 1964 1966 1968 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Год
Рис. 5.6. Прогноз водности
При использовании нейронных сетей применялось нормирование
исходного ряда. Применение лага позволяет по известным данным
получить значение в будущем, отстоящее на 11. После нормирования первые 11 значений исходного ряда не участвуют при построении примеров для сети, т. е. получен новый ряд. В итоге обучающая
выборка содержит 10 примеров построенных по реальным данным.
Для прогноза использовалась Многоступенчатая Нейронная Сеть
(МНС) с тремя слоями (3–2–1). Обучение МНС производилось по 20
194
обучающим примерам. Средняя относительная ошибка 2 %, среднеквадратическое отклонение 14 %.
Сравнительный анализ данных прогнозов показывает их сильную волатильность и зависимость от использованного метода. В такой ситуации наиболее разумным является использование параметров выработки ГЭС: среднемноголетняя выработка, минимальная и максимальная выработка за время эксплуатации. Примером
неточности имеющихся прогнозов является сравнение прогноза и
фактических данных по речному стоку (табл. 5.6).
Таблица 5.6
Сравнительный анализ фактических и прогнозных данных
по речному стоку
май 2001 года
Водохранилище
Саяно-Шушенская ГЭС
Красноярская
ГЭС
Иркутская ГЭС
Братская ГЭС
Приток, м3/c
факт
прогноз
мин макс
обеспеченность
объем притока, км3
факт
прогноз
факт
прогноз
мин макс
мин макс
4875 2800 3800 < 1 % 46 % 10 % 13,06 7,5
10,2
6170 4000 5000 < 1 % 35 % 4 % 16,53 10,7 13,4
4069 2200 2700 12 % 89 % 62 % 10,9
2662 1400 2200 < 1 % 42 % 6 % 7,13
5,9
3,7
7,2
5,9
Рассмотрим отдельно каждый из регионов.
Основные параметры ГЭС ОЭС Сибири представлены в табл. 5.7.
Таблица 5.7
Гидроэнергетика ОЭС Сибири
ГЭС
Установленная
мощность
Мощность генератора
МВт
Количество агрегатов
шт.
Енисей
Саяно-Шушенская
6400
640
10
Майнская
321
107
3
Красноярская
6000
600
10
Ангара
Иркутская
664
83
8
Братская
4500
250
18
Усть-Илимская
3840
240
16
455
65
7
Обь
Новосибирская
195
Установленная мощность ГЭС Сибири используется только на
50–60 %, хотя использование имеющихся резервов выработки
сильно ограничено. Общий объем гидроресурсов составляет 137
млрд КВтч.
25 млн кВт
Использование установленной мощности ГЭС Сибири с 1991 по 2004 год
20
15
10
неисп. уст. мощн
максимум нагрузки
5
0
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
2001 2002 2003
2004
Рис. 5.7. Динамика использования установленной мощности ГЭС Сибири
Ресурсы только Ангаро-Енисейского бассейна, доступные для
освоения (в границах «объединенного края»), используются на
32,8 %. Изучены створы и определена возможность строительства
еще более 15 гидравлических электростанций. В частности, строительство Богучанской ГЭС является одним из приоритетных проектов ОАО «ГидроОГК».
Рассмотрим основные региональные ГЭС.
Саяно-Шушенская ГЭС и Майнская ГЭС – станции годичного регулирования (годовая выработка определяется естественным
притоком воды к створу ГЭС). До 1990 года планирование велось по
среднемноголетнему значению, что соответствовало проектной величине в 24800 млн кВтч (с разбивкой по кварталам –5330, 5930,
7520, 6020).
Особенности планированию режима Саяно-Шушенской ГЭС:
• �����������������������������������������������������
В нормальных условиях суточная выработка планируется
с учетом ограничений по интегральной выработке и диапазона регулирования.
• �����������������������������������������������������������
В условиях половодья, маловодья, в зимний период, при наличии ледовых ограничений выработка за сутки ограничена Системным оператором как по интервалу, так и по мощности.
Красноярская ГЭС. Станция частично многолетнего регулирования. Многолетний объем в пределах отм. 225–230м с ресурсом 1500
196
млн кВтч. Использование многолетних запасов происходит в маловодье при дефиците в ОЭС или перед возможным многоводьем.
При долгосрочном прогнозировании в условиях неопределенности
принимается либо гарантированная проектная отдача – 15000 млн
кВтч (по кварталам 3000, 4000, 4500, 3500) либо среднемноголетнее
значение – 20000 млн кВтч (по кварталам 5400, 4850, 4700, 5050).
Минимальная выработка составила 13673 млнкВтч (по кварталам
2811, 3568, 3978, 3316), среднегодовая выработка за 17650 млн кВтч,
максимальная – 21490 млн кВтч (1995 год ).
В летний период ГЭС для нужд судоходства работает в базовом
режиме. С ноября по апрель участие должно обеспечивать не превышение разрешенного диапазона колебания уровня 120 см по
г. Красноярску и минимальных уровней для работы водозаборов города и промышленных объектов. В зимний период ГЭС регулирует
нагрузку Красноярской энергосистемы при плановой загрузке ТЭС
АО и покупной из сетей РАО.
Особенности планирования режима Красноярской ГЭС:
• �������������������������������������������������������
Летом работает в базовом режиме: минимальная выработка
равна максимальной и выполняются ограничения по суточной выработке.
• �������������������������������������������������������
Зимой (если нет ледовых ограничений) существуют ограничения по интегральной суточной выработке, но есть возможность
регулирования нагрузки при поддержании судоходных уровней
в нижнем бьефе и не превышения допустимых колебаний уровня
в г. Красноярск;
• При
��������������������������������������������������������
наличии ледовых ограничений нагрузка станции обеспечивается в базе графика, что не позволяет менять нагрузку в течении суток.
В целом по Енисейским ГЭС:
• существует
��������������������������������������������������������
большое количество режимов, когда станции вынуждены работать в базовом режиме, при сохранении интегральной выработки.
• ���������������������������������������������������������
Разработка ожидаемых показателей работы ГЭС на долгосрочный и краткосрочные циклы управления могут быть определены
только в ОДУ Сибири на базе программных комплексов оптимизации ГЭС в ОЭС.
Для ГЭС Ангарского каскада планирование энергоотдачи на
любой интервал времени возможно только на результатах расчетов каскадного регулирования. Это обусловлено и неопределенностью притока, где 60 % годового стока приходится на осенние
непрогнозируемые дождевые паводки, и использованием 30 млрд
кВтч многолетних запасов оз. Байкал и Братского водохранилища,
197
многочисленных ограничений по судоходству, рыбному хозяйству,
работы территориальных промышленных комплексов в Братске и
Усть-Илиме и т. д. В целом гарантированная проектная отдача Ангарских ГЭС (Иркутская, Братская и Усть-Илимская ) составляет
45430 млн кВтч (с разбивкой по кварталам –11130, 10800, 11320,
12180, соответственно). Среднемноголетнее значение проекта 48400
млн кВтч (с разбивкой по кварталам 12940, 11490, 11570, 12400, соответственно). Среднее значение выработки за годы эксплуатации
48105 млн кВтч, минимальное в 1998 г. – 41983 млн кВтч и максимальное в 1995 году – 52955 млн кВтч.
Иркутская ГЭС. Регулирование уровней оз. Байкал не должно
выходить за предельные значения, установленные Правительством
РФ – 456 м -:-457 м. В мае–июне ГЭС работает в базовом режиме,
устанавливаемым для условий нереста рыбным хозяйством. В остальной период лета обеспечивается судоходный попуск 1500 м3/с,
в зиму вводятся ограничения попуска до 1700 м3/с Проектное значение гарантированной отдачи за год 3630 млн кВтч (по кварталам
930, 800, 820, 1080), среднемноголетнее значение 4100 млн кВтч (по
кварталам 1050, 950, 900, 1200). Максимальное значение годовой
выработки за годы эксплуатации 4860 млн кВтч в 1995 г.
Братская ГЭС. В летний период станция работает на обеспечение
транзитного навигационного попуска через створ Усть-Илимской
ГЭС. В зимний период нагрузка определяется плановой сработкой
Братского водохранилища и возможностями регулирования УстьИлимским водохранилищем. Проектное значение гарантированной
отдачи Братской ГЭС с учетом многолетнего регулирования 21200
млн кВтч (с разбивкой по кварталам 5200, 4900, 5300, 5800, соответственно), среднемноголетнее значение 22600 млн кВтч (с разбивкой
по кварталам 6350, 4980, 5370, 5900, соответственно). За годы эксплуатации среднее значение 22640 млн кВтч, минимальная выработка 19444 млн кВтч (1997 г.), максимальная 26476млн кВтч (1995 г.).
Усть-Илимская ГЭС. С июня по октябрь станция обеспечивает
судоходство. В зимний период расходы ГЭС ограничиваются ледовыми условиями безопасности населенных пунктов и меняются от
3000 до 4000м3/с в базовом режиме. Проектное значение гарантированной отдачи 20600млн кВтч (с разбивкой по кварталам 5000,
5100, 5200, 5300, соответственно). Проектная среднемноголетняя
выработка 21700 млн кВтч (с разбивкой по кварталам 5540, 5560,
5300, 5300, соответственно). За годы эксплуатации среднегодовое
значение выработки составило 21056 млн кВтч, минимальное 18879
млн кВтч в 1997 году.
Особенности планирования режимов Ангарских ГЭС:
198
• ������������������������������������������������������
Основным балансирующим узлом ОЭС Сибири является Братская ГЭС.
• ����������������������������������������������������������
Иркутская ГЭС и Усть-Илимская ГЭС практически весь год работают в базовом режиме, что позволяет ограниченно использовать
их в регулировании с учетом ограничений по суточной выработке.
Новосибирская ГЭС на р. Обь сезонного регулирования. В летний период обеспечивает максимальное использование стока и запросы судоходства, в зиму плановую сработку водохранилища для
обеспечения водоснабжения г. Новосибирска. Проектное значение
среднемноголетней выработки 1800 млн кВтч (по кварталам 215,
680, 605, 300). Гарантированная выработка 1200 млн кВтч (по кварталам 190, 300, 460, 250). За годы эксплуатации среднее значение
годовой выработки 1910 млн кВтч, максимальная выработка 2240
млн кВтч в 1995 году. Из-за строительных отъемов грунта из реки
в районе Новосибирска с посадкой уровня более метра, ГЭС лишилась возможности регулирования и обеспечивает только санитарные уровни для водоснабжения. Указанный режим поддерживается
сработкой водохранилища до отм.112, 45 м., при достижении которой ГЭС переводится в базу графика для санитарных требований.
В настоящее время Новосибирская ГЭС практически работает в базовом режиме, что не позволяет использовать ее в регулировании.
Таким образом, использование ресурса выработки Ангаро-Енисейского каскада является возможным, но требует масштабных инвестиций в строительство сетей и модернизацию существующих ГЭС.
Богучанская ГЭС (проектная мощность 3000 МВт) В настоящее
время процент готовности станции составляет около 55 %, пуск
первых трех агрегатов ГЭС возможен в 2010 г.
Покрытие графика нагрузки по месяцам для ОЭС Сибири за
2005 г. представлено на рис. 5.8, который иллюстрирует уровень нагрузки, приходящейся на ТЭС и ГЭС и учитывает внешнее сальдо.
35
30
млн кВт
внешнее сальдо
ТЭС
ГЭС
25
20
15
10
5
0
январь февраль март апрель май
июнь
июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь
Рис. 5.8. Покрытие графика нагрузки по месяцам
для ОЭС Сибири на период 2006 г.
199
В структуре электроэнергетики Дальнего Востока наибольшую
долю по установленной мощности составляют ТЭС. (рис. 5.9).
26,3%
0,4%
Тепловые электростанции
Гидроэлектростанции
73,2%
Атомные электростанции
Рис. 5.9. Установленная мощность (МВт) ОЭС Дальнего Востока
Пока в энергетической базе ОЭС велика доля тепловых электростанций – 73,2 %, остальные приходятся на Зейскую ГЭС. При этом
износ основного энергетического оборудования на электростанциях
ОЭС Востока достиг 46 %. Это может значительно обострить проблему дефицита тепловой и электрической энергии. Наиболее крупными электростанциями, требующими обновления в период до 2010 г.,
являются: Комсомольская ТЭЦ-2, Хабаровская ТЭЦ-1, Артемовская
ТЭЦ, Владивостокская ТЭЦ-2, Зейская ГЭС, Вилюйская ГЭС-1,2.
Обновление предусматривает либо установку нового генерирующего оборудования, либо модернизацию существующего оборудования
для повышения надежности и устойчивости работы генерирующего
объекта и увеличение его установленной генерирующей мощности.
За последние 5 лет РАО «ЕЭС» на Дальнем Востоке ввело в эксплуатацию: 666,75 тыс. кВт генерирующих мощностей, что добавило незначительный процент генерирующих мощностей, обеспеченный только модернизацией существующих генерирующих объектов; 444,1 км линий электропередачи; 237 МВА трансформаторных
мощностей. С вводом Бурейской ГЭС (проектная мощность 2000
МВт) использование гидроресурсов на Дальнем Востоке увеличится
до 6 %. Для выдачи мощности Бурейской ГЭС в Приморский край
строится ЛЭП напряжением 500 кВт в период до 2007 г. До 2010 г.
в регионе Дальнего Востока намечен ввод следующих энергообъектов: Бурейская ГЭС проектной мощностью 2000 МВт; Нижне-Бурейская ГЭС проектной мощностью 428 МВт – контррегулятор Бурейской ГЭС. Нижне – Бурейская ГЭС должна вводится примерно
в одно время с последними агрегатами Бурейской ГЭС; Усть-Среднеканская ГЭС проектной мощностью 550 МВт; Вилюйская ГЭС-3
проектной мощностью 360 МВт. Пуск Бурейской ГЭС на полную
мощность изменит структуру установленной мощности в регионе –
снизится доля ТЭЦ до 59,1 % и увеличится доля ГЭС – до 40,9 %,
при этом в абсолютных величинах установленная мощность составит 14,9 млн кВт.
200
Бурейская ГЭС должна не только полностью обеспечить энергией Дальний Восток, но и даст возможность экспортировать ее. Рынком сбыта электроэнергии ГЭС является Объединенная энергосистема Востока (ОЭС Востока), которая включает в себя энергосистемы Амурской области, Хабаровского и Приморского края и Южной
Якутии.
Энергобалансы мощности энергозон Сибири и Дальнего Востока
представлены в табл. 5.8 и 5.9.
Таблица 5.8
Энергобаланс мощности ОЭС Сибири
Показатели Единица
измерения
Факт. данные
Прогноз
2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2015 г.
Внутреннее элек- млрд кВтч 189,2 192,2
тропотребление
Сальдо экспорта млрд кВтч –3,4 –3,4
– импорта
Потребность
млрд кВтч 185,8 188,8
в электроэнергии – всего
Максимум намлн кВт
28,1 28,5
грузки
Экспорт мощмлн кВт
0,0
0,0
ности
Резерв мощности млн кВт
3,5
3,7
195,9 199,5 202,6 205,3 222,5
–3,4
–3,4
–3,4
–3,4
– 3,4
192,5 196,1 199,2 201,8 219,1
29,0
29,6
30,0
30,3
32,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
4,1
4,5
5,2
5,3
5,5
Огранич. и неиспользованные
мощности ЭС
Потребность
в установленной
мощности электростанций
Установленная
мощность – всего, в т.ч.:
ГЭС
млн кВт
11,1
11,1
11,1
11,0
11,0
11,0
11,0
млн кВт
42,8
43,3
44,2
45,1
46,3
46,6
49,3
млн кВт
45,9
45,8
45,4
45,3
46,4
46,8
49,3
млн кВт
22,3
22,3
22,3
22,5
22,8
23,2
24, 3
АЭС
млн кВт
ТЭС
млн кВт
23,6
23,5
23,1
22,9
23,6
23,6
24,9
Избыток мощности
Фактический
резерв мощности
млн кВт
3,1
2,5
1,2
0,2
0,2
0,2
0,0
млн кВт
6,6
6,2
5,3
4,7
5,4
5,7
5,5
%
23,6
21,8
18,2
15,8
17,8
18,7
16,7
201
Необходимая величина резерва мощности для ОЭС определяется
величиной обязательного резерва мощности, включающая резерв
для проведения текущего ремонта оборудования и оперативный резерв для компенсации аварийных ремонтов оборудования и случайных колебаний нагрузки, оперативный резерв определяется с учетом возможностей взаимопомощи систем по межсистемным связям.
Для ОЭС Сибири обязательный резерв составляет 11,5 %, в том числе сокращенный резерв – 9,2 % и ремонтный резерв – 2,3 %; для
ОЭС Востока обязательный резерв составляет 21,6 %, в том числе
сокращенный резерв – 18,9 % и ремонтный резерв – 2,7 %.
Таблица 5.9
Баланс мощности Востокэнерго
Показатели
Един.
измер.
Факт.данн.
Прогноз
2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2015 г.
Внутреннее
электропотребление
млрд
кВт⋅ч
39,4
40,1
40,9
41,7
42,5
43,3
46,8
Сальдо
экспорта – импорта
млрд
кВт⋅ч
0,3
0,6
0,8
1,1
1,3
2,6
3,9
Потребность
в электроэнергии – всего
млрд.
кВт⋅ч
39,6
40,8
41,7
42,7
43,8
45,9
50,7
Максимум
нагрузки
млн кВт
7,1
7,3
7,6
7,7
7,9
8,4
10,3
Экспорт мощности
млн кВт
0,1
0,1
0,2
0,6
1,0
2,7
4,0
Резерв мощности
млн кВт
1,6
1,6
1,7
1,7
1,7
1,8
2,2
Огранич.и
неиспользов.
мощности ЭС
млн кВт
1,0
1,1
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
Потребность
млн кВт
в установленной мощности
электростанций
9,7
10,2
10,5
11,0
11,6
13,9
17,5
Установленная мощность – всего,
в том числе:
млн кВт
12,1
12,3
12,2
12,6
12,9
14,4
17,7
ГЭС
млн кВт
3,9
3,9
3,9
4,3
4,6
5,9
6,3
202
Окончание табл. 5.9
Показатели
Един.
измер.
Факт.данн.
Прогноз
2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2015 г.
АЭС
млн кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Прочие ЭС
млн кВт
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
ТЭС
млн кВт
8,0
8,2
8,2
8,2
8,2
8,4
11,3
Избыток мощ- млн кВт
ности
2,4
2,1
1,7
1,6
1,3
0,5
0,2
Фактический
резерв мощности
млн кВт
3,9
3,7
3,4
3,3
3,1
2,3
2,4
%
55,3
50,3
44,9
42,1
38,7
27,4
23,3
Учет в расходной части энергобаланса мощности динамики максимума нагрузки, связанной с варьированием режимов электропотребления, динамики обязательного резерва мощности, объемов
экспорта мощности, ввода/выбытия мощностей дает возможность
рассчитать баланс электро-энергии в ОЭС Сибири и Востока (табл.
5.10, 5.11).
При расчете выполнена корректировка производительности генерирующих блоков по ГЭС.
Таблица 5.10
Баланс электроэнергии ОЭС Сибири, млрд кВтч
Показатели
Факт.данн.
Базовое электропотребление
2005 г. 2006 г. 2007 г.
2008 г. 2009 г. 2010 г. 2015 г.
Внутреннее электропотребление
189,2 192,2
195,9
199,5
202,6 205,2 222,5
Сальдо экспорта –
импорта
–3,4
–3,4
–3,4
–3,4
–3,4
Потребность
в электро-энергии – всего
185,8 188,8
192,5
196,1
199,2 201,8 219,1
Производство элек- 185,8 188,8
тро-энергии – всего, в т.ч.:
192,5
196,1
199,2 201,8 219,1
ГЭС
88,9
88,0
88,0
88,0
91,6
93,1
99,9
АЭС
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
ТЭС
95,3
99,2
102,9
106,5
Избыток(+), дефицит(–) энергии
0,0
0,0
0,0
0,0
–3,4
–3,4
106,0 106,0 117,6
0,0
0,0
0,0
203
Таблица 5.11
Баланс электроэнергии Востокэнерго, млрдкВтч
Факт.данн.
Базовое электропотребление
Показатели 2005г.
Внутреннее электро39,4
потребление
Сальдо экспорта –
0,3
импорта
2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2015 г.
40,1
40,9
41,7
42,5
43,3
46,8
0,6
0,8
1,1
1,3
2,6
3,9
Потребность в электро-энергии – всего
Производство электро-энергии – всего,
в т.ч.
39,6
40,8
41,7
42,7
43,8
45,9
50,7
39,6
40,8
41,7
42,7
43,8
45,9
50,7
ГЭС
11,7
12,9
13,2
13,3
13,3
15,4
15,4
АЭС
0,1
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
ТЭС
27,8
27,7
28,3
29,2
30,3
30,3
35,1
Избыток(+), дефицит(–) энергии
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
С 2005 г. до 2007 гг. фактический резерв мощности по стране
снизится с 24,3 % до 20,2 %, а по европейской части ЕЭС – с 27,3 %
до 21,4 %, но будет выше 17 %, которые определены как средний
размер обязательного резерва.
В 2008 и 2009 гг. с учетом дополнительной генерирующей мощности резерв мощности составит 17,3–17,4 % по стране и 16,7–17,3 %
по европейской части ЕЭС. С 2009 г. в ОЭС Сибири резерв мощности сокращается, достигая критической отметки. В ОЭС Сибири,
где ГЭС обеспечивают не только переменную, но и часть базисной
части графика нагрузки, тепловые электростанции в зимний период будут работать в чисто базисном режиме. В ОЭС Востока также
сокращается величина фактического резерва, при этом достаточно
велика доля ГЭС и ночная разгрузка ТЭС невелика (рис. 5.10).
Наряду с обязательным резервом мощности в ОЭС предполагается наличие стратегического резерва мощности, обеспечивающего требуемую надежность электроснабжения регионов в условиях неопределенности прогнозной динамики электропотребления,
максимумов нагрузки, состояния действующих и развития новых
мощностей и линий электропередач. До 2015 г. присутствует стратегический запас мощности, величина которого в динамике имеет
тенденцию к снижению (рис. 5.11).
204
а)
Фактический резерв мощности, млн к Вт
Динамика фактического резерва мощности, млн кВт
7
6
5
4
ОЭС Сибири
ОЭС Востока
3
2
1
0
2004
2005
2006
2007
Год
2008
2009
2010
2015
б)60
50
40
ОЭС Сибири
ОЭС Востока
% 30
20
10
0
2004
2005
2006
2007
год
2008
2009
2010
2015
Рис. 5.10. Динамика фактического резерва мощности (млн кВт.) (а) и
динамики его изменения ( %) (б) в ОЭС Сибири и Востока
Требования к разгрузке тепловых электростанций в период паводка в период до 2015 г. соблюдаются, т. е. нагрузки не возрастают
по сравнению с зимними сутками, так как весной снижается загрузка ТЭЦ по тепловому графику и начинается вывод в ремонт АЭС.
Вводимый в соответствии с планами РАО «ЕЭС России» состав
генерирующих мощностей обеспечивает необходимую маневренность оборудования в рассматриваемых ОЭС при выполнении проектных нормативов его разгрузки. Несмотря на ужесточение режимов за счет снижения стратегической части фактического резерва
205
Динамика стратегического резерва мощности, %
40
35
30
%
25
ОЭС Сибири
ОЭС Востока
20
15
10
5
0
2004
2005
2006
2007
Год
2008
2009
2010
2015
Рис. 5.11. Динамика стратегического резерва мощности ОЭС Сибири и
Востока( %)
мощности возможно обеспечение бездефицитного баланса электрической энергии.
5.4. Анализ прогнозного энергобаланса
и выявление зон возможного энергодефицита
Наиболее сложно прогнозируемой величиной является выбытие
оборудования в условиях тотального старения генерирующих мощностей в рассматриваемых регионах.
Начиная с 1997 года энергосистемы рассматриваемых регионов
работают в условиях постоянного чрезвычайного режима, вызванного хроническим недостатком топлива и отсутствием оборотных
средств у предприятий топливно-энергетического комплекса [22].
Многие энергосистемы имеют значительную кредиторскую задолженность за использованную энергию, почти равную годовой
стоимости реализации продукции (около 15,1 млрд р.), более чем
7 млрд. р. задолженности поставщикам топлива, дефицит твердого
топлива в объеме 5,3 млн тонн (более 17 процентов). Особенно острая ситуация с энергоснабжением отмечается в Дальневосточном
ФО – Приморском крае, Сахалинской, Амурской и Камчатской областях.
Проблемой для регионов Сибири, Дальнего Востока и Забайкалья является износ основных фондов, который по выработке электроэнергии составляет 40 %, по тепловой – 55 %. На поддержку рабо206
тоспособности энергетических мощностей в этом регионе ежегодно
расходуется около 4,8 млрд р.
В прогнозном периоде (2007–2020 гг.) нарастают масштабы старения оборудования действующих электростанций. При этом мощность действующих АЭС неизменна, так как обоснована техническая возможность и экономическая эффективность продления их
эксплуатации сверх проектных сроков на 10–15 лет. Для действующих ГЭС обоснована эффективность их реконструкции за счет проведения восстановительного ремонта и замены части оборудования.
Основной проблемой предстоящего периода является проблема модернизации и перевооружения оборудования действующих ТЭС.
160
153 (71%*)
ГВт
131 (61%*)
140
41,0
104 (48%*)
120
100
67 (31%*)
80
60
40
20
0
26,9 (13%*)
ГЭС
ТЭС
АЭС
40,0
33,6
96,1
26,3
80,5
68,0
22,1
4,8
40,6
2000
2005
2,0
10,8
15,8
2010
2015
2020
* по отношению к установленной мощности на 01.01.2002
Рис. 5.12. Динамика старения генерирующего оборудования в РФ на
период до 2020 г. по оценкам РАО «ЕЭС России»
Наряду с демонтажом изношенного генерирующего оборудования на динамику мощности действующих электростанций оказывают влияние и перемаркировка действующего оборудования ТЭС,
и изменение мощности ГЭС при их реконструкции.
Динамика остающейся в эксплуатации мощности действующих
электростанций по Российской Федерации и рассматриваемых ОЭС
с учетом выявленных факторов изменения мощности дана в табл. 5.12.
Таблица 5.12
Динамика мощности остающихся в эксплуатации действующих электростанций России, млн кВт.
Фактич.данные
Прогноз
2010–2015
207,7 208,3 206,8 205,7 196–202 195–201 183–189
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Россия, всего, в т.ч.
Европейская 149,3 149,8 148,5 146,9 139–144 138–144
часть ЕЭС
130–135
207
Окончание табл. 5.12
Фактич.данные
Прогноз
2004
2005
2006
2007
2008
2009
ОЭС Сибири 45,6
Таймырэнер- 1,0
го
ОЭС Востока
7,6
Изолир.узлы 4,2
Востокэнерго
45,7
1,0
45,5
1,0
45,1
1,0
44–45
1,1
43–44
1,0
2010–2015
41–42
1,0
7,6
4,2
7,5
4,2
7,5
4,2
7,5
4,2
7,4
4,1
7,1
3,9
Для обеспечения их полноценного функционирования в период
до 2015 г. потребуются, во-первых, существенные капиталовложения (в основном на продление срока службы) и, во-вторых, дополнительные резервы мощности в ОЭС для компенсации простоев оборудования в ремонте.
При намеченном объеме демонтажа генерирующего оборудования в эксплуатации останется 25,1 млн кВт турбин ТЭС, которые
достигают в период до 2009 г. индивидуального ресурса, из которых
2,3 млн кВт предлагается демонтировать. На фоне выбытия выработавшего основной ресурс генерирующего оборудования возрастает
доля и суммарная мощность оборудования ТЭС, по которому требуется проведение диагностика и проведение специальных работ по
продлению сроков эксплуатации. Причем более высокими темпами
прогнозируется рост диагностируемого крупноблочного оборудования, прежде всего блоков единичной мощностью 300 МВт (табл.
5.13).
Таблица 5.13
Мощность турбин ТЭС, достигающих индивидуального ресурса, МВт
2005 г.
ОЭС Сибири, всего,
в т.ч. конденсационные энергоблоки
Востокэнерго, всего,
в т.ч. конденсационные энергоблоки
Россия, всего, в том
числе конденсационные энергоблоки
2009 г.
2005–2009
430
200
2006 г. 2007 г. 2008 г.
285
0
270
200
25
0
352
0
1362
400
100
55
100
0
50
305
4455
2818
4584
2969
5590
3982
6004
4905
4515
3377
25148
18051
Доля блочного оборудования в общей мощности ТЭС, требующих
диагностики и продления, возрастает с 63–65 % в 2005–2006 гг. до
80 % в 2008–2009 гг. Однако, наибольшее влияние указанный процесс будет иметь на Европейскую часть РФ.
208
Суммарный объем предложенных вводов мощности на электростанциях в период 2005–2009 гг. по России составляет 14006 МВт.
При этом подавляющая часть предложений (13329 МВт или 95 %
суммарной мощности) связана с техническим перевооружением и
новым строительством на тепловых электростанциях (табл. 5.14).
Таблица 5.14
Потребность в дополнительной установленной мощности по ОЭС
на 2008–2009 гг., млн кВт
Потребность в установленной мощности электростанций по России – всего, в т.ч.
Всего европейская часть ЕЭС
ОЭС Сибири (с Таймырэнерго)
Востокэнерго
Дополнительная новая мощность ТЭС – всего, в т.ч.
Всего европейская часть ЕЭС
ОЭС Сибири (с Таймырэнерго)
Востокэнерго
2008 г.
205,3
2009 г.
210,2
148,1
46,2
151,3
47,4
11,0
0,77
0,77
0
0
11,6
4,08
3,45
0,63
0
Дополнительная новая мощность требуется только в 2008 и 2009
гг., причём в 2008 г. – только в европейской части ЕЭС России, а
в 2009 г. потребность в ней становится значительной также для ОЭС
Сибири (0,63 МВт).
В ОЭС Сибири, где ГЭС полностью обеспечивают не только переменную, но и часть базисной части графика нагрузки, тепловые
электростанции в зимний период смогут работать в чисто базисном
режиме. В ОЭС Востока также достаточно велика доля ГЭС и необходимая ночная разгрузка ТЭС невелика. Необходимые дополнительные мощности обеспечивают новые угольные блоки на действующих КЭС (Харанорской и Березовской ГРЭС).
Объем дополнительных вводов новой мощности на ТЭС в целом
за период оценивается в 4700 МВт, из них 3900 МВт вводится на
ТЭС европейской части ЕЭС (полностью на базе ПГУ) и 800 МВт – на
угольных ТЭС в ОЭС Сибири.
Суммарные вводы на ГЭС в 2006–2009 гг. составят 1883 МВт: более 80 % мощности составят вводы на Богучанской ГЭС (540 МВт),
связанные с ростом электропотребления ОЭС Сибири, и Бурейской
ГЭС (999 МВт), обусловленные увеличением экспортных поставок
из ОЭС Востока в Китай.
В целом по России в период до 2007 г. мощности действующих
электростанций вместе с «обоснованной» новой мощностью ТЭС
209
обеспечивают диапазон энергопотребности, недостаток генерирующих мощностей возникает лишь в 2008–2009 гг., а для энергозоны
Сибири и Востока после 2009 г.
5. 5. Анализ топливного баланса ОЭС Сибири
и Дальнего Востока
Россия занимает одно из ведущих мест в мире по разведанным запасам углеводородного сырья, его добыче, потреблению и экспорту, играет ключевую роль в энергообеспечении и
энергетическом будущем Евразии. Экспорт минерального сырья составляет основную часть валютных доходов нашей страны, причем эта доля с 1995 по 2002 г. выросла с 42 до 55 %.
Однако, если сравнить экономическую и экологическую эффективность работы энергосектора России со среднемировыми показателями, то можно заметить значительное отставание в РФ потребления
ресурсов на душу населения и на сравнимый объем ВВП. В настоящее время энергоемкость ВВП России превышает среднемировой
показатель в 2,3 раза, а по странам Европейского Союза – в 3,1 раза.
Существующий потенциал энергосбережения оценивается в 360 –
430 млн т. у. т., или 39–47 % текущего потребления энергии. Энергетическая стратегия России до 2020 г. предусматривает уменьшение энерго-емкости ВВП на 26–27 % уже к 2010 г. и на 45–55 %
к 2020 г. за счет структурной перестройки экономики. В результате
потребность в первичных энерго-ресурсах на внутреннем рынке составит 1020–1095 млн т.у.т. к 2010 г. и 1145–1270 млн т.у.т. – к 2020 г.
с учетом темпа экономического роста (рис. 5.13) [6].
Основой внутреннего спроса на топливно-энергетические ресурсы при любых вариантах развития экономики России (при оптимистическом и при умеренном сценариях развития) является
природный газ. В настоящее время его доля в расходной части
топливно-энергетического баланса составляет 50 %. Максимально
возможное снижение доли природного газа в расходной части топливно-энергетического баланса составит 5 % к 2020 г. Доля потребления остальных первичных энергоресурсов останется стабильной:
жидкое топливо (нефть и нефтепродукты) – 20–22 %, твердое топливо – 19–20 % [6].
При этом территориальная структура энергопотребления не будет иметь существенных изменений. В частности, доля энергопотребления Сибири составит – около 18 %, Дальнего Востока – 5 %
в суммарном внутреннем энергопотреблении России (рис. 5.14).
210
1400
1200
111
1000
253
94
800
96
141
371
600
101
99
104
105
171
180–
185
117
123
129
140
191
213
214
225
215
228
236
257
177
175
181
180
182
195
205
469
450
458
463
466
480
497
531
511
558
1995
2000
2001
2002
2005
2010
2015
235
нетопливные энергоресурсы
твердое топливо
жидкое топливо
газ
400
200
0
531
1990
Рис. 5.13. Динамика структуры и объемы внутреннего потребления
первичных топливно-энергетических ресурсов в России
Европейская
часть включая
Урал
211,1
11,3
Сибирь и
Восток
28,6
171,2
63,9
2,0
мазут
52,1
9,8
уголь
газ
Рис. 5.14. Структура топлива в электроэнергетики России, млн т.у.т.
Основной спрос на электроэнергию находится в Европейской
части страны, где сосредоточено более 70 % промышленного потенциала и населения страны. Эффективный гидроэнергетический
потенциал в этой зоне практически исчерпан, а топливные ресурсы
находятся в Сибири и на Дальнем Востоке.
211
Энергетическая Стратегия России предусматривает развитие
генерации, не использующей органическое топливо, тем не менее,
основой электроэнергетики России в целом, включая европейскую
часть страны, в период до 2020г. останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре производства электроэнергии сохранится на уровне 60 %.
Структура расходуемого топлива на ТЭС будет изменяться в сторону сокращения доли газа и увеличения доли угля, при этом соотношение между использованием газа и угля в качестве топлива будет
определяться конъюнктурой цен на указанные энергоносители.
Для обеспечения электростанций топливом предусматривается
максимальное вовлечение угля в топливный баланс, объем потребления которого до 2020 г. намечается увеличить почти в два раза
и довести годовое потребление до 165 млн т.у.т (289 млн тонн). При
этом практически не предусмотрено увеличение потребления на
электростанциях газа с 180 млн т.у.т. в 2001 г. (159 млрд куб. м) до
185 млн т.у.т. в 2020 г. (165 млрд куб. м).
Прогноз потребности в природном газе и угле в электроэнергетике России представлен на рис. 5.15 [14, 62].
млн т.у.т
400
Уголь и прочие
350
300
280 276 280
288 290
Мазут Газ
300
250
200
178
182 182
181 178
185
150
100
50
0
16
86
16
85
14
16
16
17
80
91
96
98
2000 20012002
2005
2010
320
315
187
186
17
17
116
112
2015
345
330
370
188
188
187
17
17
140
126
17
165
2020
Рис. 5.15. Прогноз потребности в топливе на ТЭС России
Динамика потребности со стороны ТЭС в твердом топливе представлена на рис. 5.16. Необходимо отметить, что в период до 2015 г.
учитывается потребление угля действующими ТЭС; обеспечив
полную их загрузку, потребление угля начинает формироваться и
за счет ввода новых генерирующих мощностей. В частности, РАО
«ЕЭС России» планирует в период до 2020 г. ввести на угле более 23
млн кВт новой и расширяемой мощности и на 8 млн кВт мощности
осуществить работы по комплексной реконструкции с установкой
нового прогрессивного оборудования в существующих корпусах.
212
млн т
300
216
250
188
26
200
268
78
новые и расширяемые ТЭС
150
100
50
0
143
158
188
190
190
действующие ТЭС
2001 г. 2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г.
Рис. 5.16. Потребность в угольном топливе для ТЭС России в динамике
Поскольку динамика потребления первичных топливных ресурсов зависит от рыночной конъюнктуры на соответствующих рынках, необходимо рассмотреть прогнозы динамики изменения цен
с учетом существования ограничений по добыче экономически эффективных природных ресурсов и пропускной способности транспортной инфраструктуры, а также с учетом снижения доли инвестиций в топливную промышленность с 47 % в 2004 г. до 40,7 %
в 2008 г.
В целом прогнозируется сохранение относительно высоких мировых цен на нефть (по данным международных агентств и организаций, специализирующихся на мониторинге и прогнозе мировых
цен на нефть: КЭРА, Международный валютный фонд, Управление
энергетической информацией, Всемирного банка) при условии существования резких подъемов и спадов. При этом добыча нефти
увеличивается умеренными темпами до 2015 г. и достигает 530 млн
т. Динамика ценовой конъюнктуры по жидкому топливу представлена в табл. 5.15 [54].
В долгосрочном плане цены на нефть окажут влияние на производный продукт на мазут. Объемы производства мазута по прогнозам снижаются, начиная с 50–51 млн т в 2005 г. до 45 млн т в 2010 г.,
36 млн т в 2015 г. и 29 млн т в 2020 г.
В долгосрочном периоде предусматривается рост добычи природного газа до 690–740 млрд м3 в год к 2015 г. В отличие от нефтяной
отрасли на динамику добычи газа наибольшее влияние оказываю
цены на внутреннем рынке. Конкретные объемы добычи газа уточняются в зависимости от спроса на энергоресурсы, уровня регулируемых цен на газ, объемов инвестиционных ресурсов, динамики
либерализации внутреннего рынка газа и темпов реформирования
отрасли. При этом обеспечение необходимого роста инвестиций в газовую отрасль требуют повышения цен на газ до 59–64 дол. США за
213
тыс. м3. Размер повышения цен на газ в соответствии с прогнозом
Правительства РФ, представленным в Государственную Думу РФ
26.08.2004 г., в среднем составит 11 % в 2006 г., 8 % в 2007 г., что
обеспечивает формирование средней оптовой цены на газ на уровне
40,5 – 41,5 дол. США за тыс. м3 уже в 2006 г.
Перспективные уровни добычи угля определяются спросом на
него на внутреннем рынке с учетом его ценовой конкурентоспособности по отношению к другим видам первичных энергоресурсов.
В условиях опережающего роста цен на природный газ и стабилизации цен на уголь соотношение цен в условном топливе на газ и
энергетический уголь поднимется до 1,4/1 к 2010 г. и далее может
достигнуть 1,6–2,1. Рост темпов потребления угля превышает рост
потребления других видов топлива. Добыча угля прогнозируется на
уровне 270–330 млн т. в 2010 г. и достигнуть 375–430 млн т к 2020 г.
При этом особо быстрый темп роста характерен для энергетических углей: до 70 млн т в 2010 г. и 75–80 млн т в 2020 г. (Кузнецкий
(Кемеровская область), Канско-Ачинский бассейн (Красноярский
край), Мугунское и Харанорское месторождения в Читинской области, Ерковецкое – на Дальнем Востоке, Лучегорское и Павловское – в Приморском крае) [54].
Данный сценарий развития угольной отрасли, в частности потребление энергетических углей, связан, с одной стороны, с реализацией стратегии развития электроэнергетики в Сибири и на Дальнем
Востоке – использование гидроэнергетических генерирующих объектов (наличие соответствующих водных ресурсов) и генерирующих
объектов с применением угля в качестве основного топлива (наличие угольных месторождений и снижение транспортных расходов
на доставку топлива к генерирующим объектам), с другой стороны,
с относительной удешевлением энергетических углей по сравнению
с другими видами топлива.
При распределении общей потребности по видам и источникам
топлива наряду с ценами топлива учитывались ресурсные возможности его производителей, выявленные при формировании региональных топливно-энергетических балансов для оптимистического
сценария Энергетической стратегии России.
Для топливообеспечения электростанций отрасли к 2009 г. потребуется увеличить суммарный объем поставки топлива по сравнению с уровнем 2004 г. на 24,2 млн т.у.т., и это должно быть обеспечено преимущественно газом (на 15,1 млн т.у.т.) и в значительно меньшей мере – углем (на 9,0 млн т.у.т.) при практической стабилизации
мазута.
214
215
305 389 499 582 651
1791 2159 2445 3031 2945
532 748 906 1060 1090
Газ
Мазут
Уголь
2009
2015
6948
6590
12516
17041
12322
6856
6574
7745
6377
13510 12471
16612 16855
11848 12072
10227
9648
10228
2268
2010 г.
2224
2179
2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г.
12610
18019
13000
7003
6787
10056
2503
2015 г.
Таблица 5.16
1200–1355 1305–1500 1400–1650 1800–2200
3315–3520 3375–3640 3430–3750 3680–4100
1050–1145 1080–1215 1110–1280 1240–1490
ТГК-14 (Республика Бурятия, Читинская
2215 1916 1923 1940 2009
область)
ТГК-11 (Томская область, Кузбасс, Омская 10247 9924 10247 10278 10058
область)
ТГК-12 (Алтай, Кемеровская область)
7908 7413 7406 7746 7934
ТГК-13 (Красноярский край, Республика
5573 5291 5990 6013 6023
Тува, Республика Хакасия)
ОГК-6 (в т. ч. Красноярская ГРЭС-2)
9705 9916 10766 11765 12514
ОГК-4 (в т. ч. Березовская ГРЭС-1)
15068 15061 15182 15479 15919
ОГК-3 (в т. ч. Гусиноозерская ГРЭС, Хара- 8922 9024 8871 9800 10659
норская ГРЭС)
Потребность в топливе
2010
1495–1680 1550–1785 1590–1865 1890–2365
2475–2610 2550–2740 2635–2860 3200–3510
790–855
855–940 905–1025 1050–1325
2008
Потребность в топливе по электростанциям, млн т.у.т.
264 427 601 768 633
1321 1659 1707 2089 2135
254 402 403 514 570
Газ
Мазут
Уголь
Сибирь
1010 1180 1440–1600
2154 2325 2390–2485
593 670 720–770
Дальний Восток
841 980 1085–1155
3009 3195 3280–3400
883 975 1000–1070
2007
Динамика цен топлива по основным энергозонам (без НДС), р. /т.у.т.
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Таблица 5.15
Эта же тенденция характерна и для более долгосрочного периода
(до 2015 г.) – потребность в топливообеспечении возрастет на 42,6
млн т.у.т. по сравнению с 2004 г.
При этом структура топливообеспечения электростанций отрасли в динамике изменится очень незначительно.
В целом по отрасли доля мазута стабилизируется на уровне 3,1–
3,3 %, доля угля повысится от 24,9 до 25,9 % при небольшом сокращении (от 67,8 % до 67,3 %) доли газа.
В рассматриваемых ОЭС (ОЭС Сибири и ОЭС Востока) представлены следующие генерирующие компании: ТГК-14, ТГК-11, ТГК-12,
ТГК-13, ОГК-6, ОГК-4, ОГК-3.
Часть компаний помимо генерирующих объектов, расположенных в рассматриваемых ОЭС, имеет генерирующие объекты, расположенные территориально в других ОЭС. Потребность в топливе
для каждой из компаний представлена в табл. 5.16 [54].
Необходимо отметить, что динамика развития потребности в топливе имеет явную тенденцию к росту по всем компаниям. Однако
рост потребления топлива сопровождается спадами и подъемами,
что обусловлено системой логистики и политикой создания резервов топлива в каждой компании.
Выводы по разделу 5
1. Количественные показатели прогноза уровня спроса на электроэнергию по Сибири и Дальнему Востоку, предложенного NERA,
являются завышенными, а методика построения прогностической
модели, использующая экспоненциальную аппроксимацию данных на прогнозный период, недостаточно корректна.
2. Для построения достоверного прогноза регионального спроса на электроэнергию уточнена динамика факторов, влияющих на
энергопотребление, и с применением метода свертки критериев определен корреляционный коэффициент для параметров развития
Сибири и Дальнего Востока. Предложена эконометрическая модель, основанная на результатах линейного регрессионного анализа зависимости потребности в электроэнергии от уровня развития
региональной промышленности.
3. Для выявленных масштабов износа оборудования действующих электростанций региона обоснована необходимость модернизации и перевооружения действующих тепловых электростанций.
На основе анализа прогнозного энергобаланса установлено, что недостаток генерирующих мощностей для энергозоны Сибири и Дальнего Востока возникнет не ранее 2008 года.
216
4. Предложен прогноз регионального предложения электроэнергии, выполненный с учетом прогноза водности с использованием
моделей ARIMA, ARIMA-GAPCH и многоступенчатых нейронных
сетей. Разработанные прогнозные модели учитывают эффект кластеризации пиков временного ряда, а параметры моделей получены
на основе анализа частной автокорреляционной и автокорреляционной функций.
5. На основе анализа среднемноголетней, минимальной и максимальной выработки региональных гидроэлектростанций повышена достоверность прогноза по сравнению с использованными ранее
методами и доказано, что вводимый состав генерирующих мощностей обеспечивает необходимую маневренность оборудования в региональной энергозоне при выполнении проектных нормативов его
разгрузки.
6. Объединенная энергосистема Сибири и Дальнего Востока
должна быть отнесена к неценовым зонам оптового рынка и в краткосрочном периоде (5-7 лет) ориентирована на модели регулируемого рынка энергии и единого закупщика, а приоритетным принципом при составлении режимов работы оборудования становится минимизация затрат на производство электроэнергии или стоимость
купленной/проданной электроэнергии.
7. Для создания конкурентных механизмов в функционировании оптового энергорынка предложено всю генерацию региональной энергосистемы вывести на оптовый рынок электроэнергии с
присвоением постанционных тарифов, использовать механизмы
экономической диспетчеризации на оптовом рынке и механизмы
долгосрочного ценообразования, которые допускают долгосрочное
планирование объемов поступлений и позволяют регулировать вложение средств по повышение эффективности производства.
8. Предложен и разработан алгоритм моделирования оптового энергорынка, основанный на введении системы регулируемых
двухсторонних договоров и механизма сбора средств с потребителей
для компенсации объемов перекрестного субсидирования.
9. При анализе топливного баланса энергосистемы Сибири и
Дальнего Востока уточнена зависимость потребления первичных
тепловых ресурсов от рыночной конъюнктуры с учетом ограничений по добыче и пропускной способности транспортной инфраструктуры.
217
Литература
1. Абашкина Е. О. Прогнозирование параметров уровня жизни
населения России с помощью моделей нелинейной динамики// Перспективы развития российской экономики и ее место в глобальном
экономическом пространстве: Материалы к VIII Кондратьевским
чтениям. М.: МФК, 2000. С. 109–113.
2. Абашкина Е. О. Рынок труда и уровень жизни населения России: нелинейные методы анализа и прогнозирования // Информация и экономика: теория, модели, технологии: сб. научных трудов
/Под ред. Е. О. Иванова. Барнаул: изд-во Алтайского го с. ун-та,
2002. С. 80–111.
3. Аганбегян А. Г. Социально-экономическое развитие России.
М.: Дело, 2003.
4. Агафонов А. Н. Проблемы и основные направления совершенствования существующих и создание новых автономных источников
энергоснабжения объектов малой энергетики. В кн. «Энергетическая безопасность и малая энергетика», СПб.: РАПСМЭ, С. 46–63.
5. Агеев А. И., Андросова Л. А., Фомина А. В. и др. Россия и мир:
взгляд из 2017 года. / Под ред. А. И. Агеева и И. В. Бестужева–Лады.
М.: ИНЭС, 2007. 228 с.
6. Гарипов В. З., Козловский Е. А., Литвиненко В. С. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России. М.:
РАЕН, 2003.
7. Гаскаров Д. В., Грищенков А. А., Шнуренко А. А. Управление
и оптимизация производственно-технологических процессов. СПб.:
Энергоатомиздат, 1995. 301 с.
8. ������������
Гарднер Г., ���������������������������
Бенджамин Дж. Петтингилл Л. Оценка доверия
в современном американском обществе. Гардвардский ун-т, 2005.
9. Гамидов Г. С., Исмаилов Т. А., Туккель И. Л. Инновационная
экономика: Стратегия, политика, решения. СПб.: Политехника,
2007. 356 с.
10. Глазьев С. Ю. Теория долгосрочного технико-экономического
развития. М.: ВлаДар, 1993.
11. Говорский А. Э. Распределенные информационные системы
контроля и управления. СПб.: Энергоатомиздат, 2004. 378 с.
12. Данные по России за 2002 год: United Nations 2005 Development
Друкер П. Основные задачи менеджмента в XXI веке. М.: Вильямс,
2004.
13. Дмитриев С. Н. Коммунальная энергетика – основа жизнеобеспечения населения// Экономические стратегии, 2005. Вып. 8.
с. 122–123.
218
14. Долин Ю., Эдельман В., Коссов В. и др. Топливообеспечение
электростанций «РАО ЕЭС»: результаты и основные выводы// Экономические стратегии. 2002. Вып. 2, С. 34–37.
15. Зубарев Ю. А., Гаскаров В. Д., Удалой В. А. Планирование вычислительного эксперимента в электроэнергетике. СПб.: Энергоатомиздат, 2000. 328 с.
16. Козин Ю. Стратегия ОАО «РАО «ЕЭС России» – новый взгляд,
или еще раз о взаимопонимании// Экономические стратегии, 2006.
№ 4. С. 52–56.
17. Козлов В. Н. Управление энергетическими системами / под
ред. Ю. С. Васильева. СПб: Изд-во Политехн. ун-та, 2006. 256 с.
18. Кондратьев Н. Д. Большие циклы конъюнктуры и теория
предвидения. М.: Экономика, 2002.
19. Корпоративная программа развития топ-менеджеров. СПб.:
Невская консалтинговая компания, 2005.
20. Кудрин Б. О плане электрификации России, Экономические
стратегии, 2006. Вып. 3. С. 30–35.
21. Кузык Б. Н., Яковец Ю. В. Россия – 2050. Стратегия инновационного прорыва. М.: Экономика, 2004.
22. Кушлин В. Е. Траектории экономических трансформаций.
М.: Экономика, 2004.
23. Лаверов Н., Конторович А. Топливно-энергетические ресурсы
и выход России из кризиса// Экономические стратегии. 1999. Вып.
2. С. 44–62.
24. ������������������������������������������������������
Месячный отчет об исполнении государственного бюджета
РФ на 1 сентября 2006 г.
25. Мир на рубеже тысячелетий. Прогноз развития мировой экономики до 2015 г. М.: Новый век, 2004.
26. Мировая экономика. Глобальные тенденции за 100 лет. М.:
Экономист, 2003.
27. Михайлов А. К., Сухарь Г. А. К вопросам правового и законодательного обеспечения развития малой и нетрадиционной энергетики. В кн. «Энергетическая безопасность и малая энергетика», СПб.:
РАПСМЭ, с. 46–63.
28. Обзор IPO Российских Компаний ЦМЭИ.
29. Портнов Е. М. Анализ состояния производства, принципов
построения и тенденций развития информационно-управляющих
комплексов для АСУ распределенных энергообъектов производств.
М.: «Выбор-принт», 2002. 85 с.
30. Постановление Правительства РФ № 205 «О темпах либерализации оптового рынка электрической энергии (мощности)» от
07.04.2007 г.
219
31. Постановление Правительства РФ № 526 «О реформировании
электроэнергетики Российской Федерации» от 11 июля 2001 года.
32. Постановление Правительства РФ № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской
Федерации» от 26 февраля 2004 года.
33. Постников А. И. Концепция ERP и стандарты управления
производством. М.: Изд. ИМАШ РАН, 2000. 52 с.
34. Правила Оптового рынка электрической энергии (мощности) Постановление Правительства РФ № 643 «О правилах оптового
рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» от
24. 10. 2003 г. и № 529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)» от
31.08.2006 г.;
35. Прогноз социально–экономического развития Российской
Федерации на 2008 год, параметры прогноза на период до 2010 года,
МЭРТ.
36. Прогноз Citigroup Global Markets (CGM) от 13.11.2006.
37. Прогноз Deutsche UFG,
38. Проект
����������������������������������������������������
оказания консультационной поддержки ОАО «СМУЭК». «Определение стратегии энергосбытовой деятельности». М.:
ООО «Карана», 2005. Конфиденциально.
39. ����������������������������������������������������
Проект «Основные элементы системы финансово-экономического управления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС». М.: ООО «Карана», 2005.
Конфиденциально.
40. Проект
��������������������������������������������������������
«Постановка системы стратегического планирования
ОАО «Якутскэнерго». М.: ООО «Карана», 2006. Конфиденциально.
41. ������������������������������������������������������
Проект «Принципы построения системы финансово-экономического управления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС». М.: ООО «Карана», 2005.
Конфиденциально.
42. �����������������������������������������������������
Проект «Стратегия развития энергорынка в Сибири и на
Дальнем Востоке». М.: ООО «Карана», 2006. Конфиденциально.
43. Пухов Р., Макиенко К. «Окно возможностей» и оборонный
научно-промышленный комплекс России. Экономические стратегии.1999. № 1. С. 89–101.
44. �������������������������������������������������������
Результаты исследований Независимого института социальной политики (НИСП)// «Субъективная экономика», Киев: Коммерсант Украины, №64 от 12.04.2006.
45. Российский статистический ежегодник. М., Госкомстат России, 2003.
46. Россия – 2015: оптимистический сценарий. Под ред. Л. И.
Абалкина. М.: МВББ, 1999.
220
47. Россия в пространстве и времени (история будущего) / Б. Н.
Кузык (рук. авторского коллектива). М.: ИНЭМ, 2004.
48. Сошникова Л. А., Тамашевич В. Н., Шефер М. Многомерный
статистический анализ в экономике / под ред. В. Н. Тамашевича.
М.: ЮНИТИ-ДАНА, 1999. 598 с.
49. ТЭК. Экономическая стратегия России на период до 2020
года. Приложение к журналу «Минатом», 2003.
50. Фомина А. В. Циклы Кондратьева в экономике России. М.:
МФК, 2005. 146 с.
51. Фомина А. В., Яковец Ю. В., Юнь О. М. и др. Теоретические
основы и модели долгосрочного макроэкономического прогнозирования. М.: МФК, 2005. 214 с.
52. Фомина А. В. Прогнозная модель длинных циклов в экономической динамике. Современные аспекты экономики. 2002. Вып. 10.
53. Фомина А. В. Деривативы в энергетике// Экономические
стратегии. 2006. Вып. 2. с.
54. Фомина А. В., Оводенко А. А. Оценка топливного баланса энергосектора Сибири и Дальнего Востока// Экономические стратегии.
2006. № 5–6. С. 62–66.
55. Фомина А. В., Семенова Е. Г. Информационные технологии
в управлении инвестиционной деятельностью. Материалы 6-й
Международной конференции «Современные технологии обучения». СПб: Изд-во СПбГЭТУ (ЛЭТИ), 2000.
56. Фомина А. В., Семенова Е. Г. Инвестиционная привлекательность промышленности Северо-Западного региона. Материалы 6-й
Международной конференции «Современные технологии обучения». СПб: Изд-во СПбГЭТУ (ЛЭТИ), 2000.
57. Фомина А. В. Россия во взаимодействии цивилизаций Востока и Запада. Материалы международной научной конференции
«Санкт-Петербург в диалоге цивилизаций и культур востока и запада». СПб., 2003
58. Фомина А. В. Стратегии энергосбытовых компаний на оптовых рынках электроэнергии. Региональная экономика: теория и
практика, 2007. Вып. 6 (45).
59. Чистович А. С. Малая энергетика в системах централизованного теплоснабжения. В кн. «Энергетическая безопасность и малая
энергетика», СПб: РАПСМЭ, с. 293–298.
60. Хант С., Шаттлруорт Г. Конкуренция и выбор в электроэнергетике. М.: НЕРА, 2005.
61. Хэмел Г., Прахалад К., Томас Г., О’Нил Д. Стратегическая гибкость. Пер. с англ. СПб.: Питер, 2005. 220 с.
221
62. Шафраник Ю. Сырьевой фактор роста// Экономические стратегии, 2003. Вып. 6.
63. Энергетическая безопасность и малая энергетика. XXI век.
Материалы Всероссийской научно-технической конференции. СПб:
2002. 412 с.
64. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года.
(утверждена распоряжением Правительства Р. Ф. № 1234-р от 28 августа 2003 года);
65. Юнь О. М. Производство и логика: информационные основы
развития. М.: МФК, 2001.
66. Яковец Ю. В. Рента, антирента, квазирента в глобально-цивилизационном измерении. М.: Академкнига, 2003.
67. Яковец Ю. В. Экономика России: перемены и перспективы.
М.: Экономика, 1996.
68. Яковец Ю. В. Эпохальные инновации XXI века. М.: Экономика, 2004. 444 с.
69. All for All: Equality, Corruption, and Social Trust. Bo
��������
Rothstein, Eric M. Uslaner. World Politic, V. 58, 11/2006.
70. Gini, Corrado (1912). «Variabilità
����������������������������������������
e mutabilità» Reprinted in
Memorie di metodologica statistica» (Ed. Pizetti E, Salvemini, T).
71. Gilbert M. Gaul, «Bad Practices Net Hospitals More Money»,
Washington Post, July 24, 2005
72. United Nations 2005. Development Programme Report. Данные
по США за 2004 год: US Census Bureau, 2004.
73. Robert D. Putnam, Bowling Alone: The Collapse and Revival of
American Community (2000)
74. Sonja Zmerli, Ken Newton. Social trust and attitudes towards
democracy: a close connection after all. ESRC Research Methods
Festival, St. Catherine’s College, Oxford, July 2006
75. Statistical Yearbook 1972. United Nations, New York, 1973
76. Statistical Abstract of the United States 1997/U. S. Dep. of
commerce: Bureau of census. Wash. 1997.
77. 1995 Energy Statistics Yearbook. United Nations, New York,
1995.
222
Научное издание
Фомина Алена Владимировна
РЕГИОНАЛЬНЫЕ АСПЕКТЫ
ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСБЫТОВЫХ
КОМПАНИЙ
Монография
Верстальщик А. Н. Колешко
Сдано в набор 12.12.07. Подписано к печати 19.12.07.
Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл.-печ. л. 13,0.
Уч.-изд. л. 14,1. Тираж 150 экз. Заказ № 701.
Редакционно-издательский центр ГУАП
190000, Санкт-Петербург, Б. Морская ул., 67
223
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
28
Размер файла
7 292 Кб
Теги
0d04087108, fomin
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа